2023年电力行业专题研究 外送需求拉动大电网投资-当前时讯

1、电力行业：消纳压力已现，正视系统成本增加

1.1 利用率&现货价格看，消纳压力显现

从新能源利用率视角看：西北外送电省份消纳压力突出。国家电网曾于 22 年 1 月发 布《新能源消纳运行评估及预警技术规范》，设置了新能源消纳监测预警红/黄/绿色 区域，进入红色预警的地区或面临暂停风光电接入的风险，而主要判断指标即为新能 源利用率。从 21~3M23 各省逐月利用率数据来看：

(相关资料图)

区位上：利用率偏低区域主要集中在西北地区（内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆等 省份）。目前，西北地区第一批大型风光基地装机总容量 97GW 已全部开工建设，其中 约 50%电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域输电能 力 4200 万千瓦，基本满足了第一批大基地的外送需求；第二批项目（规划“十四五” 投产 200GW）正在陆续开工，风光项目建设周期一般为 6~12 个月，原则上 2023 年并 网，其中约 75%电量外送消纳；第三批项目审查抓紧推进。随着第二/三批风光项目 投运，消纳问题将进一步突出。

时间上：Q2 为弃电高峰期。消纳问题最核心影响因素仍是终端用电需求，在迎峰度 冬、迎峰度夏两个时间节点上用电需求旺盛可平抑短时供>求的矛盾；此外，2Q22 来 水偏丰，同为“看天吃饭”的可再生能源类型、具有长期不可预测性，水电超发在一 定程度上也影响到了风光消纳。

西北消纳问题突出主因：新能源装机高增、本地电量富余。 “源荷分离”规划下，西北新能源装机高增。目前青海、甘肃、宁夏、内蒙、新疆风 光装机占电源总装机比例已超过 35%，且随着大基地建设推进，未来仍将成为风光装 机快速渗透的主战场。我们预计至 2025 年全国风光装机合计达 1363GW（2022 年为 758GW），其中上述西北五个地区风光装机达 552GW，占比 40.5%。

全年电量维度看，外送电省份消纳压力更大。消纳问题可进一步细分为全年尺度上的 电量消纳和满足实时平衡的电力消纳。从全年电量维度上看，外受电省份本地供给总 体不足，因此消纳压力相对较弱；相反外送电省份本地供给富余，受限于外送通道， 则更有可能出现消纳问题。当前我国外送电前二大省仍为四川、云南这两个水电省份， 由于两地新能源新增装机规模相对靠后且受益于水电优质的调峰性能，消纳压力不及 保供压力之大。而往后看，主要外送电省份就集中在西北地区，消纳压力高低外送通 道建设情况紧密关联。

从电价视角看：现行现货省份新能源普遍折价。新能源利用率定义为“1-弃电量/理 论发电量”，提高利用率需要减少弃电量，在物理层面可行的前提下，价格机制同样 能帮助新能源消纳，即在现货市场报零价或负电价以实现优先上网。从目前已在运行 的山西、甘肃、蒙西、山东现货市场反馈来看——风/光在四个市场平均折价近 20%， 侧面反映出消纳问题的真实存在。

新能源作为价格接受者参与现货市场，受损于不可调节性和不可预测性。由于新能源 在现货市场中目前主要有报量报价和报量不报价两种方式，其中报量不报价更有利于 新能源电量优先出清。在日前市场中发布短期出力预测曲线后，即为价格接受者：（1） 对光伏而言，在午间同一时段集体出力则容易发生价格踩踏；相反火电这类可调电源 可根据新能源预测曲线自主决定出力，占据去除新能源出力后的剩余市场并开展报价。

（2）对风电而言，功率预测出现偏差几率更高，出力与报量不符带来价格风险。

山东光伏/风电在有/无签订中长期合同情景下折价分化。当新能源出力不足，火电顶 峰出力往往拉高现货市场价格，此时新能源企业履约需在市场中高价购电；反之，新 能源出力高于合同量，此时现货市场供过于求，新能源需低价卖出多余电量。由履约 要求带来的“高买低卖”现象加剧了新能源折价。而风/光折价情况分化反映出高比 例光伏装机大幅增加了履约难度；而风电出力虽然不可预测性高于光伏，但总体仍然 稳定且未出现装机占比过高现象，在按照差价结算的模式下中长协实现了对冲现货价 格风险的作用。

