按照我国提出的“30·60”双碳目标，中国需要在2030年前实现“碳达峰”，即碳排放量达到峰值后不再增长，2060年前实现“碳中和”，即使“排放的碳”与“吸收的碳”相抵消。伴随双碳目标而来的，是多种减碳相关产业的蓬勃发展，也是人们对可持续生活方式的观念革新。
双碳是泰合的重点布局领域，服务客户覆盖海内外光伏产业链、新能源汽车及锂电产业链、氢能产业链、储能及能源管理产业链、能源转型和碳中和推动的新型装备与材料等领域。
近日，能源数字化服务运营商浙达能源完成A轮超亿元融资，泰合资本担任*财务顾问。结合行业研究与项目经验，我们希望用专业且易读的研究文章，与大家一起拆解讨论“双碳”的题中之义。第二篇，我们关注虚拟电厂能够带来的巨大潜力。
本文核心观点
· 双碳目标下，虚拟电厂是我国新型电力系统的重要组成部分，必将存在市场化机会
· 目前虚拟电厂市场上的参与玩家多种多样，想要胜出，核心在于结合技术与资源
· 然而，未来虚拟电厂的发展仍缺乏“全国统一要素大市场”，政策的不确定性将带来一定风险
· 通过叠加不同的能源管理服务，虚拟电厂将有巨大潜力成为用能的中枢路由器
· 此外，由于虚拟电厂与储能完全兼容且相互促进，在未来，“虚拟电厂+储能”的“软硬一体化”的综合解决方案有望成为平行于清洁能源发电的核心商业模式
01、双碳目标下，中国为什么需要虚拟电厂？
顾名思义，虚拟电厂是一个“看不见”的特殊电厂，它具备传统电厂的能力（甚至超越其能力），但却不以实体电厂的形式存在。
其实质上是源、网、荷、储的有机结合体，能将传统电源、分布式电源、储能设备、工厂产线等与能源相关的硬件设施聚合起来，并通过统一的控制中心进行调度。通过虚拟电厂，原本分散、割裂的能源主体彼此连接，能作为集合单元参与主网的运行与电力市场交易。
你可以将虚拟电厂看作是能源世界的资产管理平台，它们拥有相似的能力：
对双碳目标下的中国来说，虚拟电厂是新型电力系统的重要组成部分，存在巨大的市场化机会。核心原因包括三点：
一、发电和用电之间存在错配
对整个电力系统而言，虚拟电厂的角色是“稳定器”。目前我国发电侧与用电侧之间存在显著的错配：
▶在发电侧，以火电资源为主的传统电力系统中，电网可根据用户侧需求实时、灵活、有效地对火电机组进行统一调度，保证供给与需求的实时平衡。但随着传统火电机组逐步被风电、光电等新能源取代，发电侧“靠天吃饭”的属性增强。随机性、间歇性、波动性的提高对电网的稳定性产生冲击，电网难以纯粹通过调节发电侧资源来维持发电与用电间的实时平衡。
▶在用电侧，以新能源车、充电桩为例的分散用户侧资源显著增多，这一类资源同样具有高随机性与波动性特点，且不受电网统一管理。此外，储能、屋顶光伏等资源逐渐普及，电力传输的“潮流”由单向变为双向、甚至网状结构，导致用电侧资源的灵活性与复杂性指数级上升，电网调度难度增大。
供给与需求两端的变化，给电网结构带来了巨大冲击。无论在电源侧还是负荷侧，虚拟电厂都有助于保证电网稳定性及供需双方的实时平衡。
二、电力市场交易机制放开
如果说发电和用电之间的错配是虚拟电厂发展的土壤，那么电力市场交易机制的放开则为其提供了必要的阳光与水分。
2015年，“电改9号文”（由中共中央、国务院发布的电力体制改革纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》）明确了国家大力推进电力市场化改革的决心。电力市场化改革的核心在于价格的自由竞争，电力市场交易机制放开是实现价格自由竞争的底层基础。
电价机制从之前的“管住两头、压缩中间”转变为“管住中间、放开两头”。“管住中间”，指的是国家电网公司的主要职责为电力基础设施的建设与维护，盈利模式从统包统销的购销价差转变为按照一定比例收取过网费；而“放开两头”则将发电侧与用电侧的价格全部放开，让发电厂与用电企业都直接参与电力市场交易，这样能进一步为虚拟电厂的调节打开空间。
如此一来，电力交易机制有序放开、市场参与主体持续扩大、交易品种逐步丰富，虚拟电厂也就拥有了变现渠道。2021年以来，国家及地方层面均出台政策官方认可虚拟电厂地位，比如国家能源局“两个细则”（即《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》）的出台明确了虚拟电厂具备参与辅助服务资质，未来可通过参与辅助服务获取收入；华北、华东等地区开展了多个省级虚拟电厂示范项目，跑通虚拟电厂经济模型。
三、虚拟电厂提供轻量级解决方案
到底有多“轻”？
