【申万宏源】新电改解读系列报告之三：电改推动电力产消深刻变革，源网荷储模式迎来机遇.pdf

2023-08-01

27页

1MB

1.源网荷储概念的提出以及重要意义

1.1 源网荷储的必要性以及提出

“源”、“网”、“荷”、“储”均属于电力系统中原本就存在的基本构成要素。“源” 即电源，包括火电、水电、核电等传统电源和风电、光伏等新能源，属于电力系统的生产单元。“网”即电网，包括输电网和配电网，属于电力系统的输送和分配单元。“荷”即电力负荷，包括工业、商业、居民、农业、公共事业等不同电力用户，属于电力系统的消费单元。“储”属于电力系统的存储单元，包括抽水蓄能、电化学储能等，可以将富裕的电力存储起来，并在电力紧缺时段弥补电力紧缺。电力系统是各个单元构成的实时运行的统一整体，其运行遵循严格的物理规律。由于电力难以大规模储存，而电力的传输速度为光速，因此要保证电力的生产和消费必须同时完成，因此保证发电功率等于用电功率是电力系统正常运行的基本要求。

由于我国发电侧以火电为主，而火电的出力可以人为调整，因此电网只需要“源随荷动”即可，即根据用电功率的变化调整火电等电源的出力即可。但在“3060”双碳目标提出后，由于以风电、光伏为主的新能源比例将大幅提升，新能源出力受气候影响极大，因此需要构建包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场、碳市场等在内的复杂的电力市场来解决这一问题。这便是我们此前两篇电改报告的核心内容。但此前报告对于电力市场化的分析并未充分考虑到电力系统物理上的限制，从而忽略了几个重要问题：

（1）由于目前最为明确以及具备可行性的碳中和路径是“电力行业深度脱碳，其余行业深度电气化”，这使得电力用户的种类和数量也将大幅上升。但电力市场高度专业化，如此多的用电单元和发电单元同时进入电力市场交易，会使得电力市场过于复杂。

（2）新能源具有明显的分布式特性，使得新能源发电单元单体容量大小不一、单体容量显著低于传统电源，此外新能源利用小时数明显低于传统电源，使得提供相同电量前提下新能源所需装机量明显高于传统电源。上述因素共同导致未来发电单元数量大幅上升。但我们此前分析过，电力系统的平衡不可能只靠电力交易解决，最终还是要依靠电网进行最终的平衡。电力单元数量大幅上升，让电网调度的复杂度和难度大幅上升。

（3）电力行业作为受到高度监管的行业，必然不会完全通过市场定价，政策层面各项约束必然存在。但各个地方由于经济结构、自然条件存在差异，统一的约束条件自然而然无法兼顾各地实际情况。 2021 年 2 月 25 日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，首次正式提出了“源网荷储”概念，是解决上述问题的一个重要手段，并有望成为未来电力系统最重要的概念之一。国家层面推出源网荷储一体化概念后，各省也陆续提出当地源网荷储的发展指导意见和实施细则。

1.2 源网荷储的作用及分类

如前文所述，源网荷储本质上是为了解决新能源快速发展必然带来的电力市场过于复杂以及电网平衡难度大幅提高的问题。

为了解决上述问题，就需要降低电力系统复杂度，最直接的办法就是对电力系统进行分解。按照国家的指导意见，我国源网荷储将分为三个层级，即区域（省）级源网荷储一体化、市（县）级源网荷储一体化、园区（居民区）级源网荷储一体化。这样上级源网荷储只需要负责所有下级整个源网荷储的平衡即可，至于下级源网荷储内部的平衡则由下级主体自身负责，与上级无关，这样就大幅降低了单个源网荷储主体平衡的复杂度。此外源网荷储主体也可以代表内部所有发电、用电单元统一参与上级的电力市场，这样也大幅降低了电力市场的复杂度。

源网荷储需要充分调动各项可调动资源支持消纳：而对于单个源网荷储单元内部，则可以因地制宜设计方案，充分调动区域内部各类资源，以效益最大化为原则发挥各自优势。 1）对于电源，要充分调动灵活性电源的积极性，合理规划布局不同电源类型，做到优势互补；2）对于电网，要合理布局电源，充分发挥电网传输功能，提高电网利用率；3）对于负荷，要充分发挥负荷的调节能力，进一步加强多向互动，为系统提供调节支撑能力；4）对于储能，要合理配置储能并进行调节。源网荷储鼓励电源和负荷就地平衡。由于用电成本中包含输配电价，而输配电价成本与所需的电网规模有关。一旦源和荷的距离拉大，一方面需要建设更长的输电线路，另一方面需要提高输电的电压等级，从而导致电网层级增加，进一步增加输电成本。此外，因此从成本的角度出发，我们更希望电源和负荷尽量靠近，而源网荷储概念正好鼓励电源和负荷就地平衡。

