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1、有 虛擬電廠：具有經濟性的靈活性資源建設，藍海市場蓄勢待發 Table_CoverStock 行業深度報告 Table_ReportDate2023 年 5 月 25 日 武浩 電新行業首席分析師 曾一赟 電新行業研究助理 S1500520090001 010-83326711 15919166181 Table_CoverReportList 相關研究 2 證券研究報告 行業研究 Table_ReportType 行業深度報告 Table_StockAndRank 電力設備與新能源電力設備與新能源 投資評級投資評級 看好看好 上次評級上次評級 武浩 電新行業首席分析師 執業編號：S15005

2、20090001 聯系電話：010-83326711 郵 箱： 曾一赟 電新行業研究助理 聯系電話：15919166181 郵 箱： 信達證券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城區鬧市口大街9號院1號樓 郵編：100031 Table_Title 虛擬電廠：具有經濟性的靈活性資源建設，虛擬電廠：具有經濟性的靈活性資源建設，藍海市場蓄勢待發藍海市場蓄勢待發 Table_ReportDate 2023 年 9 月 21 日 本期內容提要本期內容提要:Table_Summary 風光裝機提升帶來發用電時間錯配矛盾，虛擬電廠是具有經濟性的靈活風光裝機提升帶來發用電

3、時間錯配矛盾，虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設。性資源建設。我國風電、光伏產業發展迅速，發電量、裝機容量占比逐年上升，進而帶動電力系統靈活性調節資源需求提升。靈活性資源建設包括供給側和需求側兩大類，虛擬電廠是需求側中解決時間錯配的有效措施。從定義上看，從定義上看，虛擬電廠是聚合資源的能源管理系統，其基礎是分布式、靈活性資源和電力市場。從分類來看，從分類來看，虛擬電廠可分為一體化和負荷側虛擬電廠，一體化虛擬電廠范圍更廣。從發展階段來看，從發展階段來看，虛擬電廠發展可以分為三個階段：邀約型階段、市場化階段、自主調度型階段，我國當前處于邀約型發展初期。從經濟性來看，從經濟性來看，虛擬電廠在經濟性

4、方面具備顯著優勢，前期投入為 200-400 元/KW，建設/運營/激勵等環節投資為 853 元/KW。頂層政策推動虛擬電廠示范運行，虛擬電廠遠期空間廣闊。政策端，頂層政策推動虛擬電廠示范運行，虛擬電廠遠期空間廣闊。政策端，中央部委多次提及建立虛擬電廠，近兩年政策密集出臺。各省也出臺電力需求側響應利好政策，助力構建需求側響應盈利性?；A建設端，基礎建設端，電力市場化改革逐步深化，現貨市場、中長期市場、輔助服務市場等模塊逐步完善，虛擬電廠盈利環境向好；工商業儲能、電動車、空調改造等靈活性資源建設加速進行，為虛擬電廠構建可調動資源。我國虛擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業模式趨于完善。我國虛

5、擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業模式趨于完善。目前，我國虛擬電廠以試點示范為主，相比歐美國家，我國虛擬電廠仍處于起步階段，項目實際收益仍處于較低水平，其中上海的收益約 0.41 元/KW*次，冀北項目約 30 元/KW*年，深圳約 0.274 元/KWH，仍處于較低水平。但我們認為我國的虛擬電廠收益模式逐步多元化，未來有望隨電力市場建設進一步豐富。日本來看，日本來看，豐富的電力市場品類帶動虛擬電廠盈利模式豐富，包括輸配電側、零售電側、用戶側的收益來源。歐洲來看，歐洲來看，虛擬電廠的資源主要為發電側資源，收益模式主要電網平衡服務和用戶側服務。我我國與海外的虛擬電廠的發展差距，主要來自電力

6、市場的成熟度差異，我們國與海外的虛擬電廠的發展差距，主要來自電力市場的成熟度差異，我們預期未來或將有相關政策逐步出臺落地。預期未來或將有相關政策逐步出臺落地。虛擬電廠空間廣闊，藍海賽道蓄勢待發。虛擬電廠空間廣闊，藍海賽道蓄勢待發。我們測算得到 2025 年虛擬電廠制造端、運營端的產業鏈市場空間有望達 695.2 億元，其中平臺建設約244.5 億元，2030 年產業鏈市場空間有望達 917.0 億元，其中平臺建設約322.5億元。虛擬電廠在峰谷差率較高，電力市場進度較快的省份有望率先上量。我們認為廣東、浙江、山東、四川等地有望成為虛擬電廠率先起量的省份，其產業鏈也有望率先快速發展 看好虛擬電廠

7、系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業有望受益?？春锰摂M電廠系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業有望受益。虛擬電廠產業鏈涉及上游基礎資源、中游系統平臺、下游電力需求方。從投資角度來看，我們認為 0-1 的過程有望率先起量的是產業鏈的上游資源和中游設備建設。從行業壁壘來看，虛擬電廠管理平臺由國家電網建設，電力資質是參與虛擬電廠的門檻性壁壘。通信系統是虛擬電廠功能的關鍵，具有一定的技術壁壘。企業的核心競爭力主要為項目積累和先發優勢，虛擬電廠需要聚合靈活性資源，資源規模影響虛擬電廠的規模。投資建議：投資建議：建議關注率先布局虛擬電廠業務的系統平臺建設企業：四方四方股份、蘇文電能、安科瑞、國能日新、東方

8、電子、國網信通、恒實科技、股份、蘇文電能、安科瑞、國能日新、東方電子、國網信通、恒實科技、朗新科技、國電南瑞等；朗新科技、國電南瑞等；建議關注具有靈活性資源，參與虛擬電廠運營相關企業：芯能科技、特銳德、晶科科技等芯能科技、特銳德、晶科科技等。3 風險因素：原材料價格波動風險、虛擬電廠建設不及預期、市場發展不風險因素：原材料價格波動風險、虛擬電廠建設不及預期、市場發展不及預期、國內外相關政策風險等及預期、國內外相關政策風險等 4 目 錄 投資邏輯投資邏輯.5 一、虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設，以解決發用電時間錯配問題一、虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設，以解決發用電時間錯配問題.6

9、1.1 風光發展帶來發用電時間錯配矛盾，電力系統靈活性資源需求日益增長風光發展帶來發用電時間錯配矛盾，電力系統靈活性資源需求日益增長.6 1.2 虛擬電廠具有較強的調節能力，我國的虛擬電廠處于發展初期虛擬電廠具有較強的調節能力，我國的虛擬電廠處于發展初期.9 1.3 虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設.12 二、頂層政策推動虛擬電廠示范運行，虛擬電廠遠期空間廣闊二、頂層政策推動虛擬電廠示范運行，虛擬電廠遠期空間廣闊.14 2.1 中央政策方向明確，虛擬電廠的建設有望加速中央政策方向明確，虛擬電廠的建設有望加速.14 2.2 虛擬電廠的兩大基礎建設加速推進，