伴随新能源盈利受损，发电企业自发配置调节资源意愿度将提升。从火电转型绿电企 业华能国际 22 年新能源平均上网电价情况可见超半数省份内布局的风/光项目平均 上网电价出现明显下滑。我们认为，在大部分灵活性调节资源的盈利模式尚未清晰的 背景下，发电企业出于保障自身新能源盈利的考量，或将更有意愿以成本支出的形式 配置储能。

1.2 保消纳核心矛盾：增量系统成本的疏导

长期看：逐步放松利用率目标是大趋势。新能源发展经历了过去的全电量保障收购， 到“1439 号文”后电网可保障收购电量减少，以及再往后看全电量进市场、部分电 量要求参与现货市场的过程，随着新能源成本下降对其盈利能力的保护将逐步解除。 基于经济性测算，部分时段集中发出的富余电量、功率预测偏差带来的富余电量可能 优先被弃置。装机资源富集地区的利用率会逐步下降。

短期看：保消纳仍是当前政策方向，对应系统成本增加。从近期接连出台的第三轮输 配电价改革政策、抽蓄容量电价核价政策、电力需求侧和电力负荷管理办法看均是积 极向着“保消纳”目标努力，具体来看由此带来的调节资源/电网成本增加：

调节资源改造/建设带来固定投资，为系统带来增量成本。从度电成本角度看，经济 性排序分别为火电灵活性改造/抽水蓄能/以电化学为代表的新型储能。火改与抽蓄更 大的调节容量为其分摊了固定投资；而上游能源金属资源价格的波动性，较大程度影 响了电化学储能成本。但同时，我们还需注意到由火改带来的电能量收益折损同样应 当得到补偿，视为系统增量成本的一部分。

高比例新能源使电网输、配两端成本提升，为系统带来增量成本。同等电量需求下， 新能源相比火电更低的能量密度决定了接入线路量相比过去有所增加，提升了输电网 成本；分布式能源发展、适应现货市场高频响应的智能配电网设备增多同样提升了配 电网成本。

调节资源成本疏导路径明确，难点在于疏导机制落地。成本疏导主要依靠（调峰）容 量、（调峰）电量、（调频等）辅助服务三类补偿，但过去各类资源调节能力及实际调 节效果不清晰，加之增加终端用户用电成本有困难，除抽蓄外其余路线在大部分省份 疏导机制仍缺失。

电化学储能：随着独立储能市场独立地位的确立，源网侧储能在新能源电厂自建的传 统模式之外，出现了部分联合、部分独立的模式（VS 共享储能：仍为电厂自建，对 过剩容量参考独立储能模式运营），以及完全独立模式；用户侧均为完全独立模式。 独立储能由于获利途径的多样性，是电化学储能在降本以外具备经济性的重要发展方 向。以独立储能视角来看：无论是作为共享储能向租赁方收取容量租赁费用，还是根 据市场规则获取容量补偿（两者重叠的容量部分只可选其一获益），均是容量价值的 变现；无论是根据市场规则获取调峰辅助服务费用，还是于现货试点省份参与市场套 利（两者只可选其一获益，现货价差通常更高），均是电量价值的变现。源网侧储能 受电网调度可额外获取调频收益，反映的是调频辅助服务价值。目前疏导机制尚未落 地。

抽水蓄能：新两部制电价——容量电价+电量电价分别反映抽蓄容量、电量两类主要 的应用价值（抽蓄通常不用于参与调频辅助服务）。目前疏导机制已落地。

火电灵活性改造：容量补偿+辅助服务补偿（含调峰、调频在内）。目前疏导机制尚未 落地。

本次第三轮电改为成本疏导带来两大利好：（1）理顺电网“成本+合理收益”机制； （2）正视容量电价存在地位。

其一，本轮最大调整在于理顺电网企业收入模式，对于市场电量正式采用“准许成本+ 合理收益“的形式。与前两轮降输配电价不同，当前在新能源接入增多、输电侧接线 成本上升的形势下输配电价将随之上涨，且当前模式下未来输配电价仍留有上涨空间。

