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虚拟电厂：配 网层级的“微型调度”。虚拟电厂是聚合分布式能源资源，统一管理协调优化的控制系统。虚拟电厂是一种运用先进通信、计算、调度、市场等手段，聚合大量分散的分布式能源资源，并实现统一管理与协调优化的控制系统。其可为系统运营商提供高效安全、快速爬坡的灵活性，同时也为海量的分布式能源资源创造参与系统调节或市场交易的机会，使其获得一定收益。从可参与虚拟电厂的资源来看，大多身处配网层级、可以灵活调节自身出力及负荷的资源可参与虚拟电厂。以其自身特性划分，可分为“源、荷、储”三类。面向市场交易、调度指令分解和分布式资源控制监测是虚拟电厂的三大运行要素。从整个运行环节来看，虚拟电厂首先以自身聚合的分布式能源资源的特性得出虚拟电厂的响应能力。在面向市场的交易完成，调度机构下达调节功率曲线后，虚拟电厂需要基于调用成本最优原则将调度下达功率曲线分解至各个分布式资源，通过远程终端监测或直接控制资源，形成资源出力/用电负荷调节，达到整个虚拟电厂完成下达功率曲线的效果。

构成：“系统+通信+终端”，虚拟电厂紧扣轻资产运行特点，把控运行核心和控制要点。从构成要素来看，虚拟电厂包括中央系统、通信网络和远程终端三部分。中央系统即虚拟电厂主站，其中包含虚拟电厂运行的四大功能模块：用户数据采集与分析，电力市场预测估计，资源建模及聚合，以及市场优化交易决策。通信网络即虚拟电厂面向调度机构/市场机构和面向远程终端的信息交互和控制调度通道。当前阶段，采用的主要信息通信方式为光纤+无线公网。远程终端作为虚拟电厂控制终端资源的手段，一般以“边端结合”的形式，既设置即插即用的边缘智能网关，实现边缘计算等功能，也实现可调节资源的状态监测和柔性控制。

应用场景：依托电力市场环境，多方位综合获益。目前，虚拟电厂商业化运营的应用场景以调峰为主，在无现货市场的地区参与调峰辅助服务市场，提升系统灵活调节能力。对于部分开展现货市场并允许虚拟电厂进入市场的地区，虚拟电厂可以选择参与现货市场，调峰及调频辅助服务市场。除参与市场交易和响应获取收益外，虚拟电厂还需要考虑所得收益与调度分布式资源的成本之间的优化问题。

新能源消纳和新型电力系统发展亟需灵活资源助力，政策鼓励下虚拟电厂发展可期。新型电力系统面临“双高”，源荷波动性亟需资源平抑。从本质来看，新能源电力具有强不确定性和低保障性，新能源高比例渗透叠加居民和三产负荷快速增长，源荷两端波动性增大，电力系统面临缺电和弃电并存的局面，尖峰时刻电力系统供需不平衡矛盾凸显。新型电力系统的源荷波动仅靠传统煤电调节难以满足需求，抽蓄和电化学储能调节性能优越，但仍存在建设周期长和运行成本高等问题。需求侧响应调节性能较好，提升系统灵活性性价比较高。考虑推广费用和相关智能设备以及管理平台成本，其单位投资为200~400元/千瓦，提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低。国外虚拟电厂运行较为成熟，国内虚拟电厂仍处于探索初期。国外虚拟电厂起步较早，发展特点各有侧重，市场环境下运营模式较为成熟。国内虚拟电厂目前仍以示范项目为主，仍处于前期聚合控制技术验证和参与系统响应的阶段。少数项目实际接入调度，多数项目成为需求侧响应。

我们认为，虽然虚拟电厂具有优越的调节性能和性价比，当前时点虚拟电厂仍缺乏政策端顶层设计，且调用端调度部门未形成调度负荷侧资源习惯，虚拟电厂的运行和商业模式仍需探索发展。

缺电与弃电现象并存，虚拟电厂应用空间广阔。虚拟电厂可参与交易范围逐步丰富。短期内国内虚拟电厂主要参加电网购买的辅助服务，远期有望进入市场开展多层次交易与互动。虚拟电厂盈利空间测算：

系统投资千万级，收益率有望达10%以上。根据我们对虚拟电厂盈利空间的测算，假设某虚拟电厂项目地处浙江，聚合电化学储能、可调节工业负荷和可中断负荷，同时参与浙江工商业用户电价峰谷套利、需求侧响应和作为独立第三方主体参与调峰辅助服务，并获得相应收益。以1:9 的比例进行分成，虚拟电厂运营商可实现年收益118.36 万元。项目静态回收期约8.45 年，项目投资静态收益率约10.10%。虚拟电厂市场空间测算：短期迅速发展，“十四五”末有望形成百亿级别市场。根据我们对虚拟电厂市场空间的测算，以“到 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%”的国家层面要求确定需求侧响应的市场空间， 预计虚拟电厂理论市场空间为219.83/414.08/663.62/1052.65 亿元，虚拟电厂运营商市场空间为32.98/74.53/146/263.16 亿元。

投资建议：虚拟电厂产业链全景：承上启下，设备服务提供与资源聚合运营两条主线。从产业链参与的角度看，由于当前虚拟电厂仍处于示范项目起步阶段，目前已参与产业链的企业主要以提供通信/自动化控制系统、预测及优化等软件模块，和提供远程终端和智能电表等设备/服务提供商。部分有能力投资且有意愿尝试虚拟电厂项目的企业，也会基于其已有的优化能力或自建/控制资源，成为资源聚合商开展虚拟电厂业务。

风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、辅助服务需求增长不及预期。

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