1.3 电力体制改革加速源网荷储商业模式逐渐清晰

随着双碳目标提出，新能源建设热情高涨，但不论传统电源还是新能源，都对旧电价体系产生了不适应。本质原因是新能源出力完全依赖气象条件，当新能源比例过高时，电力除传统的能量价值外，时间价值、空间价值、安全价值和环境价值的重要性日益凸显，但是在现有以煤电为主体的电价机制中并未体现。成本传导矛盾一方面导致需求侧无法实时感知供给测的变化，使得时间和空间维度上局部过剩和局部紧缺同时存在，削弱电源侧利用效率；另一方面不合理的价格机制无法有效引导投资，导致电力系统长期偏离成本最优配置，带来成本进一步上升。

在此背景下，近些年我国电力体制改革明显加速： 1）中长期市场：2021 年 10 月“1439 号文”出台，将所有燃煤发电和工商业用户全部推入电力市场，中长期市场扩容迈出重要一步； 2）现货市场：2017 年《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货市场正式提上日程。2022 年 11 月国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》，按下现货市场正式运行加速键； 3）辅助服务：2021 年 12 月发布修订版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”），将市场化电力用户纳入到辅助服务市场中。自此电力用户也将参与分摊或分享辅助服务的费用或收益。

4）输配电价：2023 年 5 月 15 日，第三监管周期输配电价改革落地，拉大高、低电压输配电价价差，交叉补贴等历史遗留问题开始厘清。 5）需求响应：2023 年 5 月 19 日，国家发改委发布了《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）》，对新形势下需求侧管理政策进行整合和提升。提出通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。一系列电改文件出台后，我国电力市场化基本要素已经齐全，源网荷储商业模式日渐清晰。

1.4 源网荷储商业模式

随着各项电改文件出台，源网荷储的优势方能得到真正发挥，顺畅的电价机制，引导内部电源、储能建设，并充分发挥负荷的灵活调节能力，提高区域内电源、电网、储能设施的利用率，进而使得整个能源体系效率最大化。此外还可以以聚合商、虚拟电厂的形势，参与电力市场获取收益。由此可以衍生出如下商业模式：

（1）源网荷储作为售电主体参与电力交易

单个电力用户原则上可以作为单独主体参与电力市场，但电力市场具备高度的复杂性，因此规模较小的用户一般会通过售电公司来代理其购电业务。源网荷储单元的运营主体一般掌握着单元内所有的发配售资源，也可以作为售电方，在单元电力紧缺时将单元内购电需求进行整合在电力市场中通过与发电侧直接交易或参与电力现货市场降低购电成本，也可将单元内发电资源进行整合通过电力市场向外部用户售出获得额外购电收入。

（2）源网荷储以虚拟电厂主体身份参与市场交易

同时拥有源网荷储资源的单元也可以成为虚拟电厂的载体，通过将单元内的可调节负荷、储能、电动汽车、分布式电源等资源聚合起来，实现协调优化控制，参与电力市场交易，既可以作为一个“正电厂”向电网供电调峰，也可以加大负荷消纳配合电网填谷，还可以等同于电厂参与容量、电能量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。

（3）源网荷储以负荷聚合商身份参与需求响应

参与需求响应是目前比较普遍的负荷侧获取额外收益的方法，对于配备供能和储能设备的源网荷储单元，如以负荷聚合商的身份通过内部多能协调、能量转移等方式可以大大提升其参与需求响应的获利空间。目前，江苏、山东、浙江、山西、天津、上海等省市均为用户侧需求响应制定了激励政策，参与响应的用户也均获得了可观的收益。

（4）源网荷储参与绿电、绿证、碳市场

鼓励可再生能源就地消纳是源网荷储一体化和多能互补项目建设的重要目标之一，部分地区对于源网荷储一体化项目中可再生能源比例做出了要求。如广西要求高占比的可再生能源消纳率为源网荷储一体化园区提供了参与绿证、消纳配额和碳排放权交易获取额外收益的可能。通过将园区内富余的风、光等可再生能源发电量折算成绿证或者配额售卖给可再生能源电力消纳责任主体，或将其折算为自愿减排量售卖给碳排放主体，园区也可获得额外“绿色”收入。

