目前总体情况显示，工商业储能盈利能力一方面包括峰谷价差收益，另一方面包括需求电费管理和需求侧响应服务所获得的收入。 从这个角度来看，储能商业模式的可行性，除了外部峰谷电价的变化和企业经营的波动外，从储能系统解决方案的角度来看，如何解读和理解一个更好的解决方案？一方面体现在储能系统的电力吞吐能力上，包括功率吞吐深度（DOD），无论是90%、95%还是100%。 另一方面则体现在吞吐效率（交流侧充放电效率），可以理解为100度电量是否可以放电85度时甚至90度时。 在循环次数下，实际电池容量也会衰减。 此外，系统方案的优缺点不仅体现在系统成本的差异上，虽然成本控制非常重要，但还要关注多维度因素，比如安全策略，比如售后服务，比如资产利用率，储能的实际运行效果是否能匹配财务模型， 我们还需要关注资产利用率、平均故障恢复时间、系统更好的运行情况、是否能帮助投资者降低保险费率，这些都是储能系统解决方案** 企业应该主动思考的事情。开始计划我的 2024 年什么是虚拟电厂：
1.虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）是通过先进的信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车、充电桩等分布式能源的聚合和协调优化，从而作为特种电厂参与电力市场和电网运行的电力供应协调管理系统。 虚拟电厂不是真正的电厂，而是一种智能电网技术，它应用分布式电源管理系统参与电网的运行和调度，实现“源-荷-网”的聚合和优化。
2.结构可调性是资源层的核心，资源层的调控能力和质量决定了虚拟电厂完成调度指令的能力，而工商业储能作为优质调控资源之一，是虚拟电厂发展的重要前提。
来源：目前接入资源以分布式光伏为代表，不具备自我调节能力，可与工商业负荷视为一个整体，构成可调负荷。
负载：可调负载有其自身的容量限制，工业负载往往受生产计划强制执行，响应速度较慢空调负荷在时间维度上不能转移，基本没有谷填充能力，调节范围受用户体验、天气等因素限制充电桩作为直接面向C端的负载，具有很强的调节能力。 存储：容量可调、响应速度和可靠性是相对优质的调控资源，同时具有调峰填谷能力，是虚拟电厂高频大规模响应的必备资源。
为什么需要虚拟电厂：1.风景的快速增加带来的对山谷填充的需求。
风能和太阳能装机容量的快速增长加剧了电力系统的不可控性。 新能源的输出主要受入风和光的影响，人为干预效应小。 因此，当新能源的输出与负荷消耗特性不匹配时，就存在新能源用电的问题，如果处理不当，将导致电力系统安全事故和投资浪费。 光伏建设速度远超风电，分布式光伏成为主力军。 分布式施工，选址简单，项目周期短，安装升级快。 由于其出产时间集中度高，电网调度控制程度相对较低，消费问题不断显现，山东、河南等分布式装机容量大省纷纷出台分布式配储文件。
“鸭子曲线”变成了“峡谷曲线”，光伏的增加带来了填谷需求。 “鸭子曲线”最早由加州电网运营商Caiso提出，它指出，净负荷曲线在光伏发电高峰期的中午下降，然后在傍晚光伏发电量下降时急剧上升。 随着光伏装机量的增加，CAISO的净负荷曲线向“峡谷曲线”移动，即中午净需求较低，降至零甚至负值;到了晚上，负载增加更陡峭，其他电源必须迅速上升以适应负载的急剧增加。
以山东为代表的国内一些省份，对粮食灌浆的需求也明显。 山东的装机结构与CAISO相似，到22年底，光伏装机占比达到225%。2024年五一假期期间，山东省用电负荷下降约15%，引发电价持续负值现象。 值得注意的是，从4月29日到5月1日，现货**曲线类似鸭子曲线，这段时间10时到15时负电价尤为频繁，这一时期是光伏发电的高峰期。
结合此前山东划分为电价中午期，新能源装机容量的增加改变了原有的负荷曲线，使得电网净负荷在新能源集中发电期间出现深谷，需要及时转移负荷（填谷），以平滑变化，促进新能源消纳。
2.由于创纪录的负载峰值，削峰需求。
第三产业和居民用电量增速快于工业，峰值负荷增速大于用电量增速。 近十年来，我国第二产业增速相对较低，用电结构占比明显下降，从2024年的73%下降到2024年的66%，而第三产业与城乡居民居民用电量之和从2024年的25%上升到2024年的33%。 用电结构的变化带来负荷的新变化：
1）日负荷波峰和谷值差较大
2）受极端天气、消耗能力等因素影响，年负荷曲线呈现夏冬季双峰特征3）第二产业用电负荷稳定连续，第三产业和居民用电波动性强，时间集中效应明显，固定期内最大负荷的拉动效应强于全期用电的拉动效应， 所以在用电结构变化的情况下，全社会最大负荷的增长速度会明显高于用电量的增长速度，需要及时转移负荷（调峰），以保证用电**。中国电力企业联合会预测，在2024年正常天气条件下，全国夏季最大用电负荷为137亿千瓦，同比增加8000万千瓦，如果出现长期大范围极端高温天气，全国最大用电负荷或同比增加近1亿千瓦。