其二，单列容量电价，使调节成本直观可视，后续为调节能力付费增多。从容量补偿 优先级看，火电转型为调节机组对收益率的负面影响最大，最有可能依可调节能力给 予相应补偿。

其三，无关项从输配电价剥离。主要涉及（1）809 号文中提到的每月由全体工商业 用户共同分摊或分享的新增损益；（2）抽蓄容量电价。  其四，输配电价分配更加合理。主要体现为（1）网损需用户购买分摊；（2）取消以 用户类型作为区分（非居民用户间交叉补贴减少）。

2、源侧消纳：消纳目标倒逼调节性资源建设

2.1 灵活性改造：需求确定性高，盼容量补偿落地

解决消纳问题依赖终端用电需求扩大、外送能力扩大、灵活性调节能力扩大。西北省 份是承载国家能源战略的重要地区，我们认为因利用率问题实际停建的可能性较小， 但近期调整利用率目标的可能性同样不大，因此着眼当下，以最有效途径缓解消纳问 题的方向最为明确，对应成本疏导的可能性越高。

用电需求扩大：我们预计“十四五”期间电力消费 5 年 CAGR 为 6.2%，对应“十四五” GDP 年均增速 5.0%-5.5%的目标。电力弹性系数大于 1，主因二产投资将拉动疫后经 济复苏，同时电气化水平提升。

外送能力扩大：基于 800kv 直流特高压平均输电能力 450 亿千瓦时/年、新增特高压 线路均满送的假设，预计 2023~2025 年风、光装机增量分别对应需要至少投产 2、5、 7 条特高压。  灵活性调节能力扩大：火电灵活性改造需求确定性提升。

（1）功能适用、技术成熟、改造周期短。弃风弃光现象出现是由于瞬时发电量高于 用电需求，火电灵活性改造后压低出力负荷、向下调峰的特点在功能上适用；火电机 组“三改”自“十三五”起已陆续开展，技术成熟；平均改造周期 30~50 天，利用春 /秋季大修期间完成。

（2）可释放容量空间大。单台百万机组出力负荷由 50%调至 30%可释放容量空间 20 万千瓦，截至 22 年西北五个省份火电存量合计 2.3 亿千瓦，假设改造一半或全部机 组，对应可新增风光装机分别合计约 73.4GW、146.9GW（假设未来大基地火电利用小 时数平均约 4700 小时，风光利用小时数平均约 1500 小时）。

（3）唯一可释放现存机组容量空间的方案。不同于抽水蓄能、电化学储能等其他灵 活性调节资源可消纳新建机组带来的电量，但无法用于释放存量机组的容量；火电机 组经过灵活性改造后释放的是存量容量。当前西北地区火电利用小时数普遍较高，发 电量占比高于装机占比，具备可调节空间。

模型测算西北新能源消纳所需的火电灵活性改造需求： 模型假设：（1）西北 5 省以外地区视为整体、则总体上属于受电地区（本地缺电）； 西北 5 省为外送电地区（本地电量富余）。（2）火电灵活性改造腾出容量空间。火改 机组总容量=（火电规划装机容量-风光火合理利用小时数（E）下火电实际所需容量） /20%。备注：火电实际所需容量=【（本地用电量+外送电量）-合理利用小时数下风光 电量/水电量】/火电合理利用小时数（3）当前源侧电化学储能利用率仍较低，提供 瞬时平衡，不直接进入消纳平衡模型；西北抽蓄资源有限，当前暂未进入模型。

参数假设：（1）西北 5 省 25 年目标外送电量参考各省“十四五”能源规划，23~25 年用电增速参考 3 年移动平均值；（2）除青海无新增火电规划外，其余省份装机假设 参考各省“十四五”能源规划、参考第一/二批大基地规划；（3）除青海火电当前年 利用小时数不足 4000 小时，其余 4 省利用小时数均有下降空间，假设分别年降 100 小时，至 25 年末 5 省平均利用小时数降至 4476.5 小时；假设新能源利用小时数维持 21/22 年均值。（4）灵活性改造后火电最低出力负荷压至 30%，改造后腾出最大装机 容量的 20%作为消纳空间。

