电改持续深化我国虚拟电厂市场正加速成长

2025-05-28 09:31

手机浏览

在2023年7月的中央全面深化改革委员会第二次会议上，党中央、国务院《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》进一步对加快推进新型电力系统建设作出部署。2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》。

《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》在前期研究的基础上总结提炼，将有关工作考虑进一步明确为具体任务，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，在各项关键领域中，选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，以“小切口”解决“大问题”。

新型电力系统政策概览

发布时间	发布单位	政策名称	主要内容及意义
2021年3月15日	中央财经委员会	中央财经委员会第九次会议	提出构建新型电力系统，为新时代能源电力发展指明了科学方向
2022年1月18日	国家发展改革委、国家能源局	《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》	提出要加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成适合中国国情、有更强新能源接纳能力的新型电力系统。
2022年1月29日	国家发展改革委、国家能源局	《“十四五”现代能源体系规划》	提出要加快构建新型电力系统。
2023年6月2日	国家能源局	《新型电力系统发展蓝皮书》	全面阐述新型电力系统的发展理念、内涵特征，制定"三步走"发展路径，并提出构建新型电力系统的总体架构和重点任务。
2023年7月11日	中央全面深化改革委员会第二次会议审议	《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》	强调要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。
2023年9月21日	国家发展改革委、国家能源局	《关于加强新形势下电力系统稳定运行的指导意见》	围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备的电力系统在源网荷储互动环境下安全稳定运行，科学谋划电力系统转型的发展方向和路径。
2024年5月23日	企业和专家座谈会	总书记主持召开企业和专家座谈会	强调紧扣推进中国式现代化主题，进一步全面深化改革。座谈会上，国家电投就深化电力体制改革提出意见建议。
2024年7月25日	国家发展改革委、国家能源局、国家数据局	《加快构建新型电力系统行动方案(2024-2027年)》	在2024-2027年重点开展9项专项行动，推进新型电力系统建设取得实效。

数据来源：观研天下数据中心整理

《行动方案》着重从三个方面建设新型电力系统。1）切实落实新型电力系统建设的总体要求，围绕“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”方针；2）力求解决近期关键问题，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，以求尽快取得成果；3）采用先行先试的工作方法。选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。

《行动方案》部署9项专项行动，从源网荷储和需求端助力新型电力系统建设。9项专项行动包括：电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、智慧化调度体系建设行动、新能源系统友好性能提升行动、新一代煤电升级行动、电力系统调节能力优化行动、电动汽车充电设施网络拓展行动、需求侧协同能力提升行动。

推进新型电力系统建重点开展的九项专项行动

名称	具体内容
电力系统稳定保障行动	着力优化加强电网主网架、提升新型主体涉网性能、推进构网型技术应用、持续提升电能质量，为新型电力系统建设提供安全稳定保障。
大规模高比例新能源外送攻坚行动	提高在运输电通道新能源电量占比，有效提高在运输电通道新能源电量占比；开展新增输电通道先进技术应用，实现高比例或纯新能源外送。
配电网高质量发展行动	提出组织编制建设改造实施方案、健全配电网全过程管理、制定修订一批配电网标准、建立配电网发展指标评价体系。
智慧化调度体系建设行动	加强智慧化调度体系总体设计，做好调度与电力市场的衔接；创新新型有源配电网调度模式，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。
新能源系统友好性能提升行动	打造一批系统友好型新能源电站，新能源置信出力提升至10%以上，并着力实施一批算力与电力协同项目和建设一批智能微电网项目。
新一代煤电升级行动	开展新一代煤电试验示范，并针对新一代煤电技术路线，推动新一代煤电标准建设，组织开展《大中型火力发电厂设计规范》修编工作，重点完善新一代煤电系统设计及设备选型标准体系。
电力系统调节能力优化行动	建设一批共享储能电站，同步完善调用和市场化运行机制；探索应用一批新型储能技术，包括液流电池、飞轮、压缩空气储能、重力储能、二氧化碳储能、液态空气储能、钠离子电池、铅炭电池等多种技术路线的储能电站。
电动汽车充电设施网络拓展行动	以“两区”、“三中心”为重点，完善充电基础设施网络布局，并着力加强电动汽车与电网融合互动和建立健全充电基础设施标准体系。
需求侧协同能力提升行动	开展典型地区高比例需求侧响应，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，并推动具备条件的典型地区达到约10%;同时，建设一批虚拟电厂，提升电力保供和新能源就地消纳能力。

