入夏以来各地气温攀升，居民用电负荷叠加企业生产用电同步增长。中国气象局表示，由于厄尔尼诺事件的出现，2023年全球气温比2022年偏高，2023或2024年有可能创造全球新的最暖纪录。根据国家能源局数据，1至5月全国全社会用电量35325亿千瓦时，同比增长5.2%，其中，5月份全国全社会用电量7222亿千瓦时，同比增长7.4%。入夏以来，南方电网最高负荷达2.22亿千瓦，接近历史最高，广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区用电负荷分别多次创新历史新高。
1、虚拟电厂应用数字化技术、控制技术、物联网技术与通信技术，将分布式电源、储能、与可调负荷等分布式资源进行聚合管理与优化，并作为一个特殊电厂参与电网运行，并成为电力市场的运营实体。在“双碳”政策目标及新型电力系统的背景下，虚拟电厂将成为我国解决能源变革问题的重要手段，其最重要在于贡献出灵活调节的价值。在多种电网系统灵活性提升手段中，虚拟电厂性价比较高。可分别从供给侧、需求侧、电网侧提升系统灵活性。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，迫切需要完善相关政策机制、整合各类调节资源，为更大规模新能源发展创造条件。
①电源侧：主要包括灵活调节煤电、抽水蓄能、水电扩机、调峰气电、新型储能等，目前全国灵活调节电源装机占比约17%。
②需求侧：电力需求响应速度可达到秒级，调节能力优异，发展前景广阔。
③电网侧：作为资源优化配置的支撑平台，是提升新型电力系统灵活性的重要补充。虚拟电厂建设成本低，调节潜力巨大。根据国家电网的测算，如果通过火电厂实现电力系统的削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂实现这一目标仅需投资500亿到600亿元，即火电厂成本的1/8到1/7，其性价比优势远超传统的冗余系统建设方案。
2、国内研发应用和商业模式已起步，持续加速市场化、自主调度化转型。虚拟电厂两大核心作用分别是增强电网调节能力和提供新盈利模式，产业链由上游能源资产、中游运营平台和下游虚拟电厂需求方组成。
①对电网：双碳背景下，风光装机与发电量逐年攀升，出力曲线进一步拉大峰谷差，间歇性与波动性容易造成短时供需不平衡，负电价与实时电价波动会降低收益与增加风险，虚拟电厂可一定程度为电网调节提供空间，保障新型电力系统“源网荷储”的互动运行。
②对用户：需求侧响应结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济，为虚拟电厂市场化运行提供条件。
③上游能源资产：可调负荷、分布式电源和储能设备。可控负荷重点是工业、商业和公共建筑、居民等，不同应用场景负荷可调潜力差异较大，商业和公共建筑可调负荷主要是空调、照明、动力等，相对容易管理；居民可调负荷分布散、单点容量小，聚合难度较大。分布式电源指的是小型分布式光伏、风电等机组；储能包括化学储能等。
④中游虚拟电厂运营平台：包括资源聚合商与技术服务。资源聚合商主要依靠物联网、大数据等技术，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，实现虚拟电厂协调控制， 是虚拟电厂产业链的关键环节。技术服务商则重点聚焦虚拟电厂软件平台建设，为资源聚合商提供技术服务。
⑤下游电力需求方：公共事业企业（电网公司）、能源零售商（售电公司）及一切参与电力市场化交易的主体，实现电力交易、调峰调频和需求侧响应的参与并获取收益。
⑥我国虚拟电厂在市场化交易模式下，虚拟电厂聚合商将以类似于实体电厂的模式，在分别参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中并获得相应收益。国内多地试点项目商业模式仍处于起步阶段，未来发展重点是：可观、可控、可闭环。
3、我国电力市场改革持续深入开展，顶层设计逐渐完善。从2015年国务院印发9号文标志着本轮电力体制改革正式执行，到2016年底发改委印发《电力中长期交易基本规则》，再到2021年《关于加快建设全国统一电力市场的指导意见印发》、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》、2022年《关于加快建设全国统一大市场的意见》，电力市场改革持续快速、深入开展。
