算不同领域可调节负荷资源潜力。研究发现，苏州工业园区可调节资源潜力较高，拥有约 | 02 | 长三角虚拟电厂发展现状分析报告 22.5 万千瓦可调节负荷资源，以及 13.6 万千瓦分布式光伏和 1.06 万千瓦基站储能资源， 对比 2022 年苏州工业园区最高用电负荷 314.8 万千瓦，园区虚拟电厂可建设资源约占最 高用电负荷的 11.8%。 为充分发挥虚拟电厂在支持长三角地区电力系统方面的作用，报告建议在政策制定、 63.48%，火电比重较高，长三角净外调电量为 3231.3 亿千瓦时，约占区域内总消费电 | 06 | 长三角虚拟电厂发展现状分析报告 量的 18.2%，安徽省是区域内唯一对外净输出电量的省。根据调研数据显示，2021 年， 上海市、江苏省、浙江省的最大峰谷差分别为 1398.67 万千瓦、2900 万千瓦、3436 万千瓦， 巨大的峰谷差增加了电网平衡的难度，更凸显了电力系统灵活性调节资源短缺的问题，同 2016 年的 832.3 亿千瓦时增至 2022 年的 963.44 亿千瓦时，同期全社会用电量则从 1486.02 亿千瓦时增至 1745.55 亿千瓦时，2022 年上海用电量仍存在 782.11 亿千瓦时的 电量缺口，外来电占比 44.81% [2]。 从负荷来看，上海市最大负荷增加的幅度小于本地发电装机的增幅，最高用电负荷从 2016 年的 3138.4 万千瓦增加到 2022 年的 3500

。其中，火力发电量 6.4 万亿千瓦时，同比增长 1.7% ，在总发电量中的比重下降 3.1 个百分点至 63% ；可再生能 源发 电量 3.5 万亿千瓦时，同比增长 18% ，在总发电量中的比重由 2023 年的 31% 上升至 34% n 2024 年风力发电约 1.0 万亿千瓦时，同比增长 13% ；太阳能发电约 0.84 万亿千瓦时，同比增长 44% 。风光发电总量 1.8 万亿千瓦时，同 比 增长 2023 年的 16% 上升至 18% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 中国电力能源结构 ： 2024 年全国发电量 10.1 万亿千瓦时，可再生能源占比上升至 34% ， 电力结构清洁化转型稳步推进，其中风光发电 1.8 万亿千瓦时，占比 18% ©2025 。欲了解更多信息，请联系北京顺为人和企业咨询有限公司。 6 宏观经济分析 行业竞争格局 发展趋势预测 2024 年全国 发电量 10.1 万亿千瓦时 2014-2024 年我国发电量及增速情况 6.7% 10.1 2024 2024 年我国发电量能源结构情况 9.5 2023 风电 10% 水电 14% 8.8 2022

天超过去年极值。当年的尖峰负荷需求，来年即成为高峰段正常水平。 ■ 抽 苗 2024 年 8 月 7 日，华东电网道遇极热无风天气 . 当日最高负 有 4.11 亿千瓦，风电最小出力 56 万千瓦 ( 弱机 48D0 万，历史 最大出力 3596 万 ), 仅占负荷的 0.1% 。 1200 16-00 20.00 — 负 荷 2024 二是推动低碳转型面临挑战。新能源总装机已达 9.4 亿千瓦， 2016 年以来装机占 比从 14% 大幅提升至 40% 。新能源新增装机中光伏占比超六成，光伏新增装机中分布式光 伏占 比超五成，消纳同质化矛盾突出。系统调节能力不足，新能源“量率统筹”面临挑战。 ● 近年来深挖系统调节能力，新能源利用率总体保持合理水平，但逐步呈现饱和转下降趋势。 ● 春节午间光伏最大出力 3.3 亿千瓦，占负荷比例近 40%, 其它电源发电空间持续压缩。 33 个百分点，成 交均 价 0.22 元 / 千瓦时，较省间中长期均价低 0.14 元 / 千瓦时；度夏度冬保供期间， 电力供应 趋紧，省间现货日最大成交电量 2.4 亿千瓦时，最大成交电力 1400 万千瓦； 火电发挥兜 底保供作用，单月最大成交电量占比 73%, 成交均价最高 0.63 元 / 千瓦 时；按规则合计 15 天触发 1.5 元 / 千瓦时的日均结算限价。 25000 20000