测算结论：至 25 年末，消纳问题集中的西北地区灵活性改造合计需求约 2.7 亿千瓦， 考虑到大基地新增火电均自带灵活性调节能力，扣除这部分容量后对应改造需求 1.9 亿千瓦，仅西北地区所需改造量就接近“十四五”规划的 2 亿千瓦。由此可得早期改 造规划目标可靠性高。“十四五”期间灵活性改造总投资预计达 133.7~307.2 亿元。

新一轮电价改革单列抽蓄容量电价，再次引发对火电容量补偿全国推广的预期，届时 大概率将按调节能力差异化补偿。从补偿原因出发：削减出力、承担备用意味着火电 利用小时数下降、电能量收益下降，抬高单位电量的折旧成本。而经过灵活性改造的 机组调节能力更强，考虑改造后的折旧成本也越高，因此更具备调节潜力的机组理应 获得更高的容量补偿收益。从先前甘肃征求意见稿中已清晰地划分出了不同补偿档位。

2.2 抽水蓄能：核价落地，已处最优发展阶段

抽水蓄能性能优秀，长建设周期特点、高度依赖自然资源特点使其将于解决“十五五” 期间、江河流域省份的消纳问题。与火电灵活性改造相比，抽蓄电站可通过抽放过程 实现电量的双向调节，同时可承担峰荷调节。考虑到抽蓄电站平均 7~8 年的投产周期， “十三五”期间开建不及预期使其难以在“十四五”期间成为消纳主力；而在 633 号文 IRR 托底政策出台以来，我们追踪到抽蓄建设积极性大幅提升，由此判断进入“十 五五”后抽蓄有望成为消纳主力，于来水较好地区、电网侧发挥消纳作用。

抽蓄建设加速，锁定“十五五”规划目标。基于最新统计情况显示至“十四五”末可 实现装机容量约 6804 万千瓦，能够超额完成“十四五”规划目标。 “十五五”末 1.2 亿千瓦目标对应“十四五”期间应开建规模约 3738 万千瓦。近两年随着盈利机制的 确定，项目开工规模扩大，保守估计 8 年完工，则“十四五”仍需开工量降至 1938 万千瓦。

各地区拟建项目数量相比征求意见稿有所扩大。根据黑鹰光伏对已披露项目的统计， 湖北、浙江、陕西等地在《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035 年）》征求意见稿 之外新增部分项目（新增项目均在近两年已通过可研、或完成项目签约，原规划中也 存在部分项目尚无进展）。值得注意的是，原本没有建设计划的福建、海南、云南等 地也开始参与抽蓄电站项目建设。

抽蓄投资意愿取决于成本疏导/定价机制完善，当前处最优发展阶段。抽蓄电站成本 费用曾一度经历“允许纳入电网运行费用”-“不得计入输配电成本”-“单列为容量 电价科目”三个阶段。当前成本疏导通畅主因前两轮输配电价改革中均以降价作为主 基调，抽蓄成本糅杂于输配电价中也难以向下传导；此轮改革首次采用“正算”方式 正视了输配电成本逐步上升的事实，同时单列容量电价，正视了为系统调节能力付费 的需要。

长期看，为更好发挥调节资源稳定价格波动的作用，抽蓄进入现货市场是大势所趋。 根据 633 号文对电量收益部分的界定，辅助服务与抽发电价差形成的收益，20%由抽 水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。抽蓄大容量、 快速响应、可参与全部辅助服务品种的性能优势使其同样可获得稳定较高的电能量收 益，未来逐步替代对容量电价的依赖。

2.3 大储：强配政策驱动，依赖成本端下降

不同于上述两类调节性资源，性能局限性和安全性顾虑决定电化学储能成本疏导压力 仍大。在当前消纳目标倒逼调节性资源建设的背景下，大储装机量取决于强配政策， 运营经济性则取决于成本端下降（自身降本&新能源降本腾出成本空间）。

装机量测算：源网侧为电化学储能装机主力，23 年合计有望新增 24GWh。

电源侧：强配要求下，电源侧是增量装机的主要来源。目前多数省份要求配套比例在 10%~15%。考虑初期电厂配套其他灵活性调节资源（如火电灵活性改造）对储能的替 代，23 年中值分别设为 8%，对应储能装机 9.2GW（19.3GWh）。