10、虛擬電廠正處于虛擬電廠的兩大基礎建設加速推進，虛擬電廠正處于 0-1 的過程的過程.18 2.3 我國虛擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業模式趨于完善我國虛擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業模式趨于完善.21 2.4 虛擬電廠空間廣闊，藍海賽道蓄勢待發虛擬電廠空間廣闊，藍海賽道蓄勢待發.23 三、三、看好虛擬電廠系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業有望受益看好虛擬電廠系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業有望受益.25 3.1 看好虛擬電廠上中游環節，當前競爭力在于項目積累與資源優勢看好虛擬電廠上中游環節，當前競爭力在于項目積累與資源優勢.25 四、投資建議四、投資建議.27 五、風

11、險因素五、風險因素.28 表 目 錄 表 1：電力時間錯配的解決措施.8 表 2：虛擬電廠和微電網的區別.8 表 3：根據山西省能源局的實施方案劃分的虛擬電廠類型.10 表 4：虛擬電廠商業模式.11 表 5：各類資源提升靈活性的成本構成.12 表 6：虛擬電廠國家政策.14 表 7：各省電力需求響應補貼政策匯總.15 表 8：靈活性資源及電力市場建設政策.18 表 9：以分布式光伏配儲+獨立工商業儲能為邏輯測算工商業儲能裝機規模及市場空間預測.19 表 10：國外主要虛擬電廠項目.21 表 11：虛擬電廠試點示范項目.21 表 12：日本虛擬電廠盈利模式總結.22 表 13：德國虛擬電廠項目

12、情況以及其盈利模式情況.23 表 14：我國虛擬電廠空間測算.23 表 14：虛擬電廠建設壁壘及優勢.26 表 16：虛擬電廠相關標的估值.27 圖 目 錄 圖 1：中國發電量結構（億千瓦時）.6 圖 2：中國發電累計裝機結構（萬千瓦）.6 圖 3：風電光伏占比提升增加電力系統靈活性調節需求.7 圖 4：虛擬電廠模式示意圖.9 圖 5：虛擬電廠發展階段.10 圖 6：2022 年上海市主要類型建筑分項用電占比情況.19 圖 7：2017-2023 年我國新能源車保有量（輛）及滲透率.20 圖 8：2023 年 7 月高峰-低谷電價差.24 圖 9：虛擬電廠產業圖譜.25 5 投資邏輯投資邏輯

13、風光裝機提升帶來發用電時間錯配矛盾，虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設。虛擬電廠前期投入為 200-400 元/KW，建設/運營/激勵等環節投資為 853 元/KW，相比于其他的靈活性資源建設更具有經濟性。虛擬電廠的痛點來自可調動的分布式資源不足和盈利模式欠缺。分布式資源來自電動車、可控負荷、分布式儲能，盈利模式依賴于電力市場的進展。當前時間來看，電動汽車、工商業儲能發展迅速，奠定虛擬電廠靈活性資源基礎。電力市場主要看政策推進，而當前節點電力市場正加速建設，未來電力市場相關政策落地也有望成為虛擬電廠發展的有效催化?？臻g上看，我們測算得到 2025 年虛擬電廠制造端、運營端的產業鏈市場空間有望

14、達 695.2億元，其中平臺建設約 244.5 億元，2030 年產業鏈市場空間有望達 917.0 億元，其中平臺建設約 322.5 億元。因此我們看好虛擬電廠系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業有望受益。6 一、虛擬電廠是具一、虛擬電廠是具有有經濟性的靈活性資源建設經濟性的靈活性資源建設，以解決發用，以解決發用電時間錯配問題電時間錯配問題 1.1 風光發展帶來發用電時間錯配矛盾，電力系統靈活性資源需求日益增長風光發展帶來發用電時間錯配矛盾，電力系統靈活性資源需求日益增長 我國風電、光伏產業發展迅速，發電量、裝機容量占比逐年上升。我國風電、光伏產業發展迅速，發電量、裝機容量占比逐年上升。發電量

15、方面，2009 年至2022年間，風電發電量從 276.15億千瓦時 增長至最高 7624 億千瓦時；光伏發電量從 0 增長至4276億千瓦時，風光發電量占比從0.8%增長至13.7%，年度復合增長率約為22.5%。裝機容量方面，2011 年至 2020 年間，風電裝機容量從 15.28GW 增長至最高 72.11GW，年度復合增長率約為 16.8%；2013 至 2022 十年間，光伏裝機容量從 12.92GW 增長至87.41GW，年度復合增長率約為 21.0%。2022 年光伏新增裝機量再創新高，成為歷年新增裝機規模最大的一年。圖圖 1：中國發電量結構（億千瓦時）中國發電量結構（億千瓦時

16、）圖圖 2：中國發電累計裝機結構（萬千瓦）中國發電累計裝機結構（萬千瓦）資料來源：Wind，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，信達證券研發中心 風電光伏大量并網帶動電力系統靈活性調節資源需求提升。風電光伏大量并網帶動電力系統靈活性調節資源需求提升。電力即發即用，而風電一般凌晨大發，光伏中午大發，用戶側用電高峰主要集中在上午和晚上，因此發/用電天然不匹配。隨著風電光伏裝機量、發電量不斷提升，時間錯配的矛盾愈發明顯。為解決新能源發電-負荷側用電的時間錯配問題，電力系統對靈活性調節需求不斷提升。0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%0.0010,000.0

17、020,000.0030,000.0040,000.0050,000.0060,000.0070,000.0080,000.0090,000.00100,000.0020092010201120122013201420152016201720182019202020212022發電量:太陽能發電發電量:風電發電量:核電發電量:火電發電量:水電風光占比0%5%10%15%20%25%30%35%050000100000150000200000250000300000水電火電核電風電太陽能發電風光裝機占比 7 圖圖 3：風電光伏占比提升增加電力系統靈活性調節需求 資料來源：自然資源保護協會中國電力