从早期投资的成本角度来看，整个电力市场改革的一大抓手是储能，而储能*的掣肘则是其较高的前期资本支出。虚拟电厂能以极低资本性支出（CAPEX）的方式完成部分储能能力的调度，实现储能“虚拟化”。某种程度上，虚拟电厂拥有类似SaaS的特点，是一种*经济性的轻量级解决方案。
从全生命周期的成本角度来看，据国网测算，若通过火电厂进行削峰填谷，满足5%峰值负荷需要投资4000亿元，而虚拟电厂的总投资成本仅为500亿元，是传统火电厂的1/8。
02、中国会拥有什么样的虚拟电厂？
不同的电力市场，需要不同的虚拟电厂
虚拟电厂不是一个新的概念，但在不同国家的发展路径都与所处地区的电力市场环境息息相关。比如说电力市场结构迥然不同的欧美市场：欧洲各国电力资源分布不均，发电资源（尤其是分布式光伏资源）极为分散，需要虚拟电厂在电源端平抑波动；而美国电力市场运营商分散，末端价格波动剧烈，需要虚拟电厂在负荷端平抑波动。
欧洲*的虚拟电厂运营商之一Next Kraftwerke就聚焦在电源侧，其主要业务模式为聚合电源侧资源（以户用分布式光伏为主），将电直接出售给下游。
电源侧服务的核心是公司帮助新能源发电资源准确、及时地完成向TSO（输电运营商）承诺的电量，避免发电商承担由于误差导致的额外成本，而这需要虚拟电厂运营商聚合足够电源侧资源，且对影响发电的因素（如天气情况等）做出准确预测。此外，Next Kraftwerke也基于电源侧及负荷侧的聚合资源，向TSO提供调峰、调频等服务。
美国的虚拟电厂则聚焦于家庭负荷侧。比如以家用储能产品Powerwall切入这个市场的特斯拉，其业务模式主要是通过聚合负荷侧资源，在用电高峰期填补电力缺口，将高峰期价格昂贵的电力资源直接提供给最需要的用户。
中国市场目前呈现的是另一番完全不同的面貌：纯政策导向的邀约型为主，政府通过补贴激励用户参与响应，引导市场的逐步形成。因此，我国首批发展的虚拟电厂主要为负荷型虚拟电厂。随着电力市场交易变得越发复杂，虚拟电厂未来将从初期的政策导向发展为中期的市场化导向。
中国市场的未来路径可能会混合欧美的发展方向。在负荷侧，作为世界*大工业国，我国工商业负荷侧市场空间巨大。与美国相比，我国用电价格直接受电网企业保障，但工商业用电目前已经走向市场化；在电源侧，我国的发电结构及配电网架构与欧洲类似，未来在电源侧、尤其是分布式电源侧的机会有可能逐步显现。
决定要素：技术+资源
作为源、网、荷、储的有机结合，虚拟电厂目前市场上的主要玩家们基本都是由这几个环节切入：
那么，什么样的玩家才能从如此多样化的竞争态势中脱颖而出？
虚拟电厂的技术在于三个核心：电源侧的出力预测、用户侧的负荷预测，及针对出力与负荷的调度算法。
出力预测及负荷预测难在准确掌握出力及负荷曲线。在电源端，新能源发电具有高随机性与波动性，想要准确地预测出力曲线，需要虚拟电厂运营商有高质量的数据输入，比如掌握天气情况的预测、不同天气情况对市场出力曲线的影响等等。此外，还得深入理解网架结构及运行方式，线路的堵塞和不平衡是价格波动的*因素。
在负荷端，不同行业用户的用电画像完全不同、单度电经济模型完全不同，且存在资源交叉及时间段交叉。作为资源的聚合商，虚拟电厂运营商需要明晰不同用户的负荷曲线，从而描绘整体的负荷曲线。针对每一类型用户，运营商都需要掌握其特殊的用能调整空间及调整方法。
调度算法难在预测后的调度策略。比如，针对某一特定价格讯号，工商业企业需采用怎样的流程调整来进行响应？对这些企业来说，调整流程往往会带来一定成本，如何优化流程又尽量控制成本？调度算法需要在多变量、多约束条件下找到*解。
伴随电力市场复杂度的指数级上升，调度策略可为多品种的耦合策略，如结合现货交易与需求响应实现组合收益的*化——这也对调度算法的搭建提出了更高要求。
除了技术以外，从资源角度来说，虚拟电厂的前期资源整合能力与后续持续服务能力都很关键。
虚拟电厂运营商的整合能力越强，可调度的资源种类就越多，资源的互补性就越高。举个例子，调解储能的特点是量小、但是调节快，而调节工业产线的特点是量大、但是调节慢，组合来用才能提升虚拟电厂整体的收益空间。
后续的持续服务能力则可以让虚拟电厂运营商深入挖掘用户的调节空间，尤其是工商业的用户。最开始可能仅帮助用户获取需求响应补贴，后续则可以对接客户的储能产品、实现整体用能安排。一方面帮助工商业企业获得更多“业务外收益”，另一方面也让虚拟电厂运营商逐步升级为企业的“用电”、甚至“用能”管家，提升客户粘性。