0.1万亿千瓦时，可再生能源占比上升至34%，电 力结构清洁化转型稳步推进，其中风光发电1.8万亿千瓦时，占比18% 资料来源：国家统计局，顺为分析 宏观经济分析 行业竞争格局 发展趋势预测 n 2024年，全国全年电力系统运行保持稳定，供需总体平稳，电力生产供应能力进一步提升。2024年全国规模以上电厂发电量10.1万亿千 瓦时，同比增长6.7%。其中，火力发电量6.4万亿千瓦时，同比增长1 7%，在总发电量中的比重下降3.1个百分点至63%；可再生能源发 电量3.5万亿千瓦时，同比增长18%，在总发电量中的比重由2023年的31%上升至34% n 2024年风力发电约1.0万亿千瓦时，同比增长13%；太阳能发电约0.84万亿千瓦时，同比增长44%。风光发电总量1.8万亿千瓦时，同比 增长25%，在总发电量中的比重由2023年的16%上升至18% 万亿千瓦时 火电 63% 水电 14% 风电 10% 10% 太阳能发 电，8% 核电 5% 2024年全国 发电量10.1 万亿千瓦时 2014-2024年我国发电量及增速情况 2024年我国发电量能源结构情况 5.5 5.8 6.1 6.6 7.2 7.5 7.8 8.5 8.8 9.5 10.1 6.7% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 0 2 4 6 8 10 12 2014 2015 2016

装机量方面，截至2023年底，全国风电、光伏装机达到10. 5亿干瓦1, 已占累计发电装机容量的36. 0?? 口 发电量方面，截至2023年底，全国清洁能源发电量达2. 7万亿千瓦时，占全国总发电量的30. 2其中风光发电总量达 1. 09万亿千瓦时，占总发电量12. 4??? 口 传统“源随荷动”的电网运行调节方式受到挑战，灵活性调节资源容量不足，到2025年可再生能源功率调节缺口需求约 为5.62 亿干瓦 亿干瓦?。 4. 5 单位：亿干瓦 2020 2025 2030 2050 4 波动性可再生能源发电规模 5 10 15 40 3.5 3 装机/亿千瓦 灵活煤电机组 2 3 4 2.5 传统 天然气发电机组 1 1.5 1.8 2.3 2 调节 1.5 抽水蓄能 0.32 0.68 1.2 1.7 手段 电化学储能 0.03 0.2 2 6.1 0.5 合计 2.35 4.38 8 14 合作，向符合条件的Powerwal l 用户提 供2美元/千瓦时的报酬激励，在电网紧 急状况时向电网输送电力，有5万个 Powerwal l 用户符合补贴条件，累容量 计达到50万千瓦时。 澳大利亚：以用户侧储能为主，提供频率控制辅助服务 典型实践一澳大利亚能源市场运营商(AEMO): 约有7150个签约用 户，规模总计3. 1万千瓦 , 聚合资源以用户侧储能为主，可以参与紧急 调频辅助服务市场和电能量市场。20