18、圓桌項目，信達證券研發中心 建設虛擬電廠是解決時間錯配的有效措施。建設虛擬電廠是解決時間錯配的有效措施。發用電的時間錯配問題，可以分為發電側和負荷側有兩類解決措施。供給側的解決方式主要為三種：1）火電靈活性改造；2）獨立共享儲能或新能源配儲；3）特高壓遠距離輸電。需求側的解決方式主要為三種：1）負荷管理；2）需求側相應；3）虛擬電廠。其中，虛擬電廠便是負荷側中解決時間錯配的有效措施，通過整合分散的分布式資源，根據電力系統需求進行削峰填谷，整體可以同時作為“發電側”或“用電側”。虛擬電廠是需求側響應的延申，需求側響應是主動的負荷管理。虛擬電廠是需求側響應的延申，需求側響應是主動的負荷管理。負荷管

19、理主要靠管制措施有計劃的限制企業的用電，比如“有序用電”、“拉閘限電”，具有強制性，可能會影響公司的經營生產。需求側響應則是市場驅動的、主動性的負荷管理，通過經濟性驅動，讓企業主動進行的負荷管理，從而降低頂峰負荷，減少電力系統的供電壓力，需求側響應一般指的是企業的負荷管理，靈活性資源主要是用戶側的可控負荷。虛擬電廠的范圍更廣，是通過先進信息通信技術和軟件系統，實現分布式能源、儲能系統、可控負荷、電動汽車等的聚合和協調優化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網運行的電源協調管理系統，其包括分布式發電資源、負荷側的靈活性資源，可以整合一個區域的資源作為整體進行調節。8 表表 1：電力時間錯配的解決

20、措施：電力時間錯配的解決措施 解決角度解決角度 解決措施解決措施 發電側發電側 進行火電靈活性改造，提高火電機組適應出力大幅波動、快速響應各類變化的能力；獨立儲能，建設電力“蓄水池”，緩解高峰用電壓力，存儲低谷溢出電力；特高壓輸給其他省份，通過電網將各省電力市場匯入全國，宏觀調控電力適配情況。負荷側負荷側 建設微電網，實現自我控制、保護和管理，降低負荷波動。負荷管理，采取適當措施對用電負荷有計劃地進行限制和調整,以保證電力供需之間的平衡；需求側響應，通過市場機制讓用戶側主動調節負荷，達到削峰填谷的效果等；資料來源：信達證券研發中心 微電網有望逐步與虛擬電廠相結合。微電網有望逐步與虛擬電廠相結合

21、。微電網可以理解為一個獨立的電網系統，其內部可以獨立運行，也可以并入大電網運行，可以說是第三級的電網系統（主網、配網、微網）。而虛擬電廠相比于微網，組織架構更復雜，運行需要依靠電網，規模較大，各個環節參與而虛擬電廠相比于微網，組織架構更復雜，運行需要依靠電網，規模較大，各個環節參與者更加細化，并且虛擬電廠具有市場激勵機制，可以通過市場實現收益者更加細化，并且虛擬電廠具有市場激勵機制，可以通過市場實現收益。微網可以簡單理解成區域性的小型獨立的虛擬電廠，其作為一個整體，也是負荷側的靈活性資源。我們認為未來微電網有望成為一種靈活性資源參與虛擬電廠。表表 2：虛擬電廠和微電網的區別：虛擬電廠和微電網的

22、區別 虛擬電廠虛擬電廠 微電網微電網 運行特性運行特性 參照常規電廠指示：有功/無功負載能力、處理計劃、爬坡速度、備用容量、響應特性、運行成本等 孤島運行時：配電網自身運行特性 其轄域內配電網的運行特性則由配電系統操作員進行衡量 并網運行時：與外部系統的相互作用 運行模式運行模式 始終與公網連接 單一的受控單元 并網模式 并網模式+孤島模式 設計理念設計理念 參與 自下而上 主要控制目標：1.吸引并聚合各種 DER 參與電網調度和電力市場交易 2.優化 DER 組合以滿足電力系統或電力市場交易 主要控制目標 1.網絡正常時的并網運行 2.網絡發生擾動或故障時的孤島運行 強調對外呈現的功能和效果

23、 強調自治 構成條件構成條件 依賴于軟件和技術 依賴于元件 資料來源：泰安市能源局公眾號，華夏氣候公眾號，信達證券研發中心 9 1.2 虛擬電廠具有較強的調節能力，我國的虛擬電廠處于發展初期虛擬電廠具有較強的調節能力，我國的虛擬電廠處于發展初期 虛擬電廠具有較強的靈活性調節能力。虛擬電廠具有較強的靈活性調節能力。虛擬電廠并不實際發電，而是將分散的源、網、荷、儲等元素進行集成調控，形成一個黑匣子，對外等效成為一個可控的電源，具有較強的靈活性調節能力，可以作為發電電源可向電力系統供電，也可以作為負荷消納系統的電力，同時具有向上和向下調節負荷的能力。虛擬電廠的核心是聚合資源的能源管理系統，基礎是分布

24、式、靈活性資源和電力市場。虛擬電廠的核心是聚合資源的能源管理系統，基礎是分布式、靈活性資源和電力市場。虛擬電廠本質是一個能源管理系統，因此智能化的軟件平臺、集控系統是虛擬電廠的核心。參與軟件平臺調度、控制的分布式能源、靈活性資源是虛擬電廠的資源基礎虛擬電廠的資源基礎。靈活性資源在能源管理系統的控制下，還需要進一步考慮需求響應、不確定性等要素，通過與云中心、電力交易中心等進行信息通信，實現與大電網的能量互換，實現盈利。因此電力市場等市場機制是虛擬電廠實現盈利的市場基礎虛擬電廠實現盈利的市場基礎。圖圖 4：虛擬電廠模式示意圖虛擬電廠模式示意圖 資料來源：鐘永潔等虛擬電廠基礎特征內涵與發展現狀概述，

25、信達證券研發中心 虛擬電廠可分為一體化和負荷側虛擬電廠。虛擬電廠可分為一體化和負荷側虛擬電廠。根據山西省能源局虛擬電廠建設與運營管理實施方案，虛擬電廠分為“負荷類”虛擬電廠和“源網荷儲一體化”虛擬電廠。兩者相比：1）“源網荷儲一體化”虛擬電廠范圍更廣，不僅包括電力用戶，還包括新能源、配套儲能項目。2）“一體化”虛擬電廠項目的運營商為源網荷儲一體化項目業主或者授權代理商。3）“一體化”虛擬電廠調節精度更精確，不超過10%的波動。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 10 表表 3：根據山西省能源局的實施方案劃分的虛擬電廠類型：根據山西省能源局的實施方案劃分的虛擬電廠類型 類型類型“負荷類”虛擬電廠“