电网侧：电网调度对体量、安全性要求较高，电化学储能渗透仍不高。考虑后续各省 份通过出台容量租赁/补偿相关政策，以及在运行现货市场后峰谷价差拉大，并伴随 储能成本的降低，共享储能模式经济性或逐步凸显，能够刺激电网侧的装机量提升。

配合大基地消纳，五大发电集团为开发主体之一。如前所述，当前电源侧出于配建的 原因，储能装机规模高于电网侧。其中由五大发电集团在运装机占累计在运装机 61%， 表明以大基地为代表的集中式电站开发模式对储能装机的刺激最大。在这一模式下， 新能源与储能接近打捆售电，共同影响整体盈利水平。

组件价格下降、储能系统成本下降腾出配储成本空间。组件价格下降 0.4 元/W，对 应光伏系统成本从 4.2 元/W 下降至 3.8 元/W。在首年接近 1500 小时利用小时数的 假设下，全投资 IRR 从 5.6%升至 6.6%，配储后对项目整体的经济性影响将有所减 弱。同时，碳酸锂价格每下降 10 万元可对应降低储能系统成本 70 元/KWh。 若将储能作为纯成本项测算，当储能成本为 2000/1700/1400 元/KWh，对应项目整 体 IRR 分别为 5.3%/5.5%/5.6%； 若考虑储能在放电过程中获取调峰辅助服务费用/现货价差，上述储能成本假设下， 对应项目整体 IRR 分别为 5.8%/5.9%/6.1%。

1Q23 储能装机/招采高增，验证大储需求旺盛。根据 CNESA 统计，2023Q1 国内新投运 新型储能项目 2.9GW/6.0GWh，同比+1178%，淡季表现超预期。同时，3 月招采规模显 著扩大，集采/框采规模近 6GWh。

3、网侧消纳：外送需求拉动大电网投资

“源荷分离”决定了“大电网”投资需求增加，从外送需求测算“十四五”期间特高 压投资应远超 5000 亿元。第一批风光大基地规划风、光装机总容量 97GW 已全部开工 建设，其中约 50%电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨 区域输电能力 4200 万千瓦，基本满足了第一批大基地的外送需求。第二批大基地规 划“十四五”投产 200GW，原则上 2023 年并网，其中约 75%电量外送消纳，需新建特 高压直流送出，且新增通道输送可再生能源电量比重需超过 50%。

按 800 万千瓦输电能力的线路单条投资 200 亿元，预计提效+新增分别涉及投资 1050 亿元和 1675 亿元，合计 2725 亿元；其余仍有五条线路在前期工作中，按照每条线路 200 亿计算，仍需投资 1000 亿；另有包括闽粤联网等多条交流特高压线路需要建设， 特高压合计投资额超 5000 亿，规模较第一轮特高压建设周期翻倍。

经测算：每少投 1 条特高压、影响 12~15GW 新能源装机。 基于 800kv 直流特高压输电能力一般为 450 亿千瓦时/年、新增特高压线路均满送的 假设，预计 2023~2025 年的风、光装机增量分别对应需要至少投产 2、5、7 条特高压。 假设减少 1 条特高压直流仅会影响全发电量外送消纳的增量新能源装机，则未来三年 每少投产 1 条特高压将影响 12~15GW 新能源装机并网。 受疫情背景下的多重因素影响，特高压进度严重滞后，截至目前未有 1 条直流完成核 准。2021 年 4 月国家能源局提出要加快推进特高压建设节奏，各环节明显提速，特 高压从前期到建成周期从 4 年压缩至 2.5 年。考虑到第二批大基地原则上 2023 年并网，国网提出 4 条直流要在今年核准、明年年初即刻开工的目标；加之防疫政策优化， 执行侧限制性因素影响减退，2023 年特高压建设提速兼具紧迫性和实现的客观条件。

4、荷侧消纳：价格信号刺激需求侧资源建设

在当前网侧规划基础上，解决消纳问题的重要性排序依次为：终端用电需求增长>源 侧调节资源建设>荷侧自发调节。荷侧调节意味着在消纳问题出现时，源测富余电量 仍需首先通过外送线路到达荷侧，这进一步增加了网侧投资成本，这是自上而下我们 更看好源测调节资源建设来解决消纳问题的核心。但同时，由于负荷中心省份负荷波 动更大，在价格机制下也有望刺激自发配置调节资源，而峰谷价差是重要决定因素。