374 号 • 明确了管理单位、管理内容和审批流程 • 明确分散式接入风电项目接入条件 • 简化核准流程以及支持性文件，支持项目捆绑核准建设， 单个打捆项目不超过 5 万千瓦 开放市场 • 《关于印发大力发展分布式发电若干意见的通知 2013]366 号 • 分布式发电应采用“自发自用为主，多余电量上 网，电网平衡调节”的运营模式 • 全面放开用户端分布式发电市场，鼓励以“能源 2023—2025 年） 》。风电下乡入景计划。从 2023 年开始， 每年选择 2-3 个左右乡镇，利用各类农村闲置集 体土地开发建设分散式风电帮扶小镇，新增发 电 装机 100 万千瓦左右。 2022 年 9 月，河南省淮滨县开工建设“千乡万村 驭风行动”全省试点工程。该工程为“千乡万村 驭 风行动”全国率先编制实施方案、全国率先开 工 建设的首批试点工程。计划在该县 19 月，吉林省发布《吉林省能源局 2022 年度推进新能源乡村振兴工程工作方 案》指出， 2022 年，在全省约 3000 个行政村 开展新能源乡 村振兴工程每个行政村建设 100 千瓦风电项目或 200 千瓦光伏发电项目， 2024 年度实现省内全 面覆盖。 2023 年 2 月，广东省发布《广东省加快农村能 源 转型发展助力乡村振兴实施方案》指出，推 动千 村万户电力自发自用。，利用农户闲置土

储能、柔性负荷成为日内调峰的 重要手段，源网荷储互动水平和 市场化水平显著提升。 口 第一阶段： 2021~2030 年：新能源逐步成为装机主体，到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容 量达 到 16 亿千瓦以上，有力支撑我国非化石能源占一次能源消费比重达到 25% 左右和碳达峰目标实现。 口 第二阶 段： 2031~2060 年：新能源发电逐步成为电量主体，有力支撑我国碳中和目标实现。 》一、背景 现有发展模式下延续性最好的演进方向，在新能源大规模发展的同时，煤电仍得以较多保留，但需要 依靠 CCUS 技术实现煤电碳排放的移除。 口 预计到 2030 年，煤电总装机仍需保持约 13.5~14 亿千瓦， 2060 年煤电总装机需保留约 8.2~10.7 亿千 瓦，但煤电总体利用小时数将低于 1000, 到碳中和目标年需要 CCUS 移除的碳排放量将达 10 亿吨 / 年。 2030 年高峰负荷日电力平衡 2060 年碳中和， 2030 年单位 GDP 二氧化碳排放比 2005 年下降 65% 以上。 非化石能源开发潜力及目标 常规水电、核电技术可开发量约 6 亿和 4 亿 ~5 亿千瓦； 2030 年新能源装机规模 12 亿千瓦 以上。 电力碳预算 2020~2060 年我国电力碳排放预算约 780 亿 ~1300 亿吨。 能源电力协同演进场景——推荐演进路径场景描述 口 通过分析研判 CCUS

调峰 7 市场潜力 在市场上潜力方面，随着综合能源业务蓬勃发展，分布式资 源规模逐渐庞大。以华北区域为例，其中可调负荷资源约 5000 万千瓦；用户侧储能资源约 100 万千瓦；电动汽车约 600 万辆；分布式电源装机规模超 6000 万千瓦。 发展趋势 随着辅助市场及现货市场的逐步开放，虚拟电厂会逐步向着 分散控制混合型虚拟电厂发展，资源接入种类与交易品种会 逐渐增多，运营方式也将向规模化、多样化、智能化转变。 2018 年底电动汽车约 40 万辆，其中北京约 23 万辆。储能资源超过 20 万千瓦，空调保有量约 8000 万台， 电采暖用户达 163 万户。 2019-2020 年供热期华北电网供热机组装机 18289 万千瓦，占火电装机比例为 73%, 增加约 2 个百分 点；京津 唐电网供热机组装机 5137 万千瓦，占火电装机比例为 77%, 增加约 2 个百分点供热机组比 例的增加降低了 机组调峰能力，压缩了新能源消纳空间。 资源参与华北等地辅助服务市场，按照《集团虚 拟电厂运营工作方案》等多项生产运行管理规程， 开展 7*24 小时值班运营，有效保障了运营效果。 其中市场收入约 3.2 万元 / 天，促进新能源消纳 约 29.7 万千瓦时 / 天，减少二氧化碳排放约 297 吨 / 天。同时服务主业，积极引导用户科学 有序用电， 在用电大负荷日最大削减用电负荷 3.6 万 kW, 保 障民生需求同时确保了电力供需