①支持政策频频出台，虚拟电厂发展得到有力保障。2021年以来我国不断发布支持虚拟电厂建设各项政策，2023年5月，国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》 和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，提出“建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，提高电力系统的灵活性”、 “重点推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等技术的创新和应用”。到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40% 的省份达到5%或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。
②2023年2月，《虚拟电厂管理规范》《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准获批立项，这意味着我国虚拟电厂建设将有国家统一管理规范。此工作由全国电力需求侧管理标准化技术委员会，分别由国网浙江电力和国网上海电力牵头，国调中心、南网总调及部分行业领先单位共同参与编制。其中《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》规定了虚拟电厂接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术管理要求，包括电网运行对虚拟电厂申请并网程序和条件、虚拟电厂并网与接入、虚拟电厂调度运行、虚拟电厂运行安全规定等，适用于通过110kV及以下电压等级接入电网的虚拟电厂。
③目前我国电力市场己初步形成了全市场体系结构。在空间范围上覆盖省间（跨越省级电网的交易）、省内（电力用户、售电公司与发电企业通过交易平台开展的交易） ；在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易，及日前、日内、现货交易；在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同电能（包括转让、回购、置换交易），可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。现货市场交易省间市场定位于资源配置型市场，要按照国家能源战略做好能源资源在全国范围内的优化配置；省级市场定位于电力平衡型市场，主要满足省内平衡调剂需要。
4、国内试点示范项目在深圳、冀北电厂有成功经验，具备可复制性。
①深圳虚拟电厂建设需求强烈。受外电和清洁能源比重大，负荷密度巨大、负荷资源丰富。深圳受外电、清洁能源比重大，并全力落实国家西电东送战略。西电东送2回直流（兴安、新东）800万千瓦落点深圳，减排CO₂ 5000万吨/年。2022年深圳非化石能源电量占比超过58%，实现本地清洁能源全额消纳、处于国内领先水平。深圳电网属于典型的城市电网，负荷密度高度集中、2022年全市负荷密度为1.07万千瓦/平方公里，全国第一，是全国负荷密度最高的城市电网。负荷呈现夏季“一谷双峰”、冬季“一谷三峰”的局面，负荷峰谷差明显，尖峰负荷短。深圳建成了国内首家网地一体虚拟电厂运营管理云平台，实现了负荷侧可调节资源实时可观、可测、可控、可调，实现可调节资源规模化接入、有序充电、辅助调频、削峰填谷等，打造“源-网-荷-储协调互动”新模式，为能源的有序流动、经济运行奠定坚实基础，促进数字世界和物理电网的有机融合。
②冀北试点为全国首个虚拟电厂市场化运营的示范项目，整体技术处于国际领先水平。冀北电厂构建了 “1（虚拟电厂智能管控平台）+n（运营商/聚合商）+x（用户）”体系。 在全国首次实现了调度资源纳入调度闭环运行，并且在全国首次建立了调节资源参与的市场机制与商业模式。冀北电厂突破了依赖补贴的传统需求响应，确立了新型调节主体在调峰辅助服务市场中的可持续、商业化运营模式；突破了传统电力系统中，由“源”侧提供 系统调节服务的模式，拓展了电力系统调节的手段、增强了系统调节能力。冀北虚拟电厂可提供实时、柔性、连续的能量调节，增强了系统调节能力，参与调峰辅助服务，有效促进京津唐电网在低谷时段的新能源消纳。目前平台上有3家运营商(冀北综合能源、恒实科技、国电投中央研究院），聚合了35家用户、接入蓄热式电锅炉、智慧楼宇、可调节工商业等11类可调资源，拥有156个可调节资源，总容量35.8万千瓦，最大调节电力调节能力20.4万千瓦。
5、前期软件平台需求量爆发——催生终端硬件设备改造和替换升级周期—— 聚合商长期运营持续产生稳定收入——各类业务深度融合，例如一个大型虚拟电厂聚合商可具备多重身份——价值量最终回归到软件上（具备形成最优策略、赚取超额收益的算法和模型）。
①“自上而下”测算：预计2025年虚拟电厂投资规模达到800亿元，运营市场(需求侧响应)规模达到50亿元。