26、負荷類”虛擬電廠 “源網荷儲一體化”虛擬電廠“源網荷儲一體化”虛擬電廠 定義定義 指虛擬電廠運營商聚合其綁定的具備負荷調節能力的市場化電力用戶(包括電動汽車、可調節負荷、可中斷負荷等)，作為一個整體(呈現為負荷狀態)組建成虛擬電廠，對外提供負荷側靈活響應調節服務。指列入“源網荷儲一體化”試點項目，建成后新能源、用戶及配套儲能項目通過虛擬電廠一體化聚合，作為獨立市場主體參與電力市場，原則上不占用系統調峰能力，具備自主調峰、調節能力，并可以為公共電網提供調節服務。運營管理運營管理 運營商 具有山西電力市場交易資格的售電公司或電力用戶“一體化”項目主體或者授權代理商，并具有山西電力市場售電資格 參與

27、市場 參與中長期、現貨及輔助服務市場 參與現貨及輔助服務市場 調節精度調節精度 以每 15 分鐘為一個時段計算偏差率并進行考核 要求“負荷類”虛擬電廠不超過15%要求“一體化”虛擬電廠不超過10%資料來源：山西省能源局，信達證券研發中心 虛擬電廠發展可以分為三個階段：邀約型階段、市場化階段、自主調度型階段虛擬電廠發展可以分為三個階段：邀約型階段、市場化階段、自主調度型階段。邀約型階邀約型階段是在沒有電力市場的情況下段是在沒有電力市場的情況下，由政府部門或者調度部門發出邀約信號，各個聚合商、虛擬電廠參與組織資源以可控負荷為主進行響應，共同完成邀約、響應和激勵流程，我國目前處于邀約型階段；市場化階

28、段的最大變化為電力市場建設完成市場化階段的最大變化為電力市場建設完成，虛擬電廠聚合商以類似于實體電廠的模式，基于自身商業模式分別參與電力現貨市場、輔助服務市場、容量市場等獲得收益，德國、美國等地區逐步向市場化階段邁入；自主調度型階段的變化為虛擬電自主調度型階段的變化為虛擬電廠的區域范圍擴大，類似為“虛擬電廠電力系統”廠的區域范圍擴大，類似為“虛擬電廠電力系統”，不僅包括分布式能源，也包括這些資源的組合形態（如微電網、區域能源互聯網等），收益模式也更加豐富，包括跨區域的電力市場交易。目前我國正處于邀約型發展初期。目前我國正處于邀約型發展初期。圖圖 5：虛擬電廠發展階段虛擬電廠發展階段 資料來源：

29、虛擬電廠基礎特征內涵與發展現狀概述鐘永潔等，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 11 我國虛擬電廠具有盈利空間，但商業模式仍在探索中。我國虛擬電廠具有盈利空間，但商業模式仍在探索中。目前我國的虛擬電廠還處在商業模式的探索階段。已經開展的虛擬電廠業務主要以邀約型需求響應為主，盈利模式來源于響應補貼。但是需求響應屬于偶發交易，在電網供需調節存在困難時觸發，具有交易頻次不確定的特點，無法構成虛擬電廠運營商主要盈利模式。隨著中長期市場、現貨市場、綠電交易市場、輔助服務市場等逐步放開，虛擬電廠可作為一個市場主體全面參與到市場中，一定程度豐富虛擬電廠的商業模式。表表 4：虛擬電廠商業模式：

30、虛擬電廠商業模式 虛擬電廠商業模式虛擬電廠商業模式 主要內容主要內容 需求側響應需求側響應 虛擬電廠根據合同要求按時按容量切負荷，保障電網供需平衡，并獲取補貼收入。輔助服務交易輔助服務交易 虛擬電廠通過調配可控資源提供發電容量，參與電網調峰、調頻、備用，保證電網穩定運行，并獲取補貼收入。電力現貨交易電力現貨交易 虛擬電廠幫助新能源發電廠、售電公司、配售電公司等電力市場主體優化發電出力或用電負荷，進行峰谷套利或避免偏差考核，并獲取分成收入。激勵補貼激勵補貼 通過政府政策補貼，降低成本，獲得補貼收益。參與電網調節參與電網調節 獲取電網調節收益，降低運營成本的同時，該平臺也因能給資源業主帶來額外價值

31、而獲得充電站、光伏電站運營商的青睞，迅速占據并擴大了市場份額。資料來源：朗新研究院公眾號，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 12 1.3 虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設虛擬電廠是具有經濟性的靈活性資源建設 虛擬電廠在經濟性方面具備顯著優勢，前期投入為虛擬電廠在經濟性方面具備顯著優勢，前期投入為 200-400 元元/KW，建設，建設/運營運營/激勵等環節激勵等環節投資為投資為 853 元元/KW。靈活性資源建設中可以分為電源側、儲能、需求側、電網側等。從建設的固定成本來看：1.常規煤電靈活性改造成本 600-700 元/KW，燃煤熱聯靈活性改造成本 300-500 元/

32、KW，注意這里的成本只是固定成本投入，改造之后會增加機組的磨損以及老化，從而增加折舊成本，并且靈活性調節本質等于在穩定運行的前提下減少發電，因此會損失發電收益。2.儲能來看，抽水蓄能建設成本為6300-7200元/KW，電化學儲能建設成本為 1500 元/kWh，今年來看，儲能的造價因碳酸鋰的價格大幅下降有明顯降低。3.需求側來看，需求響應前期平臺建設、設備更換等投入只需要 200-400 元/KW。另外，根據國家電網測算，滿足 5%的峰值負荷，通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環節投資僅需 500-600億元。我們按照 2022 年的最大負荷 12.9 億千瓦的 5%，虛擬電廠建設運營激勵等

33、環節投資 550 億元進行測算，得到單位投資為 853 元/KW。我們認為虛擬電廠我們認為虛擬電廠具有較好的經濟性的重要原因之一為：虛擬電廠并不需要新建設靈活性資源，他起到的作具有較好的經濟性的重要原因之一為：虛擬電廠并不需要新建設靈活性資源，他起到的作用是聚合存量的規模較小而難以發揮作用的靈活性資源，因此建設虛擬電廠基本上需要的用是聚合存量的規模較小而難以發揮作用的靈活性資源，因此建設虛擬電廠基本上需要的為通信、軟硬件等建設，而不需要靈活性資源的建設，成本較低。為通信、軟硬件等建設，而不需要靈活性資源的建設，成本較低。表表 5：各類資源提升靈活性的成本構成：各類資源提升靈活性的成本構成 資源