3.新型负载，如充电桩，增加了负载侧的复杂性。
随着新能源汽车的快速增长，充电桩的数量改变了配电网的形式。 截至2023H1，我国公共充电桩数量为214个860,000 单位， +4063%。2023H1，新能源汽车销量同比+4413%，保持高速增长，可以预见，未来随着新能源汽车销量的持续快速增长，充电桩数量将持续增加。 充电桩的大量增加将对配电网产生影响，与传统的交流充电桩相比，快速充电直流桩由于功率更高、充电时间更短，影响更大。
充电桩加剧了居民日常用电负荷的峰值增长。 充电桩对配电网的影响主要包括：（1）充电桩的峰值用电量也是居民原有的用电高峰，这会导致原有负荷峰值不断增加，产生短时间、高峰值负荷;
2）根据峰值负荷配置变压器容量，导致其余时间资源闲置（3）充电负载波动导致的网络损耗。
因此，充电桩的发展带动了调峰填谷需求的增加，但同时，充电桩和新能源汽车本身也是很好的可调负载，如果能够通过虚拟电厂进行聚合优化，降低充电成本、减少电网投资是双赢的选择。
4.实现用户侧与电力系统高度灵活交互的长期目标。
2024年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，标志着新型电力系统全面启动和加快建设的重要阶段。 蓝皮书提出，在新型电力系统转型加速期（当前-2024年）的用户侧目标之一是不断涌现新的用电模式，进一步整合分散的需求响应资源，将用户侧的灵活调整和响应能力提高到5%以上， 从而促进就近地区新能源的开发利用和高效消纳。从长远来看，它将实现用户侧与电力系统之间高度灵活的交互。
5.需求侧响应能力力争达到最大负荷的3%-5%
需求侧响应能力建设的目标很明确。 “十四五”前，虚拟电厂停留在个别地区、个别项目的试点阶段，一是新能源装机占比不高，电力系统对柔性资源需求不旺二是缺乏量化目标。 2024年，《现代能源系统“十四五”规划》提出，到2024年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%，其中华东、华中、华南等地区达到最大负荷的5%左右。
虚拟电厂政策密集发布已成为新型电力系统建设的重要内容，政策力度有望持续加大。
虚拟电厂如何产生收入：
1.需求方响应。
虚拟电厂的三大优势**：需求侧响应、配套服务市场、电力现货市场目前，我国虚拟电厂正处于从邀请型向市场型的过渡阶段。 邀请型阶段主要由**部门或调度机构组织，发出邀请信号，虚拟电厂组织资源响应，获得产能补贴。 国内多个省份出台了需求响应细则，其中江苏、上海、广东等省市开展得较好。
需求侧响应补贴单价高但频率低，市场化程度低。 需求响应主要以调峰为主，主要发生在夏季高峰期，主要目的是保证供给。 以广东省为例，2024年开展9次邀请式市场化需求响应（均发生在7月和8月）最大峰值负荷277万千瓦，最大响应申报量609万千瓦有效应对电话收入 163亿元。 可以看出，虽然补贴最高可达5元度（可中断负荷），但需求响应并未常态化，发生频率较低，具有较强的计划色彩。 因此，随着我国电力市场体系的逐步完善，虚拟电厂也在从邀请阶段向市场阶段过渡。
2.辅助服务市场。
新的电力系统继续产生对辅助服务的需求。 传统电源（火电、水电等）具有一定的调节能力，而新能源具有输出波动和无功损耗等特点，导致新能源装机比例较高的电力系统对电力辅助服务的需求增加。 虚拟电厂主要起调峰调频的作用。 2024年12月，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》，指出电力用户可以通过委托虚拟电厂的形式参与电力辅助服务市场**。 目前，虚拟电厂的主要功能是电能的时间传递，对应调峰服务未来，随着工商业储能渗透率的提高，虚拟电厂有望在调频服务方面取得更大突破。 从2023H1全国辅助服务运营数据来看，调峰调频是辅助服务成本的主体，占总成本的80%。
3.电力现货市场现货试点项目持续推进，全国实施的大趋势势在必行。 2024年，南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区成为首批现货试点地区，首批试点地区已完成长期定居试运营2024年，第二批6个试点地区开始试运行;此外，宁夏、陕西、河北南方电网等非试点地区也纷纷出台现货计划，推动现货市场建设。 目前，国网公司业务区内20家省级电网已开展现货市场试运行，南方地区电力现货市场也已进入五省区全模式试运行。