虚拟电厂建设投资：据中电联预计，2025年我国全社会用电量将达9.5万亿千瓦时，而最大负荷将达到16亿千瓦，按5%可调节能力、投资成本1000元/千瓦计算，预计到2025年，虚拟电厂投资规模有望达到800亿元。
虚拟电厂运营：参考目前峰值负荷时长水平，预计2025峰值负荷将达到50小时， 对应2025年电网需求侧响应电量40亿千瓦时。目前我国虚拟电厂处于发展初期，度电补偿较高以刺激时长，参考《广州市虚拟电厂实施细则》0-5元/千瓦时的削峰响应补贴，预计2025年虚拟电厂进入商业化运营后，补偿标准为2.5元/千瓦时。假设分成比例为50%，则预计2025年虚拟电厂运营市场规模将达到50亿元。（仅按照补贴测算）
②“自下而上”测算（仅计算投资规模）： 预计2025年虚拟电厂软件和硬件投资规模分别突破200亿元、600亿元。
软件平台：预计2025年市场上约有2500家愿意参加的售电/电网/能源公司（以公司为单位），市场容量预计突破200亿元。
硬件设备：预计2025年每个省份或地区有5-10万大型的工商业客户，以平均每个工商业客户配套5套设备，国内市场容量预计超过600亿元。
6、相关公司基本情况。
①国能日新。公司功率预测基本盘牢固，电力交易、储能、虚拟电厂齐头并进。公司以发电功率预测产品为基，衍生出并网智能控制系统、电网新能源管理系统，近两年以电力交易、储能EMS、虚拟电厂相关创新产品为延伸，实现“源网荷储”各环节覆盖。发电功率预测业务基本盘稳健，三大核心优势驱动市占率提升。公司风光发电具有波动性和间歇性，新能源大规模集中并网后，功率预测正是保障电网稳定运营的关键。2022年公司功率预测服务电站数量达2958家，同增599家，其中替代友商276家，三大优势驱动市占率提升：研发优势塑造强势产品力；运维团队覆盖广泛、快速响应需求；快速的产品迭代能力，紧跟电网政策。电力市场交易、储能、虚拟电厂市场广阔，新业务齐头并进。
②国网信通。公司主要业务涵盖云网基础设施、企业数字化、电力数字化三大板块，以“数字底座+能源底座”为核心定位，专注于提供“云网融合”运营一体化服务。虚拟电厂是电力数字化板块下的覆盖领域，公司在虚拟电厂的用户用能数据分析、电力资源协调分配等方面有技术积累，参与了虚拟电厂相关示范工程建设，打造覆盖源网荷储充一体化运行虚拟电厂运营平台，平台已接入华北辅助服务市场、天津虚拟电厂、上海虚拟电厂参与电网调节，实现面向企业园区、商业楼宇用户的区域能源资源的优化配置。
③ 东方电子。公司虚拟电厂业务涵盖负荷聚合商级、园区级和城市级虚拟电厂，提前多年布局，目前已有成熟应用。2022年4月，上线的“粤能投”虚拟电厂管理平台是公司服务负荷聚合商虚拟电厂的成功案例，项目入选综合智慧能源优秀示范项目，该项目通过聚合海量的用户侧可调控资源，参与电网需求响应等辅助服务获取增值收益，实现了电网、负荷聚合商和用户的三方多赢。2022年7月，“粤能投”虚拟电厂参与粤东地区需求响应市场，响应当日在全省范围内完成工业可中断、用户侧储能等可调节资源日前邀约响应，响应1小时相当于减少3万度用电，大概相当于1小时1.5万户居民柜式空调的用电。公司和广州供电局共同设计并研制开发 “广州虚拟电厂管理平台”，参与了广东中调第三代虚拟电厂项目研制与开发，对海量分布式对象接入电力市场、支持源荷互动的第三代虚拟电厂进行了前瞻性研究。同时积极参与网源协调的虚拟电厂调控管理系统建设开发，建立超大规模城市电网虚拟电厂应用样板，显著助力提高南方电网虚拟电厂技术水平。
④特锐德。公司致力于打造充电网、微电网、储能网，从而形成链接、聚合、平衡新能源发电和电动汽车的虚拟电厂体系，参与电网互动，依托成本、规模和性能等方面的优势，成为未来以新能源为主体的新型电力系统中关键的灵活性资源。公司建成虚拟电厂平台，聚合充电站和新能源微网场站参与电力调峰辅助服务及需求侧响应，实现能源增值，公司实现与16个网、省、地级电力调控中心或需求侧管理中心的对接，2022年9月份，公司作为首批14家聚合商之一接入了国内首家虚拟电厂管理中心—深圳虚拟电厂管理中心，公司具备虚拟电厂条件的可调度的资源容量约为200万KW，报告期内参与调度的容量超过40万KW，参与调度电量超过7000万度。
⑤安科瑞。公司专注于从事中低压企业微电网能效管理所需的设备和系统的研发、生产、销售及服务，具备为用户提供可靠、安全、节约、有序用电及智能化运维管理等多方面系统解决方案的 能力。公司AcrelEMS能效管理平台（EMS 2.0），可以通过在“源网荷储充”各个节点安装监测分析、保护控制装置，将边缘计算网关采集数据上传至平台，根据电网价格、用电负荷、电网调度指令等，调整各系统控制策略，使企业内部电力系统稳定运行、提升效率，降低企业用电成本。