34、資源 靈活性成本構成靈活性成本構成 固定成本投入 1 成本增量 機會成本 電源電源 側側 靈活性改 造煤電 常規煤 電 靈活性改造投資成本 2 600-700 元/千瓦 低負載運行產 生的可變成本 增量 14-20 克/千瓦時 機組的加速折舊和 部件磨損、更換成 本增量 損失部分 發電收益 燃煤熱 電聯產 靈活性改造投資成本 2 300-500 元/千瓦 低負載運行產 生的可變成本 增量 機組的加速折舊和 部件磨損、更換成 本增量 損失部分 發電收益 燃氣電廠 建設投資成本 新建氣電：2630-3546 元/千瓦；氣電置換煤電：7013-9457 元/千瓦 3 運行維護成本 低負載運行時高于

35、0.56-0.58 元/千 瓦時 無 常規水電 常規水電通常發揮基礎 發電功能 頻繁變水流量造成的水輪機葉片 壽命損耗 損失部分 發電收益 核電 無 燃料循環成本 增量 設備維護更換成本 增量 損失部分 發電收益 儲能儲能 抽水蓄能 投資建設成本 6300-7200 元/千瓦 運行維護成本 電化學儲能 投資建設成本 1.5 元/瓦 時 運行維護成本 退役處置成本 綠氫 投資建設成本 1.71 元/Nm3 生產成本 19.5-65 元/千 克 運輸成本 3.9-13 元/千克 損失部分 發電收益 產生 其余儲能 投資建設成本 生產成本 運行維護成本 損失部分 發電收益 需求需求 側側 需求響應

36、前期平臺建設、設備更換等 投入 200400 元/千瓦 運行維護成本 中斷、轉 移生產的 機會成本 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 13 微電網 微電網與主網連接的平臺建 設、設備更換等投入 運行維護成本 中斷、轉 移生產的 機會成本 電動汽車 前期平臺建設、設備更換等 投入 充電樁 2000-6000 元 其他成本約 70 元/m2 運行維護成本 無 電網電網 側側 互聯互濟 建設投資成本 1.56 元/千米 瓦 運行維護成本-市場市場 機制機制 優化運行 更短時調度策略、更靈活的運行方式和市場機制有助于降低靈活性成本 資料來源：自然資源保護協會中國電力圓桌，信達證券研發中心。注：1：區別

37、于單位裝機容量的投資，此處為單位千瓦靈活性提升對應固定成本投入 2：為單位千瓦靈活性提升規模的成本，區別于電源裝機容量單位造價 3：指通過氣電(最小出力為額定的 20%)替換煤電(最小出力為額定的 50%)提升供給向下靈活性 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 14 二、頂層政策推動虛擬電廠示范運行，虛擬電廠遠期空間廣二、頂層政策推動虛擬電廠示范運行，虛擬電廠遠期空間廣闊闊 2.1 中央政策方向明確，虛擬電廠的建設有望加速中央政策方向明確，虛擬電廠的建設有望加速 中央部委多次提及建立虛擬電廠，近兩年政策密集出臺。中央部委多次提及建立虛擬電廠，近兩年政策密集出臺。從政策發展脈絡來看從政策發展脈絡來

38、看，2015 年國家能源局以及發改委便提及虛擬電廠的商業模式創新，發展至今由更多實施細則不斷推出，比如關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見明確提及相關的靈活性資源（用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發電等用戶側可調節資源），以及市場參與者（負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等）；科技支撐碳達峰碳中和實施方案提及建立一批適用于分布式能 源的“源-網-荷-儲-數”綜合虛擬電廠。從政策的出臺看從政策的出臺看密度來看密度來看，近兩年的政策密集出臺，虛擬電廠的建設有望加速推進。我們認為政策明顯加快的原因一方面是電力市場持續深入推進疊加用戶側靈活性資源不斷建設、挖掘，虛擬電廠的基礎建

39、設逐步完善，另一方面是新能源裝機、發電量節節攀升，電網消納壓力逐步增大，靈活性資源的建設迫在眉睫，因此需要挖掘用戶側的靈活性調節資源，從而虛擬電廠在政策上來看，呈現加速建設的態勢。表表 6：虛擬電廠國家政策：虛擬電廠國家政策 時間時間 發布單位發布單位 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 2015.7 國家發展改革委 國家能源局 關于促進智能電網發展的指 導 意 見(發 改 運 行20151518 號)依托示范工程開展電動汽車智能充電服務、可再生能源發電與儲能協調運行、智能用電一站式服務。虛擬電廠等重點領域的商業模式創新 2021.3.5 國家發展改革委 國家能源局 關于推進電力源網荷儲一體化

40、和多能互補發展的指導意 見 (發 改 能 源 規2021280 號)充分發揮負荷側的調節能力。依托“云大物移智鏈”等技術，進一步加強源網荷儲多向互動，通過康擬電廠等一體化聚合模式，種與電力中長期、輔助服務、現貨等市場交易，為系統提供調節支撐能力 2021.7.25 國家發展改革委 國家能源局 關于加快推動新型儲能發展的指導意見(發改能源規20211051 號)鼓勵聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施，依托大數據、云計算、人工智能、區塊鏈等技術，結合體制機制綜合創新，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業模式 2021.10.26 國務院 2023 年前碳達峰行動方案 大力提升電力

41、系統綜合調節能力，加快靈活調節電源建設，引導自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、虛擬電廠等參與系統調節，建設堅強智能電網，提升電網安全保障水平。2022.1.28 國家發展改革委 國家能源局 關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見(發改體改2022118 號）引導各地區根據實際情況，建立市場化的發電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。鼓勵抽水蓄能，儲能、虛擬電廠等調節電源的投資建設 2022.2.10 國家發展改革委 國家能源局 關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見（發改能源20

42、22206號）拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織其參與需求響應，支持用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發電等用戶側可調節資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等參與電力市場交易和系統運行調節。2022.3.17 國家能源局 2022 年能源工作指導意見 健全峰時電價、峰谷電價，支持用戶側儲能多元化發展，充分挖掘需求側潛力，引導電力用戶參與虛擬電廠、移峰填谷、需求響應。2022.3.22 國家發展改革委 國家能源局“十四五”現代能源體系規劃（發改能源2022210號）開展工業可調節負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網（V2G

43、）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。2022.8 科技部 科技支撐碳達峰碳中和實施方案 建立一批適用于分布式能 源的“源-網-荷-儲-數”綜合虛擬電廠 2022.11.1 國家能源局 電力現貨市場基本規則(征求意見稿)推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易 2023.3 國家能源局 國家能源局關于加快推進能源數字化智能化發展的若干意見 推動柔性負荷智能管理、虛擬電廠優化運營、分層分區精準匹配需求響應資源等，提升綠色用能多渠道智能互動水平。2023.5 國家發展改革委 電力需求側管理辦法(征求意見稿)建立和完善需求側資源與電力運行調節的街接機制，逐步將