（5）源网荷储内隔墙售电模式

根据《国家发展改革委国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》等文件相关规定，园区满足分布式发电市场化交易条件，园区内分布式电源可进行市场化交易，即隔墙售电。隔墙售电是降低企业用电成本最直接的手段之一。隔墙售电意味着冗余的本地电源可以就近消纳，由于输电距离很短，因此输电成本最低，但现行的输配电价制度却无法体现这种价值。目前我国绝大多数省份的省级输配电价都是相同的，这意味着不论用户与分布式电源距离多远，所付出的输电成本相同。而隔墙售电将解决这一问题，国家规定支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设，广西省也规定支持一体化项目内的新能源拉专线供电和“隔墙售电”。

园区内分布式发电资源拥有者可在同一交易片区内与配电网内就近电力用户进行电力直接交易，交易价格由双方协商确定。交易片区原则上限制在接入点上一级变压器供电范围内。若源网荷储一体化园区运营主体拥有园区内所有分布式发电资源，可通过该模式获取分布式发电的电能费及“过网费”，若园区内其他用户将其拥有的富余分布式发电量通过隔墙售电模式出售给园区内其他主体，则园区运营主体作为配电机构可收取相应的“过网费”。

2. 电网机制对源网荷储的影响

2.1 独立配电网络的重要意义

源网荷储四要素中，网是比较特殊的存在。在任何区域内，源、荷、储都可以公共进行电力交易形成竞争，但网永远具有排他性，属于垄断经营。因此在电力市场设计中，都尽量让电网摆脱市场属性，让电网的收益与电力市场价格解耦，从而避免电网垄断性质对电力市场的影响。我国电网运营商主要是国家电网、南方电网两大区域性电网，省级的蒙西电网以及十多个小型地方电网等。由于历史原因，国家电网和南方电网的输电网和配电网一直处于统一运行管理的状态。而欧洲等国家通常输电网（对应欧洲 TSO）和配电网（对应欧洲 DSO）是分开的状态，欧洲有数千家 DSO（Distribution System Operators，配电系统运营商），其职能与 TSO 类似，区别在于 DSO 管理电压等级较低的输电线路，且 DSO 之间的互联较少，其主要职责是做好 TSO 和用户的衔接，保证电力能有效地传输给用户，同时保证 DSO 和 TSO 安全稳定运行。

2002 年电改 5 号文确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，输配分开作为竞价上网的重要前提之一，这么多年以来实质上并未有效推进，甚至在国网整合部分地方电网公司后，输配还有进一步整合的动作。电网作为具有天然垄断属性的资产，从安全性、统一调度的角度来看整合确实有一定的必要性，但从“竞价上网“的角度说，输配不分开会导致一些问题。

（1）界面不清晰：对于一个源网荷储单元内的电网，主要作用是衔接单元内的源、荷、储并使其高效运作，但单个源网荷储单元并不具备独立运营的能力，需要上级电网对其进行支持，同时也在通过辅助服务支撑上级电网。两者如果功能、界面、所有权不清晰则会影响上下级之间辅助服务市场的开展。因此单元内部电网应与上级输电网独立。

（2）难以保证公平性：由于源网荷储单元通常作为一个整体参与电力市场，属于配电网的一部分，这与电网公司的配电网一定程度上存在竞争关系，如果输配不分离就难以完全保证增量配电网的公平接入，从而导致运行效率降低。2016 年我国发布的《有序放开配电网业务管理办法》中就明确规定：电网企业按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。

因此从这个角度出发，要想充分发挥源网荷储就地消纳、与上级电网互相支撑、不同单元之间电力交易顺利开展，输配分开是不得不走的一步。但基于当前国情，电网资产庞杂，输电与配电资产精确拆分工作量极大；另一方面在底层制度上，我国终端电价面临极为交叉补贴问题，因此短时间内存量输配电网彻底分开存在现实阻力。但如果基于增量配网先行建设源网荷储单元，其阻力则相对小很多。

