目前整體情況來看，工商業(yè)儲能盈利的空間，一方面峰谷價差收益，另一方面還包括需量電費管理和需求側(cè)響應服務獲取的收益。從這個角度來說，儲能商業(yè)模式的可行，除去外在峰谷電價的變化、企業(yè)運營情況的波動外，從儲能系統(tǒng)解決方案出發(fā)來看，更優(yōu)的方案如何詮釋和理解呢?一方面體現(xiàn)在儲能系統(tǒng)對于電量的吞吐能力，這包括了電量吞吐深度(DOD)，是90%，95%還是100%。另一方面體現(xiàn)在吞吐效率(交流側(cè)充放電效率)，吞吐效率可以理解為充進去100度電能不能放出去85度電甚至90度電。還有循環(huán)次數(shù)下的真實電芯容量衰減情況。
另外系統(tǒng)解決方案的優(yōu)劣，也不僅僅體現(xiàn)在系統(tǒng)造價的差別，雖然成本控制很重要，但是還要綜合的關(guān)注多個維度的因素，比如安全策略、比如售后服務、比如資產(chǎn)利用率，儲能實際運行效果是否可以與財務模型相匹配，我們還需要關(guān)注資產(chǎn)利用率，平均故障恢復時間，運營更好的系統(tǒng)，是否可以幫助投資商降低保險費率，這些都是儲能系統(tǒng)解決方案供應商應該主動去思考的事情。#開始謀劃我的2024#
虛擬電廠是什么：
1. 分布式資源的聚合與優(yōu)化
虛擬電廠(virtual power plant，簡稱VPP)是通過先進信息通信技術(shù)和軟件系統(tǒng)，實現(xiàn)分布式電源、儲能系統(tǒng)、可控負荷、電動汽車、充電樁等分布式能源的聚合和協(xié)調(diào)優(yōu)化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網(wǎng)運行的電源協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)。虛擬電廠并不是真實存在的電廠，而是一種智能電網(wǎng)技術(shù)，應用分布式電力管理系統(tǒng)參與電網(wǎng)運行調(diào)度，實現(xiàn)“源-荷-網(wǎng)”聚合優(yōu)化。
2. 結(jié)構(gòu)——可調(diào)節(jié)性是資源層的核心
資源層的調(diào)節(jié)能力和質(zhì)量決定虛擬電廠完成調(diào)度指令的能力，工商業(yè)儲能作為優(yōu)質(zhì)的調(diào)節(jié)資源之一，是虛擬電廠大發(fā)展的重要前提條件。
源：目前接入資源以分布式光伏為代表，自身不具備調(diào)節(jié)能力，可和工商業(yè)負荷視為整體，構(gòu)成一個可調(diào)節(jié)負荷。
荷：可調(diào)節(jié)負荷各有自身能力限制，工業(yè)負荷往往受生產(chǎn)計劃強制約，且響應速度慢;空調(diào)負荷在時間維度不可平移，基本沒有填谷能力，且受用戶體驗和天氣等因素限制，可調(diào)節(jié)范圍有限;充電樁作為直接面向C端的負荷，其調(diào)節(jié)能力不可預測性較強。
儲 ：可調(diào)節(jié)能力、響應速度和可靠性都較為優(yōu)質(zhì)的調(diào)節(jié)資源，同時具備削峰和填谷能力，虛擬電廠進行高頻次大幅度響應的必備資源。
為什么需要虛擬電廠：
1. 風光快速增加帶來的填谷需求
風光裝機快速增長，加劇電力系統(tǒng)不可控性。新能源出力主要受來風、來光影響，人為干預作用小。因此，當新能源出力與負荷用電特性不吻合時，便存在新能源電力消納問題，處理不當會引發(fā)電力系統(tǒng)安全事故，且造成投資的浪費。