44、需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡，提高電力系統的靈活性。重點推進新型儲能、虛擬電廠、車網互動、微電網等技術的創新和應用。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 15 2023.5 國家發展改革委 電力負荷管理辦法(征求意見稿)各級電力運行主管部門應指導電網企業統籌推進本地區新型電力負荷管理系統建設，制定負荷資源接入年度目標，逐步實現 10 千伏及以上高壓用戶全覆蓋。負荷聚合商、虛擬電廠應接入新型電力負荷管理系統。到 2025 年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的 3%-5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過 40%的省份達到 5%或以上。到 2030 年.形成規?；膶崟r需求響應能力結合輔助

45、服務市場、電能量市場交易可實現電網區域內可調節資源共享互濟。2023.7.11 中央深改委 關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見 要科學合理設計新型電力系統建設路徑，在新能源安全可靠替代的基礎上，有計劃分步驟逐步降低傳統能源比重。要健全適應新型電力系統的體制機制，推動加強電力技術創新、市場機制創新、商業模式創新。資料來源：國家各部委網站，新華社，信達證券研發中心整理 各省出臺電力需求側響應利好政策，助力構建需求側響應盈利性。各省出臺電力需求側響應利好政策，助力構建需求側響應盈利性。近幾年，各省先后出臺需求側響應的細則，明確需求側響應的參與規則、收益計算模式以及響應價格。準入門檻準

46、入門檻來看來看，虛擬電廠或負荷聚合商的準入門檻多數為1000KW，部分地區如山東（5MW以上）、陜西（2MW 以上）、安徽（5MW 以上）、福建（2.5MW 以上）要求更高。收益模式來看收益模式來看，補償基準價格基本上為 4 元/kWh，如福建、浙江，其他省份價格有所差別，基本在 0-5 元/kWh之間，另外部分省份如浙江、河北、安徽等地區設置了容量補貼。政策多為2022-2023年出臺，我們預計未來更多省份有望出臺相關利好政策，虛擬電廠的盈利模式有望初步打通。表表 7：各省電力需求響應補貼政策匯總：各省電力需求響應補貼政策匯總 省份省份 時間時間 政策政策 準入條件準入條件 內容內容 貴州貴

47、州 2023.07.10 貴州省電力需求響參與交易:應實施方案(試行)電力用戶直接或由負荷聚合商代理參與交易；虛擬電廠響應能力1000kW，單個需求響應 資 源 響 應 能 力 100kW，響 應 時長 1h 響應時長:原則上響應時長不低于 1 小時。響應價格:響應價格上限為 1.5 元/千瓦時。福建福建-廈廈門門 2023.06.09 廈門市電力需求響應 實 施 方 案(2023-2025)電力用戶：響應負荷能力200kW；負荷聚合商：聚合響應負荷能力1000kW 用戶需求響應補貼=實際響應負荷量 x 響應時間 X 補貼價格系數 x響應速度系數 x 補償基準價格 補償基準價格:4 元/kwh

48、 補貼價格系數和響應速度系數分別為 01、13 福建福建 2022.05.24 福建省電力需求響應實施方案(試行)電力用戶:響應負荷能力200kW；負荷聚合商：聚合響應負荷能力2500kW 申報價格上限=資金來源預算/(電力調控中心提供的年度預計負荷缺 x 缺口預計持續時間)用戶需求響應補貼金額=該用戶實際響應負荷 x 響應市場補貼價格系數 x 補貼單價 補貼價格系數:實際響應容量占申報響應量的比例:80%，補貼價格系數為 1 浙江浙江-瑞瑞安安 2023.05.31 2023 年瑞安市有序用電和電力需求響應工作方案/日前需求響應：電量補貼單價競價出清價格，不超過 4 元/kWh；小時級別需求

49、響應:電量補貼單價：年度固定單價 4 元/kwh；容量補貼力度:旺季 1 元/kw、次旺季:0.25 元/kw；秒級需求響應：電量補貼單價年度固定單價 4 元/kwh；量補貼力度:旺季:0.5 元/kW、次旺季:0.1 元/kW；分鐘級需求響應：電量補貼單價:年度固定單價 4 元/kWh;容量補貼力度:旺季:4 元/kW、次旺季:1 元/kw。浙江浙江-衢衢州州 2022.10.27 衢州市本級 2022年電力需求響應補貼實施辦法 有效參與響應目擁有獨立用電戶號、滿足計量采集要求的工商業用電主體 市本級(含柯域、衢江)有效參與需求響應的電力用戶在獲得省級響應補貼金額基礎上給予補貼，補足至 4

50、元 kwh。一個自然年內市本級(含柯城、衢江)補貼總額上限為 500 萬元。如年度內應補貼總額超過上限的，則實際補貼金額同比例下降 浙江浙江 2021.06.08 關于開展 2021 年度電力需求響應工作的通知 電力用戶:響應時間30 分鐘；負荷聚合商:聚合總響應能力1000kW，響應時間30 分鐘 日前削峰:電量補貼:4 元/kwh 封頂 小時級:電量補貼:固定 4 元/kWh;容量補貼:旺季 0.25 元/kW月 分鐘級:電量補貼:固定 4 元/kWh;容量補貼:旺季 1 元/kW.月 秒級:電量補貼:固定 4 元/kwh;容量補貼:旺季 0.1 元/kW.月 填谷:容量補貼:5 元/(k

51、w 日)廣東廣東 2023.05.19 關于廣東省市場化需求響應相關事項的通知/靈活避峰需求響應補償收益暫按日前邀約的保底價格 1.5 元/kWh執行 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 16 廣東廣東 2022.04.16 廣東省市場化需求響 應 實 施 細 則(試行)電力用戶:大用戶年電量大于等于 500 萬 kW:負荷聚合商:非直控虛擬電廠調節能力為所聚合響應資源的響應能力之和且0.3MW，單次響應持續時間2h;直控虛擬電廠上下調節能力應分別10MW，調節速率不低于(出力上限*2%)/分鐘，對調度指 令 的 響 應 時 間 1m，單次響應持續時間2h。日前邀約：申報價格上限 3500 元/

52、MWh；虛擬電廠申報可響應容量下限 0.3MW 可中斷負荷：申報價格上限為 5000 元/MWh；虛擬電廠申報可響應容量下限為 0.3MW 云南云南 2023.04.21 甘肅電力需求響應市 場 實 施 方 案(試行)電力用戶:響應能力1000kW 負荷聚合商:響應能力1000kW 儲能運營商:儲能資源總 充 放 電 功 率 5000kW，持續時長2h，4h 內響應能力 實時響應補貼：全年統一 2.5 元/kMh，每天不多于 3 次，每次不超過 3 小時；邀約型響應：削峰類：0-5 元/kWh；填谷類：0-1 元/kWh 甘肅甘肅 2023.04.21 甘肅電力需求響應市 場 實 施 方 案(