2.2 增量配电网建设低于预期近年来政策急需给与支持

为了进一步为竞价上网、开展电力市场创造调节，2015 年“9 号文”提出鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。随后，国家层面先后发布《有序放开配电网业务管理办法》、《国家发改委国家能源局关于进一步推进增量配电业务改革的通知》、《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》等文件，对增量配电网业务的开展给出明确规定。

但是增量配网改革却面临了一些阻力，由社会主体投资的增量配电网发展严重低于预期，除面临电网在接入方面的障碍外，一个重要阻力即不同电压等级之间的交叉补贴。根据我国现行政策，在给定各电压等级输配电价格后，增量配电网能够获得的收入上限就是不同电压等级之间的输配电价差，如增量配电网一端接入 10kV 电压用户，另一端接入 220kV 电网，配电网的收入即 10kV 电压等级与 220kV 电压等级的输配电价差值。但是在我国 2017-2019、2020-2022 两个周期的输配电价核定中，不同电压等级之间存在巨大的交叉补贴，并未反映真实的输配电成本，一方面不同电压等级之间的输配电价差极小，另一方面容量电价并未区分电压等级，可理解为各电压等级之间的容量电费价差为零，增量配电网无论电压等级如何，均需向高电压等级电网全额交纳容量电费，无法从中获得收益，导致配电网改革滞后。

但近年来，随着双碳目标提出、电力市场化改革加速，增量配网的开展有望复苏。5 月 15 日《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，不同电压等级之间的电费差距显著拉大，交叉补贴大幅减少。以浙江为例，上一轮核价周期中，两部制电价最高电压等级 220kV 输配电价 0.1102 元/千瓦时，最低电压等级 1-10kV 输配电价 0.1772 元/千瓦时，后者高出前者 60.1%。最新核定的电价中，220kV 输配电价 0.0688 元/千瓦时，1-10kV 输配电价 0.126 元/千瓦时，后者高出前者 83%，交叉补贴大幅减少。除此之外，对于两部制中的容（需）量电价，上一核价周期不缺分电压等级，此次区分电压等级，体现为低电压等级容（需）量电价大幅上涨，高电压等级下降，进一步减少交叉补贴。而且整体来看，在两部制电价中，容量电价比重增加、电量电价比重下降，增量配网的收益有望显著增加。

源网荷储概念的提出对增量配网开展起到促进作用。此前增量配网业务均禁止常规电压拉专线向电力用户供电，但大都鼓励可再生能源就地消纳，随着双碳战略提出，新能源就地供电也就促进了配套输电线路的建设。2021 年 8 月 20 日，河南省发改委发布《关于推进增量配电业务改革试点开展源网荷储一体化建设的通知》，支持风光储及分布式电源就近接入增量配网，引导增量配网向清洁化、低碳化方向发展。

2.3 存量地方电网有望成为更大规模源网荷储开展的基础

目前我国电网运营商主要为国家电网、南方电网，其中国家电网公司负责我国 26 个省级行政区的输配电工作，南方电网则主要负责 5 个。而事实上，除此之外，我国还有十多家地方电网在支撑中国电力事业的发展，支撑和保障着全国电网的稳定运行，电力的稳定供应。这些地方电力公司，通常同时拥有发电和电网资产，电网通常来说运行电压等级在 220kV 以下，按照定义来说属于配电网。

而除了诸如内蒙古电力公司这样的大型电网外，其余大部分地方电网通常难以完全依靠自身内部电源保证自身供电能力，因此还需要由国家电网或南方电网输送电力，由此产生了我国现存电力体制中一项非常特殊的电价机制——趸售电价。趸售电价即国网或南网向地方电网送电的价格，通常由政府核定，但在电力市场化背景下，趸售电价这种政府核定的固定电价已经难以适应新形势的要求。 2022 年 4 月，湖南省发改委发布《关于进一步明确趸售电价与分时电价有关事项的通知》，对于趸售电价做出调整。从 2022 年 4 月 1 日起，取消趸售电价，购电价格由“市场交易价格（国网湖南省电力有限公司代理购电价格）+接入省级电网企业对应电压等级输配电价+政府性基金及附加”构成。2022 年 7 月，兵团发改委对天富能源的电价也做出改革，核定了天富电网的输配电价，并且上网电价参考新疆交易电价或直接在电力市场中形成。地方电网的输配电价改革序幕也逐渐拉开。随着各地方电网陆续调整趸售电价政策并逐渐向市场化机制靠拢，与国家电网、南方电网相对独立的地方电网公司，可以率先利用已有资产进行资源整合，构建完整的源网荷储结构，优先享受电力体制改革带来的改革红利，提高本地电力消纳比例、降低用能成本，吸引更多优质电力用户入驻。