数据来源：观研天下数据中心整理

《行动方案》提出需求侧建设虚拟电厂，为加快新型电力系统构建提供重要支撑。目前需求侧存在资源开发程度不足、虚拟电厂调控技术不足、适应新型主体市场运营体系不足的问题，因此，《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》明确提出需求侧协同能力提升行动，开展典型地区高比例需求侧响应、建设一批虚拟电厂，为加快新型电力系统构建提供重要支撑。

根据观研报告网发布的《中国虚拟电厂行业发展趋势分析与未来投资预测报告（2025-2032年）》显示，虚拟电厂（VirtualPowerPlant，VPP）是聚合分布在一定区域的分布式电源、可调节负荷、储能等资源，应用计量、通信、控制、大数据、人工智能等技术，形成的具有电力市场交易或电网互动能力的物理或经济实体，也可指实现此目的的综合应用技术，进一步可引申为搭载、应用此技术的软硬件及服务产品。按照聚合资源的不同，虚拟电厂可分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。

各类型虚拟电厂的特征

类型	聚合资源	运营模式	出售属性
电源型	风、光等分布式能源	聚合可控、不可控机组(风电、光伏)等资源，通过出售其发出的电源，参与电力还市场交易	强
负荷型	居民用电、写字楼制冷用电等	聚合区域内分散式负荷(如居民用电、工商业负荷)等资源，参与辅助服务市场，实现调频功能	弱
储能型	独立储能项目，风、光储一体化项目	聚合不同地点的储能项目，响应调峰、调频需求参与电力辅助服务市场	中
混合型	源网荷储一体化	由可控机组、不可控机组(风光发电)、可控负荷(电动车)、独立储能项目等聚合而成	强

数据来源：观研天下数据中心整理

作为一个特殊的“电厂”参与电力市场交易和电网调度。虚拟电厂既可以作为“正电厂”向系统供电，也可作为“负电厂”消纳系统冗余电量。虚拟电厂建设成本相对较低。灵活性改造后，煤电机组可以降低负荷至20%-30%左右，煤电灵活性提升固定改造成本约600-700元/千瓦，以及低负载运行增加煤耗14-20克/千瓦时的变动成本，但调节负荷范围约宽，需要改造的花费会更高。需求响应侧（虚拟电厂），考虑推广费用、相关智能设备、管理运维平台成本后，单位投资为200-400元/kW，需求响应提升系统灵活性的成本相对其他资源更低。

部分灵活性资源投入成本

资源类型			固定成本投入	成本增量			机会成本
电源侧	灵活性改造煤电	常规煤电	灵活性改造投资成本600-700元/kW	低负载运行产生的可变成本约14-20g/kWh		机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量	损失部分发电收益
		燃煤热电联产	灵活性改造投资成本300-500元/kW	低负载运行产生的可变成本增量		机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量	损失部分发电收益
	燃气电厂		建设投资成本：气电置换煤电7013-9457元/kW	运行维护成本：低负载运行时高于0.56-0.58元/kWh			-
	常规水电		-	频繁变水流量导致水轮机叶片寿命损耗			损失部分发电收益
	核电		-	燃料循环成本增量	设备维护更换成本增量		损失部分发电收益
储能	抽水蓄能		投资建设成本6300-7200元/kW	运行维护成本			-
	电化学储能		投资建设成本1.5元/Wh	运行维护成本		退役处置成本	-
	绿氢		投资建设成本1.71元/Nm3	生产成本20-65元/kg		运输成本3.9-13元/kg	损失部分发电收益
需求侧	需求响应		前期平台建设、设备更换运行维护成本等投入200-400元/kW				中断、转移生产的机会成本
	微电网		主、微网连接的平台建设、设备更换投入	运行维护成本			中断、转移生产的机会成本
	电动汽车		平台建设和设备更换投入：充电桩2000-6000元，其他成本约70元/m2	运行维护成本			中断、转移生产的机会成本
电网侧	互联互济		建设投资成本：1.56元/km·W	运行维护成本			-