加州“鸭子曲线”转为“峡谷曲线”的启示：未来国内现货市场峰谷价差或将进一步 拉大。

伴随新能源电量“存量替代”，峰谷波动加大。2010~2020 年美国加州累计储能装机 量占全美约 54%，期间采用经济激励手段鼓励储能装机、为达到削峰填谷的目的。但 从当前情况看，峰谷波动不降反升，主因较低的用电需求增速叠加高比例新能源装机， 加州新能源电量已处于“存量替代”阶段（22 年全美发电增速 3.3%，光伏电量增速 25%，而加州占全美光伏电量的 26%）。

我国用电增速预计仍将保持 5%以上，但部分省份新能源电量已做存量替代。全国层 面看，22 年同比 21 年全国新能源增量贡献率达 65%，相比 20~21 年间 34%大幅提升； 分地区看，已有 7 省新能源增量贡献率超 100%，意味着有对存量电量的替代。尤其 值得注意的是新能源增量贡献率分别为 133.5%和 89.5%的广西省、山东省均为外受电 省份，表明消纳压力将直接在本地体现，峰谷价差或进一步拉大，当前“山东”现货 市场已长时运行、负电价现象已引起广泛关注。

基于市场价格信号，需求侧资源大有可为，政策端开始发力。5 月 19 日，国家发改 委对《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》向 社会公开征求意见（下称《管理办法》（征求意见稿）），即释放出了政策端的积极信 号。

积极拓宽需求响应主体范围。各类经营性电力用户均可参与需求响应，有序引导具备 响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励推广新型储能、分布式电源、电动 汽车、空调负荷等主体参与需求响应。

提升需求响应能力。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。以 22 年各省峰值负 荷情况测算，对应全国累计响应能力应达到 42.5~70.8GW，广东、江苏、山东等沿海 省份响应需求较大。

推进需求侧资源参与电力市场常态化运行。如前所述，不同于源侧迫于考核压力而配 置调节资源，价格信号是支持需求侧资源参与调整和响应的根本前提，而价格信号产 生于可反映供需的电力市场，因此政策驱动、加大市场建设力度顺理成章。我们关注 由此带来的工商业储能、虚拟电厂投资机会。

4.1 工商业储能：部分省份投资已颇具吸引力

工商业储能作为需求侧资源的一部分，承担负荷调整功能。目前两大盈利模式： 作为分布式光伏的配套设施、提高光伏自用比例。 利用峰谷价差套利。这一模式下，由于工商业用户自行安装储能设备需自行承担初始 投资及设备维护成本，承担风险较高，故出现能源服务企业这类主体。在前期阶段， 能源服务企业负责投资建设储能、运维，工商业用户向能源服务企业支付费用；在运 营阶段，工商业用户以提前签订的价格支付电费（由于储能设施对峰谷价差的平抑， 总体上电废会降低），而能源服务企业实际在赚取峰谷价差的大头。

工商业储能利用率较高，两充两放可提升经济性。从盈利模式来看，不同于源网侧储 能设施预期通过赚取容量补偿+电量补偿获得收益，工商业储能主要依靠峰谷价差套 利+补贴，因此充放电情况对经济性影响较大，尤其在适宜两充两放的地区，我们测算相比一充一放情景可提升 IRR 6.2pct。当前用户侧储能平均利用系数远高于源网 侧，表明储能设施利用效率较高。

负荷增长+渗透率提升预计 23 年工商业储能新增装机较 22 年提升 66.7%。我们预计 23~25 年全社会用电增速分别为 6.2%/5.8%/4.9%，相对应工商业用户总功率上升。随 着现货市场铺开、峰谷价差拉大，叠加考虑部分地区的经济激励政策，预计渗透率也 有望逐年提升。