3. 源网荷储形态：北方南方侧重点各有不同

3.1 北方源网荷储：大工业为主主要目的是解决消纳

我国一次能源和负荷地域分布严重不均匀。由于气候、生产力发展以及历史政治经济等因素，我国区域间的经济发展不平衡，1935 年提出的“胡焕庸线”（又称黑河—腾冲线）就是这一现象的典型描述：胡焕庸线以东地区以约 36%的国土面积，占据了我国 95%以上的人口（20 世纪 30 年代当时的数据）。而我国清洁能源分布和用电需求也存在“胡焕庸线“。胡焕庸线以东消费了 86.5%的电量，以西则仅消费了 13.5%，但是在清洁能源分布上，从我国风资源和光资源分布可以看出，胡焕庸线以西则远高于胡焕庸线以东。

这种不均匀带来的显著问题便是，北方地广人稀、新能源丰富，导致北方特别适合发展大规模集中式新能源电站，但由于经济不发达，却没有足够多的电力负荷消纳这么多的新能源，这一问题随着新能源比例上升愈发显著，目前北方省份弃风弃光率整体明显高于南方且有进一步恶化的风险。

解决北方地区新能源消纳问题有两条路可走：（1）建设长距离特高压输电通道；（2）增加本地电力负荷解决消纳。两条路线各有利弊，特高压可以为电力供需紧张的南方省份提供电力支撑，但特高压也面临着占用土地较大、建设周期长、送电相对刚性缺乏调节能力以及长距离输电成本高等缺电，因此将部分电力负荷转移至北方地区也是可选方案之一。基于北方地区特点，集中式新能源+大工业用户成为北方建设源网荷储的重点。这种模式最基本的形态便是集中式新能源（风光储）直供大工业。通过风、光、火、储的合理搭配建设一体化电站，利用专用的输电线路，让新能源生产的全部或大部分电力被大工业负荷消纳掉，这种情况下一体化电站功能类似于“自备电厂”。我国近年来陆续收紧燃煤自备电厂的建设，2017 年《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》提出京津冀、长三角、珠三角不再禁止新建燃煤自备电厂。自备电厂由于靠近负荷，用电成本显著低于从电网购电，大工业用户有很强的建设意愿，但从全社会角度出发，燃煤自备电厂主要有两个问题：（1）环保问题，自备电厂难以被纳入统一管理范畴，部分自备电厂环保投入力度较小，造成污染问题严重；（2）对公用电网造成压力：根据国家能源局《关于政协第十三届全国委员会第四次会议第 2982 号（工交邮电类 510 号）提案答复的函》，自备电厂机组利用小时数平均约为 5900 小时，明显高于公用电厂统调机组，且不参与系统调峰，由于约有 70%的自备机组并网运行，客观上加重了公用电厂调峰调频压力。但新能源+大工业源网荷储结构事实上发挥了自备电厂的作用，但同时也可以解决以上问题，风光火储一体化电站有一定比例新能源缓解环保能耗压力，依靠内部各类电源、储能以及负荷的联动降低了公用电网调峰压力，而电力市场机制日益完善可以有效传导调峰成本。

三北地区低电价背景下该模式优点进一步增强。除了新能源资源外，北方地区煤炭资源也更加丰富，导致三北地区燃煤标杆电价在全国范围内处于最低水平区间。我国燃煤标杆电价最低的 7 个地区全部位于三北地区，随着源网荷储模式愈发成熟，低电价优势有望进一步增强，吸引更多的大工业落户三北地区，并促进三北地区新能源消纳。

3.2 南方源网荷储：负荷及分布式资源丰富微电网、虚拟电厂助力保供和消纳

我国南方地区面临的情况与北方有明显不同：（1）南方地区新能源资源相对匮乏，新能源比例低消纳压力不大；（2）南方地区经济发达、人口密度大，分布式电站成为主流；（3）南方地区最高用电负荷与气温相关性较强，夏季电力供应紧张。在此背景下，南方地区较难形成北方那样的大型集中式电站+大工业的源网荷储模式（但不代表没有），反而是以分布式电源+中小工商业为主。由于我国输配分离及增量配网推行较为缓慢，因此南方源网荷储目前将以小规模园区级（微电网）和不依赖输电资产的需求响应（聚合商、虚拟电厂）为主要形态。