光伏建設速度遠超風電，分布式光伏成為主力。分布式建設、選址簡單，項目周期短，裝機提升快。由于其出力時間高度集中，受電網(wǎng)調(diào)度管控程度相對低，消納問題正在顯現(xiàn)，山東、河南等分布式裝機大省已出臺分布式配儲文件。
“鴨子曲線”變“峽谷曲線”，光伏增加帶來填谷需求。“鴨子曲線”最初由美國加州電網(wǎng)運營商CAISO提出，即在光伏出力高峰的中午，凈負荷曲線下降，隨后在晚上光伏發(fā)電量下降時凈負荷急劇上升。隨著光伏裝機增加，CAISO的凈負荷曲線出現(xiàn)了向“峽谷曲線”的轉(zhuǎn)變，即中午凈需求更低，跌至零值甚至負值;傍晚負荷增加更加陡峭，其他電源必須快速爬坡出力以適應負荷的急劇攀升。
國內(nèi)以山東為代表的部分省份同樣有明顯的填谷需求。山東裝機結(jié)構(gòu)與CAISO相似，截至22年底，光伏裝機占比達到22.5%。在2023年五一假期期間，山東省內(nèi)用電負荷下降約15%，引發(fā)連續(xù)負電價現(xiàn)象。值得注意的是，4月29日-5月1日現(xiàn)貨價格曲線形狀類似鴨子曲線，期間10時-15時負電價出現(xiàn)尤為頻繁，而該時段為光伏發(fā)電高峰。
結(jié)合此前山東將中午時段劃分為電價深谷時段，新能源裝機增加改變了原有的負荷曲線，使得新能源集中大發(fā)時段，電網(wǎng)凈負荷出現(xiàn)了一個深谷，需要對負荷進行時間上的轉(zhuǎn)移(填谷)以平滑變化、促進新能源消納。
2. 負荷峰值屢創(chuàng)新高帶來的削峰需求
第三產(chǎn)業(yè)和居民用電增速快于工業(yè)，負荷峰值增速大于用電量增速。近十年以來，我國第二產(chǎn)業(yè)增速相對較低，在用電結(jié)構(gòu)占比明顯降低，從2013年的73%下降至2022年的66%，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電占比之和則由2013年的25%提高至2022年的33%。
用電結(jié)構(gòu)變化帶來負荷新變化：
1)日負荷峰谷差更大;
2)受極端天氣和消費能力等因素影響，年負荷曲線呈現(xiàn)夏、冬雙高峰特征 ;
3)第二產(chǎn)業(yè)用電負荷穩(wěn)定、持續(xù)，第三產(chǎn)業(yè)和居民用電波動性較強且時段集中效應明顯，對于固定時段最大負荷的拉動效果強于對全時段用電量的拉動效果，因此用電結(jié)構(gòu)變化下，全社會最大負荷增速將顯著高于用電量增速，需要負荷進行時間上的轉(zhuǎn)移(削峰)以保障電力供應。中電聯(lián)預計2023年正常氣候情況下，夏季全國最高用電負荷為13.7億千瓦左右，同比增加8000萬千瓦，如果出現(xiàn)長時段大范圍極端高溫天氣，全國最高用電負荷可能同比增加近1億千瓦。
3. 充電樁等新型負荷使得負荷側(cè)復雜程度提升
充電樁保有量隨新能源汽車快速提升，改變配電網(wǎng)形態(tài)。截至2023H1，我國公共充電樁保有量為214.86萬臺，同比+40.63%。2023H1，新能源汽車銷量同比+44.13%，保持快速增長，可以預見未來隨新能源汽車銷量繼續(xù)快速提升，充電樁保有量將持續(xù)增加。充電樁的大量增加將對配電網(wǎng)產(chǎn)生沖擊，相比于常規(guī)交流充電樁，快充直流樁由于功率更大、充電時間更短，產(chǎn)生沖擊更大。
充電樁加劇居民生活用電負荷峰值提升。充電樁對配電網(wǎng)的影響主要包括：