各地峰谷价差及激励政策不同，关注装机积极性在地方间差异，重点关注浙江、广东、 湖南、江苏、安徽等地拓展工商业储能业务的能源服务企业。 峰谷价差省间存在省间差异。受电源结构影响，也受到负荷结构影响——通常二产占 比较高省份由于生产连续性较好，负荷波动较小;相反三产占比较高省份，晚高峰时 段负荷曲线呈陡峭上升态势。 峰谷价差普遍拉大反映平抑波动的调节性资源有存在必要。当前部分省份通过基于放 电电价补贴的形式推动工商业储能的装机，例如浙江省部分市考虑补贴后的价差高达 1.8 元/KWh，广东、湖南、江苏、安徽等省份考虑补贴后的价差也具有优势。此外， 这些省份多为华东/华南外受电省份，从经济性角度出发，工商业储能起到平抑波动 作用，将有助于减少高峰时段省间高价购电量，因此本身也具有广泛推广的动力。

乐观假设下回本周期最短可缩至 4.5 年，储能降本使高价差地区普遍经济性提升。以 浙江省为例，假设电价条件长期支持两充两放的高利用率、峰谷价差+补贴使平均电 价差在 1.1 元/KWh、储能系统成本降至 1500 元/KWh，对应回本周期 PP 约 4.5 年，全 投资内部收益率 IRR 约 19.4%。

4.2 虚拟电厂：需求侧资源整合环节，制约因素有望逐项解除

虚拟电厂类电网运作，整合分布式发电资源、工商业储能资源，并实现电力用户需求 侧响应。具体分为如下环节：

资源聚合：虚拟电厂运营商通过物联网，将分布式电源、储能系统、可控负荷等各类 资源聚合起来，形成一个规模化、高灵活的虚拟发电单元。运营商对各类资源进行数 据采集，包括其输出功率、状态、位置、价格等信息。

市场分析与优化：运营商根据市场价格信号或系统运行状态，对各类资源进行优化调 度，制定最优化的发用电计划，并通过管理平台层向各类资源下发控制指令。

市场交易：虚拟电厂运营商根据优化调度的结果，以虚拟电厂为一个整体，参与到电 力市场中并获取收益。

信息反馈：虚拟电厂运营商根据市场交易的结果，对各类资源进行信息反馈，进一步 优化算法。

虚拟电厂获政策/技术支持，制约因素有望逐项解除。

主体地位有望明确。虚拟电厂作为新一级调度系统，本质上与电网调度功能有所重合。 在我国统一大电网的国情之下，虚拟电厂作为单独主体在市场运行需处理好与地方电 网之间的调度权问题。此次《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，再 次确立了虚拟电厂的主体地位。

现货市场铺开、价格信号有望完善。虚拟电厂可发挥的作用之一是需求侧管理。但目 前我国电力现货市场仍未全面铺开，峰谷价差尚不足以刺激用户产生需求侧响应。此 次《管理办法》（征求意见稿）提出推进需求侧资源参与电力市场常态化运行，也预 示着电力市场改革节奏将进一步加快。

功率预测/负荷预测算法、控制算法有望完善。虚拟电厂对可再生能源预测和负荷需 求预测的准确性有很高的要求。由于天气条件、设备性能等因素的不确定性，提高预 测准确性仍然是难点。预测技术的改进将有助于更精确地调度和优化分布式能源资源， 提高虚拟电厂的运行效率。当前，行业需求逐渐刚性，由现货价格风险倒逼新能源企 业为更准确的功率预测买单，将带动技术的发展（如华为云盘古气象大模型），虚拟 电厂运营商同样受益。

从国外的实践来看，虚拟电厂技术已经发展了三代：

VPP1.0：以分布式电源的集中式汇聚与协调为核心，主要面向电网内部服务。

VPP2.0：以源荷聚集协调为核心，增加了负荷侧资源汇聚功能，除了为电网运营商服 务，也参与现货市场和辅助服务市场等市场化交易。

VPP3.0：多元资源的聚集，只要有调节能力的负荷侧资源都可接入，探索形成新的商 业模式和协作生态，甚至增加区块链、DAO 等新的技术要素。

国内大多数虚拟电厂还是 VPP1.0，少数项目部分具备 VPP2.0 的特征。目前国内多个 地方已经开展虚拟电厂示范应用。2022 年 5 月 20 日，国电投深圳能源发展有限公司 的虚拟电厂平台参与电力现货市场，获得平均度电 0.274 元的收益。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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