3.2.1 微电网：分布式、工商业储能及柔性负荷推动微电网建设

微电网即由分布式电源（分布式光伏、分散式风电、燃气轮机、电化学储能、生物质发电、氢储能等）、用电负荷（工业负荷、居民负荷、商业负荷、电动汽车等）、微电网控制系统（监控、保护和自动化装置）等组成，是一个能够基本实现内部电力电量平衡、独立的供用电系统。微电网通常来说面对终端用户，是电网的重要延伸。传统电网中，电力生产通常由大型火电站、水电站或核电站等产生，与电力消费相对分离。但新能源的快速发展使得分布式电源快速发展，电力生产与消费界面逐渐模糊，加上储能、电动车的快速发展，微电网也有望迎来快速发展，并改变电力系统生产消费结构。

微电网是解决保供和新能源消纳的利器。微电网内由于有分布式电源、分布式燃机等本地电源，这意味着微电网可以在电网检修、故障等情况下充当备用电源，保证微电网内的电力供应。微电网通常没有特别大型的电力设备需要维护，因此抗风险能力相对较强。此外微电网也是将分布式能源集成到电力系统中的有效手段。微电网的这种双重功能，有助于用户在新能源转型背景下取得可靠性、情节性、经济性以及低碳之间的平衡。微电网可分为并网微电网和离网微电网。其中离网微电网通常用于偏远地区、海岛等远离大电网的地区，属于小范围的独立供电系统。我国电网建设发达，目前除部分海岛外，电网设施已经基本覆盖，因此我国后续微电网的发展主要以并网微电网为主。

微电网得以发展的一大原因是园区内输电网络概念上属于配电网但却主要由用户建设、管理和运行。而利用园区内分布式光伏、工商业储能、充电桩等资源，结合各类可调的的电热负荷，以及气、冷、热等多种能源，为园区内客户提供低成本、高效率的运行方式。分布式光伏装机持续高景气，提供微电网最重要的源侧资源。受国家政策扶持、光伏组件价格持续下滑、工商业电价稳定上升等因素影响，分布式光伏装机量持续高增。自 2016 年以来，除 2019 年新增装机量同比下滑外，其余年份均有不同程度上升。2021、2022 年同比增速都超过 70%，今年一季度新增分布式光伏装机 1813 万千瓦，同比增长 104.4%。分布式光伏持续高景气度为微电网提供了最重要的源侧资源。但部分地区由于分布式光伏装机量占比提升，对电力供需已经产生了较大影响，山东省 2023 年电力现货价格相比于 2022 年有一定程度降低，消纳问题已经提上日程。

充电桩等负荷提升增加用户侧柔性。微电网需要足够多的柔性负荷以应对新能源的频繁波动，电动汽车大力发展，使得我国充电桩的安装量持续上升。截止 2023 年 6 月底，我国公用充电桩保有量接近 215 万台，同比增速超过 40%，2015 年 2022 年底 CAGR 高达 67%。电动汽车是非常优质的柔性负荷，可以通过引导用户充电行为来改变负荷曲线，或通过 V2G（Vehicle-to-grid）技术实现电动车与电网的双向供电来解决保供或消纳的问题。

工商业储能盈利增强，补齐微电网最后一环。1）平均峰谷价差逐渐拉大，为工商业储能套利提供可能性。2021 年 7 月 26 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各省响应出台拉大峰谷价差。根据 CNESA 数据，2022 年全国 30 省市平均峰谷价差已达到 0.70 元/kWh。进入 6 月峰谷价差持续维持高位。2023 年 6 月，17 省份尖/ 峰谷价差超 0.7 元/kWh，其中 5 个省份尖/峰谷价差超 0.9 元。广东、海南、浙江尖/峰谷价差持续维持高位，分别为 1.35/1.24/0.97 元/kWh。

2）输配电价改革鼓励用户进行需量管理，工商业储能新增潜在重要收益来源。2023 年 5 月 15 日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，此次改革在提高容（需）量电价，降低电量电价的同时，给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准 90%执行。这两项政策指向性十分明确，即采用经济手段推动工商业用户对其最高用电负荷进行管理。工商业储能则是在不大规模改变用户用电习惯前提下进行需量管理的最佳手段之一。