数据来源：观研天下数据中心整理

《电力市场运行基本规则》自2024年7月1日起执行，其中规定电力市场经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。虚拟电厂作为经营主体地位明确后，盈利模式有望由过去参与需求侧响应转向参与电力市场其他交易，收益路径有望打开。

政策方面，国家层面尚未出台虚拟电厂的专项政策，但2024年出台的《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》将虚拟电厂明确列为可参与辅助服务的经营主体。省市层面，多地出台相关政策，对虚拟电厂涉及建设、参与交易、资金支持等多个方面进行了引导和规范。多地政府牵头落地虚拟电厂示范项目。目前国内以建成、试点的虚拟电厂，运营模式以参与需求响应、调峰调频辅助服务为主，尚无进入市场型、自主调度行阶段。

国内部分虚拟电厂项目情况

省份/地区	项目名称	投运时间	覆盖范围	聚合资源类型	运营模式
河北	冀北虚拟电厂	2019.12	张家口、秦皇岛、廊坊	实时控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等11类19家泛在可调资源，容量约16万千瓦	参与华北电力调峰辅助服务市场
华北	华北国网综能虚拟电厂	2020.12	华北	分布式电源、可控负荷和储能装置	参与华北电力辅助服务市场
安徽	安徽合肥虚拟电厂	2020.2	合肥	充电桩、空调、储能等电力负荷，及新能源	负荷响应等
浙江	浙江平湖县虚拟电厂	2021.6	平湖	分布式发电、储能、工业、综合园区、商业、居民等6大类用户侧资源	调峰
广东	深圳网地一体虚拟电厂	2021.11	深圳	充电桩、空调、储能等用电资源	调峰
浙江	浙江义乌虚拟电厂	2022.7	义乌	5G基站、路灯、分体式空调、充电桩、储能站等	无感削峰、为电网减压、平衡供需
南网五省	南网虚拟电厂	2023.6	广州、深圳、柳州	新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、风光储充微电网等	需求响应、二次调频辅助服务等
山东	烟台数字化虚拟电厂	2023.11	烟台	50万千瓦可调节资源	需求响应等

数据来源：观研天下数据中心整理

依据《电力需求侧管理办法（2023年版）》，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。国内主要电网最高用电负荷逐年提升，2023年为13.4万千瓦，同比增长3.84%，以3%-5%来计算需要需求响应能力达到4017-6696万千瓦，国家能源局在2024年二季度新闻发布会上表明预测2024年负荷相较2023年增加超过1亿千瓦，2024年最高用电负荷约145000万千瓦，其潜在市场规模约为28亿元左右。

国内虚拟电厂市场空间测算

	2023	2024	2025E	2030E
电网最高负荷(万千瓦)	133,914	145,000	163,000	201,000
yoy(%)	/	8.30%	12.40%	3.90%
需求侧响应能力要求(%)	5%	5%	5%	5%
虚拟电厂单位造价(元/kW)	300	300	300	250
低情景
虚拟电厂渗透率(%)	10%	13%	18%	30%
虚拟电厂需求(万千瓦)	670	943	1467	3015
虚拟电厂市场空间(亿元)	20	28	44	75
YOY(%)	/	40.80%	55.60%	15.30%
高情景
虚拟电厂渗透率(%)	10%	20%	30%	60%
虚拟电厂需求(万千瓦)	670	1450	2445	6030
虚拟电厂市场空间(亿元)	20	44	73	151
YOY(%)	/	116.60%	68.60%	19.90%