(1)充電樁用電高峰同樣是居民原有用電高峰，會導致原有負荷峰值繼續(xù)提升，產(chǎn)生時間短、量級高的尖峰負荷;
(2)按尖峰負荷配置變壓器容量，導致其余時間資源閑置;
(3)充電負荷波動帶來網(wǎng)絡損耗等。
因此，充電樁的發(fā)展導致了削峰填谷需求的增加，但同時充電樁和新能源汽車本身是良好的可調(diào)節(jié)負荷，如能通過虛擬電廠進行聚合和優(yōu)化，是降低充電成本和降低電網(wǎng)投資的雙贏之選。
4. 實現(xiàn)用戶側(cè)和電力系統(tǒng)高度靈活互動的遠期目標
2023年6月，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》，標志著新型電力系統(tǒng)建設進入全面啟動和加速推進的重要階段。
藍皮書提出新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型加速期(當前-2030年)用戶側(cè)目標之一為電力消費新模式不斷涌現(xiàn)，分散化需求響應資源進一步整合，用戶側(cè)靈活調(diào)節(jié)和響應能力提升至 5% 以上，促進新能源就近就地開發(fā)利用和高效消納。遠期，將實現(xiàn)用戶側(cè)與電力系統(tǒng)高度靈活互動。
5. 需求側(cè)響應能力力爭達到最大負荷的3%-5%
需求側(cè)響應能力建設目標明確。十四五前，虛擬電廠停留在個別地區(qū)、項目試點階段，一是新能源裝機占比不高，電力系統(tǒng)對靈活性資源需求不強;二是缺乏量化目標。2022年，《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》提出，力爭到 2025 年，電力需求側(cè)響應能力達到最大負荷的 3%～5%，其中華東、華中、南方等地區(qū)達到最大負荷的5%左右。
虛擬電廠政策密集發(fā)布，成為新型電力系統(tǒng)建設的重要一環(huán)，政策力度有望持續(xù)加大。
虛擬電廠如何創(chuàng)造收益：
1. 需求側(cè)響應
虛擬電廠的三個收益來源：需求側(cè)響應、輔助服務市場、電力現(xiàn)貨市場
當前我國虛擬電廠處于邀約型向市場型過渡階段。邀約型階段主要由政府部門或調(diào)度機構(gòu)牽頭組織，發(fā)出邀約信號，虛擬電廠組織資源進行響應，并獲得容量/電量補貼。我國多個省份出臺了需求響應細則，其中以江蘇、上海、廣東等省市開展得較好。
需求側(cè)響應補貼單價高但頻率低，市場化程度低。需求響應以削峰為主，主要發(fā)生在迎峰度夏期間，主要目的在于保供。以廣東省為例，2022年全年開展9次日前邀約型市場化需求響應(均發(fā)生在7月和8月);最大削峰負荷277萬千瓦，最大響應申報量609萬千瓦;有效響應調(diào)用收益1.63億元。可以看到，雖然補貼最高達到5元/千瓦時(可中斷負荷)，但需求響應并非常態(tài)化進行，發(fā)生頻率較低，有很強的計劃色彩。因此隨著我國電力市場體制建設逐漸完善，虛擬電廠也正從邀約型階段向市場型階段過渡。
2. 輔助服務市場
新型電力系統(tǒng)持續(xù)催生對輔助服務的需求。傳統(tǒng)電源(火電、水電等)具備一定的調(diào)節(jié)能力，而新能源存在出力波動、無功缺失等特性，導致高比例新能源裝機電力系統(tǒng)對電力輔助服務的需求提升。