可重点关注微电网相关投资方向：1）源：分布式光伏、分布式燃机的建设；2）网：微电网管理系统、配电设备如配电变压器、开关柜、电缆等；3）荷：充电桩等柔性负荷； 4）储：工商业储能设备及运营等。

3.2.2 虚拟电厂：削峰填谷、缓解电网压力重要手段

虚拟电厂成为削峰填谷、缓解电网压力的重要手段。虚拟电厂类似于源网荷储，将分布式电源、储能、负荷聚合在一起，并对其进行优化调控，参与到电力系统运行当中。与前文所述的源网荷储不同的是，虚拟电厂并不受实体电网的束缚，既不需要投资电网将所有资源连接在一起，又不需要这些资源在空间上聚集，只要他们在同一个调度区域或电力市场内即可。这种模式可以将零散的分布式资源进行整合，最大化利用其调节能力，在电网压力较大时减少出力削峰，在电力供应过剩时增加出力填谷。虚拟电厂充分挖掘“需”侧潜力，适应“供”侧波动，做到“源荷互动”，为解决实现双碳提供了高效可行的解决方案。内部来看，虚拟电厂将发、输、配、用电综合聚合一起，在内部建立数个小型能源系统。外部来看，根据需求将生产者和消费者求角色身份特征进行改变。比如，用电高峰少开空调进行需求响应，作为“负瓦机组“，成为“Prosumer”，并且能够根据市场需求变化进行交易，灵活高效地进行“削峰填谷”等作业，获得可观的经济收益。

当前辅助服务为主，电力交易将进一步打开虚拟电厂市场空间。根据华经产业研究院， 2021 年我国全社会用电量为 83128 亿千瓦时，按照年复合增长率 5%，2030 年我国全社会用电量为106095 亿千瓦时。当前虚拟电厂处于政策补贴阶段，假设 VPP 聚合商分成60%，辅助服务潜在市场空间 345 亿元。新型电力系统蓝皮书指引，我国电力现货市场在 2025 年基本形成，预计虚拟电厂电力交易市场在 2030 年释放。届时，VPP 调节占比如果达到 5%（多数省份试点要求），VPP 聚合商分成 50%，辅助服务市场空间将超过 500 亿元。假设 75%的电能量参与电力交易市场，其中 3.5%由 VPP 驱动，度电利润 0.5 元，电力交易市场空间将接近 700 亿，虚拟电厂市场空间总计将超过 1200 亿元。

双碳战略下解决供需不仅仅依靠电源，虚拟电厂作用提升。第三产业和城乡居民用电量占比逐年提升，供需两侧同时变得不稳定，机制不协调的矛盾进一步加剧。近年来随着我国产业结构的变化，第三产业和城乡居民用电量占比逐年提升，2022 年合计占比已经达到 1/3。与第二产业相比，第三产业和城乡居民用电需求与人类自然作息高度相关，用电负荷天然存在波峰波谷，而且易受天气影响。目前我国用电负荷呈现明显的日内双峰特点，其中最高峰出现在晚上 6 点-7 点（太阳已落山）。

而从电源测来看，2022 年我国新能源装机占比已经超过 20%，新能源出力曲线与用电负荷曲线匹配程度不高，而且也受天气影响。很不巧的是，天气对用电负荷和新能源的影响常常呈反向关系，如“晚峰无光、极热无风”等，一旦出现极端天气，拉闸限电、有序用电就会见诸报端，2020 年底以来每年冬夏两道坎，对经济发展构成严重制约。电力供给过剩和短缺同时存在、尖峰负荷突出将是我国未来电力系统长期的基本面，导致传统的仅依靠电源侧建设解决缺电和消纳问题变的十分困难和不经济。在用电高峰期，由于居民用电快速增长导致尖峰负荷突出，尖峰负荷峰值高但持续时间短，如果一味增加可靠性电源供给，将导致可靠性电源利用率低、经济性差。而在用电低谷期，由于新能源出力波动性较大，很可能出现发电量高于用电需求的情况，这导致即使调节性电源出力压到最低也无法消纳所有新能源，从而导致弃电。这时候，通过经济激励的手段激发用户侧潜力，高峰时段通过减少用电设备、储能放电、电动车暂缓充电等方式压减负荷，低谷时段通过增加用电、储能充电、电动车启动充电等方式抬升负荷，都可以缓解电网压力。相关计算表明，利用需求侧响应解决尖峰负荷，成本明显低于单纯新建电源机组。

（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。）