53、試行)電力用戶:響應能力1000kW，響應時間1h;負荷聚合商：響應能力5000kW，響應時間1h 需求響應補償費用結算以小時為單位，由實際有效響應電量按照出清價格乘以相應收益折算系數進行結算。折算系數:80%實際相應負荷90%，折算系數 0.8；90%實際響應負荷120%，折算系數 1，且有效響應容量計為中標響應負荷的 120%；實際響應負荷未達 80%，視為無效響應?？己速M用結算:實際響應負荷低于中標容量 80%的部分出清價格乘以考核系數 0.5。四川四川 2023.04.19 關于四川電網試行需求側市場化響應電:個政策有關事項的通知/需求響應:0-3 元/kWh 河北河北 2023.04

54、.06 河北省發展和改革委員會關于進一步做好河北南部電網電力需求響應市場運營工作的通知 電力用戶:具有電網企業獨立用戶:編號的高壓用戶；負荷聚合商:單戶運行容量在 1000 千伏安及以下，聚合削峰能力5000kW 實時需求響應容量補償:8 元/kW月 電量補償:日前響應電量補償:按照出清價格進行補償；日內響應電量補償:提前 4 小時響應按照出清及價格 1.3 倍進行補償，提前 2 小時級響應按照出清價格 2 倍進行補償;實時響應電量補償:按照出清價格 3 倍進行補償.河北河北 2022.04.07 河北省電力需求響應市場運營規則 電力用戶:10 千伏及以上工商業用戶 負荷聚合商:聚合削峰能力3

55、000kW 采用“給予響應負荷的階梯式”補貼方案，根據用戶響應負荷與應約負荷的比值(負荷響應率)，按照出清價格和有效響應電量核算。負荷響應率120%，120%-150%部分按有效響應電量乘以出清價格的0.5倍進行補貼；150%以上部分不予補貼。天津天津 2023.01.11 天津市 2023 年春節期間電力需求響應實施細則/邀約型:填谷需求響應為固定補償模式，價格為 1 元/kwh。天津天津 2022.01.21 天津市 2022 年電力需求響應實施細則 電力用戶:工業用戶500kW，非工業用戶100kW，響應持續時間30 分鐘；負荷集成商:1000kW聚合總響應能力20萬 kW，響應持續時間

56、30 分鐘；虛擬電廠:1000kW響應能力20 萬 kW，響應 持 續 時 間 30 分鐘。邀約型：填谷需求響應 1.2 元/kWh；削峰需求響應 2 元/kW 緊急型：削峰需求響應 5 元/kW（虛擬電廠優先，其余用戶按照“容量優先”邊際出清）補貼系數：實際響應率低于 50%，不予補貼；實際響應率在 50%（含）-120%（含）之間，按有效響應量乘以出清價格進行補貼；超過 120%的部分，不予補貼。江蘇江蘇 2022.10.24 江蘇省電力需求響應實施細則（修訂征求意見稿）電力用戶、負荷集成商、擁有儲能、充電樁設施、數據中心、基站等其他具備可中斷負荷的用戶和運營商可參與 削峰:調控時間 s2

57、h，10 元/kw;2h 調控時間1000kW，非 工 業用戶400kW；具備單獨控制和計量條件的電動汽車充電樁（站）、用戶側儲能設施和中央空調可參與；負荷聚合商:屬于當年度山東市場交易用戶；虛擬電廠:總調節能力5MW，單日持續響應時間2h，可在接收電網通知后 4h 內響應。儲能運營商:總充放電功率5MW，單日持續響應時間2h，可在接收電網通知后 4h 內響應。緊急型需求響應:容量補償:第一檔不超過 2 元/kW月；第二檔 3元/kW月；第三檔 4 元/kW月；電能量補償：根據實際響應量和現貨試產價格計 經濟性需求響應：無容量補償；電能量補償；根據實際響應量和現貨市場價格計 陜西陜西 2021

58、.05.21 2021 年陜西省電力需求響應工作方案 電力用戶:響應能力200kW；負荷聚合商:響應能力2000kW 削峰經濟型非居民:調控時間 32h，10 元/kW次，調控時間2h，15 元/kW次 削峰經濟型居民:調控時間s2h，5元/kW次:調控時間2h，8元/kW次 削峰緊急型非居民:調控時間 s1h，25 元/kW次:調控時間1h，35 元/kW次 重慶重慶 2022.04.30 2022 年重慶電網票求響應實施方案(試行)電力用戶:工業用戶負荷響應量1000kW，商業用戶負荷響應量100kW；移動通信基站、用戶側備用電源、數據中心、電動汽車充換電站、凍庫等具備負荷自動調節能力也可

59、參與；負荷聚合商:響應能力5000kW。削峰響應:工業用戶:10元/kW/次:商業、移動通信基站、用戶側備用電源、數據中心、電動汽車充換電站、凍庫等用戶：15 元/kW/次；填谷相應：1 元/kW/次 安徽安徽 2022.01.19 安徽省電力需求響應實施方案(試行)電力用戶:工業用戶負荷響應量1000kW，商業用戶負荷響應量200kW；負荷聚合商:響應能力5000kW。響應補償:約時削峰響應:8 元/kW/次，實時削峰響應:12 元/kW/次；填谷響應:3 元/kW/次；容量補償:約時備用容量:旺季 1 元/kW月，淡季 0.5 元/kW月；實時備用容量:旺季 2 元，淡季 1 元/kW月

60、廣西廣西 2021.12.30 廣西電力市場化需求響應實施方案(試行)電力用戶:最響應能力200kW，響應時長1h；負荷集成商:響應能力1000kW，響應時長1h 響應價格暫定為上限 2.5 元/kwh 資料來源：能源電力說公眾號，信達證券研發中心整理 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 18 2.2 虛擬電廠的兩大基礎建設加速推進，虛擬電廠正處于虛擬電廠的兩大基礎建設加速推進，虛擬電廠正處于 0-1 的過程的過程 虛擬電廠的兩大基礎建設分別為靈活性資源的建設或挖掘，電力市場的建設。這兩大基礎虛擬電廠的兩大基礎建設分別為靈活性資源的建設或挖掘，電力市場的建設。這兩大基礎建設近期處于加速推進的態勢