虛擬電廠主要發(fā)揮調(diào)峰、調(diào)頻作用。2021年12月，國家能源局修訂發(fā)布《電力輔助服務管理辦法》，確指出電力用戶可通過委托虛擬電廠代理的形式參與電力輔助服務市場，此后多地在電力輔助服務細則中對虛擬電廠/負荷聚合商參與輔助服務的條件、補償方式予以明確。當前，虛擬電廠主要功能是電能量的時間轉(zhuǎn)移，對應調(diào)峰服務;未來隨著工商業(yè)儲能滲透率提升，虛擬電廠有望在調(diào)頻服務取得更大突破。從2023H1全國輔助服務運行數(shù)據(jù)看，調(diào)峰、調(diào)頻是輔助服務費用的主體，費用合計占比達到80%。
3. 電力現(xiàn)貨市場
現(xiàn)貨試點不斷推進，全國推行大勢所趨。2017年，南方、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區(qū)成為第一批現(xiàn)貨試點地區(qū)，目前首批試點地區(qū)均已完成長周期結(jié)算試運行;2022年，第二批6個試點地區(qū)啟動試運行;此外，寧夏、陜西、河北南網(wǎng)等非試點地區(qū)也出臺現(xiàn)貨方案，推動現(xiàn)貨市場建設。目前，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)已有20個省級電網(wǎng)開展現(xiàn)貨市場試運行，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場也已進入五省區(qū)全模型試運行。
現(xiàn)貨模式下收益波動性更強，對虛擬電廠交易能力提出要求。現(xiàn)貨市場全天96個報價時點，報價上下限幅度相對較寬，價格波動頻次高、幅度大，較難進行預測。從山東省2022年2月-2023年1月共1年的現(xiàn)貨價格情況看，連續(xù)四小時區(qū)間內(nèi)，最低價和最高價出現(xiàn)最多的分別是10-13時和17-20時，但最低價和最高價落在這兩個區(qū)間外的概率分別為46%和45%，即如果采用固定的4小時區(qū)間調(diào)峰策略，有近半的概率無法獲得完整價差套利。因此，虛擬電廠參與現(xiàn)貨套利獲得收益，需要有較強的計算能力、預測能力和交易能力。
虛擬電廠案例：
1. 冀北虛擬電廠——國內(nèi)首個市場型項目
冀北虛擬電廠系國內(nèi)首個虛擬電廠市場化交易落地項目，該項目由國網(wǎng)冀北電力有限公司建設，2019年12月正式投運。冀北虛擬電廠累計聚合蓄熱式電采暖、智慧樓宇、可調(diào)節(jié)工商業(yè)等11類可調(diào)節(jié)資源，總?cè)萘?358MW，最大調(diào)節(jié)能力204MW。
目前冀北虛擬電廠商業(yè)運營主要參與華北調(diào)峰輔助服務市場，截至2022年11月初，冀北虛擬電廠已在線連續(xù)提供調(diào)峰服務超過4800小時，累計增發(fā)新能源電量3701萬千瓦時;虛擬電廠運營商和用戶總收益達673.70萬元，平均度電收益182元/兆瓦時。
2. 南方區(qū)域虛擬電廠——首個跨省區(qū)域級項目
近日，南方電網(wǎng)公司分布式源荷聚合服務平臺在廣東廣州、廣東深圳、廣西柳州三地同步開展虛擬電廠多功能聯(lián)合調(diào)控，在多省區(qū)同步實現(xiàn)了調(diào)頻、直控等快速響應，標志著我國首個區(qū)域級虛擬電廠投入運行。
南方電網(wǎng)虛擬電廠由“粵能投”虛擬電廠升級而來：
“粵能投”虛擬電廠管理平臺于2022年4月開放上線，是作為南方電網(wǎng)第一個實用化負荷聚合虛擬電廠和廣東首個虛擬電廠商業(yè)性運轉(zhuǎn)平臺。該平臺聚合光伏、儲能、充換電站、空調(diào)、工商業(yè)負荷等各類用戶側(cè)資源，參與廣東省交易中心市場化需求響應市場。