现货模型的盈利能力波动性较大，对虚拟电厂的交易能力提出了要求。 现货市场全天有96个**时间点，上下限比较宽，波动频率高，振幅大，执行难度较大**。 从山东省2024年2月至2024年1月共一年的现货**情况来看，在四小时间隔内，最低价和最高**分别在10-13点和17-20点出现最多，但最低价和最多**跌出这两个区间的概率分别为46%和45%， 也就是说，如果采用固定的4小时间隔峰值调节策略，则近一半的概率无法获得完整的价差套利。因此，虚拟电厂需要具备强大的算力、先进的能力和交易能力，才能参与现货套利，才能获得利润。 虚拟电厂案例：
1.河北虚拟电厂——中国首个市场化项目。
冀北虚拟电厂是国内首个以市场为导向的虚拟电厂交易项目，由国网冀北电力承建，于2024年12月正式投产。 冀北虚拟电厂聚合了蓄热式电采暖、智慧建筑、可调工商业资源等11类可调资源，总容量为358MW，最大调节容量为204MW。 截至2024年11月初，冀北虚拟电厂已连续提供调峰服务4800小时以上，累计新增新能源3701万度虚拟电厂运营商和用户总收入达到673个70万元，平均发电量182MWh。
2.南部区域虚拟电厂——首个跨省、跨地区级项目。
近日，南方电网公司分布式源荷汇聚服务平台在广州、广东、深圳、广西柳州同步开展虚拟电厂多功能联控联控，实现了多个省区调频、直控等快速响应，标志着国内首个区域级虚拟电厂投入运营。 南方电网虚拟电厂由“粤能投”虚拟电厂升级而来。
2024年4月推出的“粤投”虚拟电厂管理平台是南方电网首个实用负荷聚合虚拟电厂，也是广东首个虚拟电厂商业运营平台。 平台聚合光伏、储能、充换电站、空调、工商业负荷等各类用户侧资源，参与广东省交易中心市场化需求响应市场。 南方电网升级版分布式源荷汇聚服务平台聚合了广东、广西两地新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，累计分布式资源规模为10751MW，其中可调容量为1532MW。
虚拟电厂市场空间计算：预计2024年经营规模将达到100亿元水平
从运营方面来看，虚拟电厂的规模：
1.辅助服务市场：
1）根据中国电力企业联合会**的数据，到2024年，全社会的用电量将达到95亿千瓦时;（2）假设平均耗电量**为065元千瓦时;
3）据《中国能源报》报道，近两年我国辅助服务成本占全社会电费的比重已上升至25%，假设这一比例将随着未来新能源装机容量的增加而进一步增加，到2024年增加到35%；（4）假设虚拟电厂收入占辅助服务市场的10%;
5）虚拟电厂运营商的份额比例为20%-80%。预计在配套服务市场盈利模式下，当虚拟电厂运营商占比达到50%时，2024年虚拟电厂运营市场规模为108亿元。
2.电力现货市场：
1）根据中国电力企业联合会**的数据，到2024年，全社会的用电量将达到95亿千瓦时;（2）假设现货交易用电量占全社会用电量的10%;
3）现货市场并非总是存在价格差异，假设虚拟电厂单日可以进行4小时的套利（指工商业2H储能系统二充二放电的策略），参考近期购电的峰谷价差， 并假设平均峰谷价差为 07元千瓦时;
4）假设虚拟电厂套利电量占现货市场套利电量的20%;（5）假设虚拟电厂运营商的份额比例为20%-80%。
预计在电力现货市场盈利模式下，当虚拟电厂运营商占比为50%时，2024年虚拟电厂运营市场规模为111亿元。 辅助服务与电能现货两种盈利渠道存在部分重叠，用电现货基本取代了最大的辅助服务——调峰服务。 无论以何种方式获得收益，我们估计，当运营商的份额比例为50%时，2024年虚拟电厂运营市场规模将达到100亿元的水平。
谁从虚拟电厂的建设中受益
我们将虚拟电厂相关公司分为三类：
1）电网信息化有望率先受益：该类公司长期从事电网电力信息化业务，对电力调度、交易、营销有深刻的理解，在站控层面具有【集控设计】、【打通大电网】等优势。此外，预计此类企业将直接受益于电网虚拟电厂试点建设和虚拟电厂调度平台建设，预计电网侧虚拟电厂业务推进速度相对较快，但这类业务往往以项目为主，具有一定的波动性。 2）电力解决方案形态有望进一步演进：作为电力解决方案的领先提供商，该类企业深耕电力侧，具有一定的技术实力和丰富的工商企业资源，其优势是控制层面的【智能终端】和资源层面的【用户侧资源】。
3）长坡厚雪聚合运营：该类公司原本是用户侧分布式能源运营商（分布式光伏、工商业储能、充电桩等），可围绕现有工商业客户资源拓展运营品种和服务类型，以技术实力为支撑进行跨用户聚合，形成虚拟电站运营商。这类企业的优势主要体现在资源层面的【用户侧资源】和【运维能力】