打通技术与资源、形成正向循环，才是成为行业龙头的决胜要素。
在当前市场中，技术能力占优的是从电网侧切入虚拟电厂的企业，包括电网公司本身或者具备电网公司调度部门服务经验的IT创业企业。这类公司深刻理解电网网架结构、运行方式、调度策略及输配协同等，熟悉由于阻塞或者局部不平衡导致的价格讯号波动情况。作为连接电源与负荷的中间端，对出力及负荷曲线均有一定认知。
资源能力占优的，是通过电源或者负荷/储能侧切入虚拟电厂的企业。发电集团自身拥有分布式资源、掌握出力曲线，是毋庸置疑的电源侧资源*。工商业储能运营商、售电商等与负荷端绑定较深，熟悉企业用能画像，是负荷端资源*。
以浙达能源为例，技术侧长期服务电网调度部门，拥有极深的技术储备；资源侧，则基于国网试点虚拟电厂业务切入用户，在多个高能耗工业领域积累了极深的行业认知，并根据不同行业定制专属于该行业的能源解决方案。浙达在传统虚拟电厂概念下叠加电力交易业务、用能优化业务、双碳业务，并与虚拟电厂的需求响应、辅助服务与现货交易业务形成多种耦合方案，成为一体化的能源运营平台公司。
03、关于未来，强政策导向市场有什么风险？
由于各地市场化改革速度不均，虚拟电厂在实际落地上遇到很多实操性问题。不同地区对虚拟电厂的推进提出了繁琐且不同的申请流程、实施标准，这直接导致了地区与地区间的“政策壁垒”。发展较为成熟的大型虚拟电厂运营商很难跨区域经营，因为跨区域后资质申请的问题难解。
此外，虚拟电厂与电网的调度、运行牢牢捆绑，不同地区电网系统和电力市场间的显著差异也导致当下的虚拟电厂必须“因地制宜”。短期来看，各地区的虚拟电厂都会有地区性的*。
未来，随着全国统一的电力市场体系逐步建立、虚拟电厂相关指导性文件逐步完善，各地区的电力市场交易规则、针对虚拟电厂的政策规范也将逐步拉齐。短期内以本地化竞争为主的虚拟电厂运营商在中长期会进入全国的市场化竞争。
优胜劣汰，技术与资源能力依然是最重要的核心壁垒。
如前文所言，当前虚拟电厂的发展仍然主要被政策驱动，还未进展到市场化主导阶段，电力本身也是关乎民生的强监管行业，未来政策的不确定性也可能会带来风险。
我们可以拿虚拟运营商作为对比：
和虚拟电厂一样，虚拟运营商行业也是国营的基础设施型企业向市场进行一定程度的开放。因此，虚拟运营商行业的后续发展可以作为虚拟电厂行业国企行为、后续监管以及行业成熟后的保守情况的参考。
从2015年起，中国虚拟运营商的发展已历7年，经历了高峰和低谷，但未见政策反复、倒退或者强干预，市场化程度得以保持，呈现出第三方玩家、国企央企及关联行业巨头并存的局面。因此我们有理由相信，政策的改变可能会对虚拟电厂下的某一细分商业模式产生冲击，但并不会给整个虚拟电厂行业带来系统性风险。
事实上，移动互联网的爆发让手机终端应用可兼容的复杂程度指数级提升。国企、央企和虚拟运营商提供的是“基础设施服务”，用户侧的应用已经产生大量的市场化机会——正如今天我们拨打的“电话”，有很多都是通过微信拨出，而非通过手机本身。对标来看能源市场，未来用户侧应用和交易机制同样高度复杂，必然会使虚拟电厂在用户侧拥有广大市场化机遇。
04、结语
每一次物理世界在数字世界的映射，均能创造出巨大的机会，比如衣食住行在数字世界的映射，创造出了巨大的平台型企业美团。而虚拟电厂作为能源世界在数字世界的映射，也将拥有巨大的发展空间。
虚拟电厂可作为基础，利用其极大的兼容性，叠加不同的能源管理服务。比如浙达能源以提供需求响应作为入口，向上叠加售电服务、光伏及储能服务，未来随着现货市场的放开，还可以叠加现货市场交易服务等。
同时，虚拟电厂还具备成为用户侧用能的中枢路由器的潜力，还能叠加热、煤、气等在内的其他能源类型。
最后，不得不提的是虚拟电厂与储能赛道的并行发展。虚拟电厂与储能完全兼容、且相互促进，随着储能设施未来越来越多，虚拟电厂可以管理的“能源资产”增多，甚至具备管理自有资产的可能性，驱动虚拟电厂运营空间和效果的进一步提升。
反过来，这也将促进储能产业的发展。储能的核心是经济账，技术的发展可以解决成本问题。以泰合服务的某储能电芯头部公司为例，其采用多种创新技术提高电芯循环次数及安全性，降低终端储能产品购买者的全生命周期使用成本；此外，懋略对工艺细节的创新与管控也保证了较低的电芯制造成本，在确保自身合适的毛利水平下，能够有效降低终端购买储能产品的价格。
虚拟电厂的发展可以帮助解决储能产品更市场化的收入端问题，“虚拟电厂+储能”的“软硬一体化”的综合解决方案有望成为平行于清洁能源发电的核心商业模式。