升級后的南方電網(wǎng)分布式源荷聚合服務平臺，現(xiàn)已聚合廣東、廣西區(qū)域內(nèi)新型儲能、電動汽車充換電設施、分布式光伏、非生產(chǎn)性空調(diào)、風光儲充微電網(wǎng)等各類分布式資源，聚合分布式資源規(guī)模10751MW，其中可調(diào)節(jié)能力1532MW。
虛擬電廠市場空間測算：預計2025年運營規(guī)模在百億元級別
從運營端看虛擬電廠規(guī)模：
1. 輔助服務市場下：
(1)根據(jù)中電聯(lián)預測，到2025年全社會用電量為9.5億千瓦時;
(2)假設平均用電價格為0.65元/千瓦時;
(3)根據(jù)中國能源報，我國近兩年輔助服務費用占全社會用電費比重上升至2.5%，假設該比例未來隨新能源裝機增加進一步提高，到2025年提升到3.5%;
(4)假設虛擬電廠收入占輔助服務市場的10%;
(5)虛擬電廠運營商分成比例取20%-80%。
測算得到，通過輔助服務市場獲利模式下，當虛擬電廠運營商分成比例為50%時，虛擬電廠2025年運營市場規(guī)模為108億元。
2. 電力現(xiàn)貨市場下：
(1)根據(jù)中電聯(lián)預測，到2025年全社會用電量為9.5億千瓦時;
(2)假設現(xiàn)貨交易電量占全社會用電量的10%;
(3)現(xiàn)貨市場并非時時存在價差，假設虛擬電廠單日可進行4小時電量的套利(參考工商業(yè)2h儲能系統(tǒng)兩充兩放策略)，參考近期代理購電峰谷價差，假設平均峰谷價差為0.7元/千瓦時;
(4)假設虛擬電廠套利電量占現(xiàn)貨市場可套利電量的20%;
(5)假設虛擬電廠運營商分成比例取20%-80%。
測算得到，通過電力現(xiàn)貨市場獲利模式下，當虛擬電廠運營商分成比例為50%時，虛擬電廠2025年運營市場規(guī)模為111億元。
輔助服務和電力現(xiàn)貨兩種獲利途徑存在部分重合關(guān)系，電力現(xiàn)貨基本對最大的輔助服務品種——調(diào)峰服務形成替代。無論通過哪種途徑獲得收益，我們測算當運營商分成比例為50%時，2025年虛擬電廠運營市場規(guī)模均在百億元級別。
誰從虛擬電廠建設中受益
我們把虛擬電廠相關(guān)企業(yè)分為三類：
1)電網(wǎng)信息化類有望率先受益：該類公司面向電網(wǎng)長期從事電力信息化業(yè)務，對電力調(diào)度、交易、營銷有較為深刻的理解，在站控層面的和【聚合調(diào)控設計】和【打通大電網(wǎng)】上較有優(yōu)勢。此外，該類公司有望直接受益于電網(wǎng)虛擬電廠試點項目建設和虛擬電廠調(diào)度平臺建設，預計電網(wǎng)側(cè)虛擬電廠業(yè)務推進相對更快，但該類業(yè)務往往為項目制，有一定波動性。
2)用電解決方案類形態(tài)有望進一步演變：該類公司作為用電解決方案供應商，深耕用電側(cè)，有一定的技術(shù)實力和豐富的工商企業(yè)資源，其優(yōu)勢在控制層面的【智能終端】和資源層面的【用戶側(cè)資源】。
3)聚合運營類長坡厚雪：該類公司原為用戶側(cè)分布式能源運營商(分布式光伏、工商業(yè)儲能、充電樁等)，向前可圍繞已有的工商業(yè)客戶資源拓展運營品種和服務類型，并在技術(shù)實力加持下進行跨用戶聚合，形成虛擬電廠運營商。該類企業(yè)優(yōu)勢主要在資源層面的【用戶側(cè)資源】和【運維能力】
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