要求高，东部算力规模仍高速增长，进一步加大地区用电 负 荷。 2024 年 9 月国家能源局发文，要求 2025 年底国家枢纽节点新建数 据中心绿电占比超 80% 。按此推算，2025 年算力对绿电消纳边际 贡献约 102 亿千瓦时。现阶段，公网配电 + 绿电、绿证交易 + 部 分自建新能源储能应急，是提升绿电占比的重要方式，因 此 绿电 绿证消纳需求有望增长。 行业动态信息 行情回顾：1 月 31 日-2 月 7 日电力板块（882528 年我国通用算力和智能算力有望增长至 86EFlops(FP32 精度）和 617EFlops(FP16 精度）。在此趋势下，根据现有算力中心的能耗情况，到 2025 年用电量规模有望增 长至 1878 亿千瓦时，边际贡献约 212.7 亿千瓦时。长期来看，尽管算力功耗在技术进步的推动下有望持续改 善，但 AI 应用的爆发式增长仍将使整体用电需求持续攀升。 算力中心区域集中增加地区负荷压力。传统情况下，我国数据中心主要分布在东部较发达地区。伴随“东 80%，且国家枢纽节点地区各类新增 算力占全国新增算力的 60%以上。假设国家枢纽节点占比为 60%且绿电使用为 80%，根据上文计算结果，则 2025 年算力对绿电消纳的边际贡献约为 102 亿千瓦时。在具体的绿电消纳方式方面，《计划》鼓励数据中心通 过参与绿电绿证交易等方式提高可再生能源利用率，同时，部分数据中心采用自建新能源配储的方式提升绿电 使用率。从运营成本及可行性来看，可再生能源

２２００５８ 万千瓦，比上年末增长 ９．５％。 其中，火电装机容量 １２４５１７ 万千瓦，增 长 ４．７％；水电装机容量 ３７０１６ 万千瓦，增长 ３．４％；核电装机容量 ４９８９ 万千瓦，增长 ２．４％； 并网风电装机容量 ２８１５３ 万千瓦，增长 ３４．６％；并网太阳能发电装机容量 ２５３４３ 万千瓦， 增长 ２４．１％。 “十三五”时期，我国年均新增装机 １３５０７ 万千瓦，煤电年均新增装机 万千瓦，煤电年均新增装机 ３５６４ 万千瓦。 截至 ２０２０ 年底，我国煤电装机容量 １０．８ 亿千瓦，占总装机比重 ４９％，占总发电 量比重 ６０．８％，年装机容量增长趋势放缓，发电量缓慢增长。 １９８５ 年以来，我国电煤消费原煤占煤炭消费比重、电力消费能源在一次能源中的比 重、电能在终端能源消费中的比重如图 ２ 所示。 图 ３ 为 ２００６—２０２０ 年太阳能发电、风力 发电量及占总发电量的比重，图 ４ 为 年非化石能源（含生物质发电）装机 ９．８ 亿千 ３８ 王志轩： 构建以新能源为主体的新型电力系统框架 图 ４ ２０００—２０２０ 年不同电源发电量及总发电量增速 瓦，占 ４５％，发电量 ７．６ 万亿千瓦，占比为 ３４％，分别提升了 ２１ 个百分点和 １６ 个百分点。 第四，与风电相比，太阳能发电大规模投入应用的起步时间晚了 ５ 年左右，目前风力和太 阳能发电量都有大幅度增长，虽然发电量占总发电量的比重约为