61、。建設近期處于加速推進的態勢。電力市場化改革逐步深化，現貨市場、中長期市場、輔助服務市場等模塊逐步完善。電力市場化改革逐步深化，現貨市場、中長期市場、輔助服務市場等模塊逐步完善。2022年1月國家發改委、國家能源局出臺關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見，明確指出到 2025 年初步全國統一電力市場體系。電力市場改革圍繞電力商品屬性為核心，建立完善電力現貨市場、電力中長期交易市場、輔助服務市場等功能模塊，引入儲能電站、虛擬電廠、分布式能源等新型市場主體參與市場交易，利用市場機制優化電力資源配置，有利于促進新能源消納和能源結構轉型。表表 8：靈活性資源及電力市場建設政策：靈活性資源及電力市

62、場建設政策 分類分類 時間時間 發布單位發布單位 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 靈活性資源 2016.2.29 國家發展改革委、能源局、工信部 關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見（發改能源2016392 號）逐步培育虛擬電廠、負荷集成商等新型市場主體，增加靈活性資源供應。鼓勵用戶自主提供能量響應、調頻、調峰等靈活的能源服務，以互聯網平臺為依托進行動態、實時的交易。進一步完善相關市場機制，兼容用戶以直接、間接等多種方式自主參與靈活性資源市場交易的渠道。建立合理的靈活性資源補償定價機制，保障靈活性資源投資擁有合理的收益回報。許市場主體自主協商或通過交易平臺集中競價等多種方式開展能源商

63、品及靈活性資源等能源衍生品服務交易，最大限度地激發市場活力。2022.2.10 國家發改委 國家能源局 關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見（發改能源2022206 號）拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織其參與需求響應。2022.3.22 國家發改委 國家能源局“十四五”現代能源體系規劃（發改能源2022210 號）在用電與靈活性資源方面，加強電力需求側響應能力建設，整合分散需求響應資源。2023.4.10 河南省發展和改革委員會 河南省新能源和可再生能源發展“十四五”規劃 結合新型用電領域、電力需求側響應、綜合能源服務等用能新模式新業態，加快探索虛擬電

64、廠技術，充分利用需求側靈活性資源。電力市場建設 2023.5 國家發展改革委 關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知 通過實現輸配電價和“購銷價差”的脫鉤，進一步理順輸配電價結構，明晰輸配電價構成并加強數據披露等措施，從多方面進一步健全了輸配電價監管體系，為電力市場建設發展鋪平了道路，對推進加快構建新型電力系統具有重要意義。2023.5 國家發展改革委 電力需求側管理辦法(征求意見稿)各地應擴大需求響應試點實施范圍，結合電 力市場建設的推進，推動將需求響應資源納入電力市場。支持、激勵各類電力市場參與方開發和利用需求響應資源，提供有償調 峰、調頻等服務，逐步形成占年度最大用電負荷 3%

65、左右的需求 側機動調峰能力，保障非嚴重缺電情況下的電力供需平衡 2023.5 國家發展改革委 電力負荷管理辦法(征求意見稿)電力運行主管部門應推動需求響應與電力市場有序銜接、高效協同，逐步以更多市場化方式實現需求響應，推動需求側資源進入電力市場，逐步將需求響應作為電網經濟運行常態化調節措施。2015 國務院 關于進一步深化電力體制改革的若干意見 逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場 2022.1.30 國家發展改革委、國家能源局 關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見 到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與?。▍^、市）/區域市場

66、協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。到 2030 年，全國統一電力市場體系基本建成。資料來源：國家各部委官網，信達證券研發中心 工商業儲能是體現虛擬電廠靈活性的核心基礎，虛擬電廠有望拓展工商業儲能盈利模式。工商業儲能是體現虛擬電廠靈活性的核心基礎，虛擬電廠有望拓展工商業儲能盈利模式。對于虛擬電廠而言，靈活性主要表現為為可調節負荷、用戶側儲能?？照{、電動汽車等需求側的可調節性資源可以通過聚合方式參與虛擬電廠，從市場交易獲益?？紤]到工商業儲能并不一定能完成兩個完整循環，

67、因此在其他條件不變的情況下，0.7 元/kWh（介于 0.60-0.78 元/kWh）以上的峰谷價差能較大概率實現較好收益。工商業儲能的經濟性的核心指標為峰谷價差和投資成本。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 19 短期來看，工商業儲能需求短期來看，工商業儲能需求 2023-2025 年有望達年有望達 5.1、10.4、18.7GWh。在收益不斷提升、成本不斷下降、政策持續推動、缺電焦慮持續的情況下，我們預計未來兩年經濟性將推動工商業儲能快速發展。我們基于以下假設：1）存量、新增分布式光伏配套儲能滲透率不斷提升，23 年分別至 1%、20%。2）配儲比例逐步提升至 15%。3）參考觀研天下數據，

68、獨立工商業儲能新增裝機逐步提升至 2023 年的 2.2GWh。我們測算工商業儲能 2023-2025 年有望達 5.1、10.4、18.7GWh。表表 9：以分布式光伏配儲：以分布式光伏配儲+獨立工商業儲能為邏輯測算工商業儲能裝機規模及市場空間預測獨立工商業儲能為邏輯測算工商業儲能裝機規模及市場空間預測 單位單位 2021 2022 2023E 2024E 2025E 累計工商業光伏裝機量 65.7 91.56 133.56 183.56 240.56 存量滲透率%0.15%0.30%1.00%2.00%3%新增工商業光伏裝機量 GW 7.4 25.86 42 50 57 新增滲透率%4%8

69、%20%40%60%配儲比例%5%10%15%17%20%配儲時長 h 2 2 2 2 2 存量工商業光伏配套儲能裝機量 GWh 0.20 0.05 0.40 1.25 2.41 新增工商業光伏配套儲能裝機量 GWh 0.52 0.41 2.52 6.80 13.68 光伏配套工商業儲能新增裝機量 GWh 0.72 0.47 2.92 8.05 16.09 獨立工商業儲能新增裝機功率 GW 0.20 0.62 1.09 1.19 1.31 獨立工商業儲能新增裝機量 GWh 0.40 1.24 2.18 2.38 2.62 工商業儲能新增裝機量 GWh 1.12 1.71 5.10 10.43

70、18.71 資料來源：國家能源局，觀研天下，中國工商業儲能行業發展趨勢分析與投資前景預測報告(2023-2030年)，2022中國分布式光伏行業發展白皮書，信達證券研發中心測算 厄爾尼諾現象頻發，空調改造助力節能。厄爾尼諾現象頻發，空調改造助力節能。近年來，全球多地包括我國極端高溫天氣頻發。日前，世界氣象組織宣布，熱帶太平洋地區7年來首次形成厄爾尼諾條件，未來5年內大概率出現創紀錄極端高溫，在此背景下，空調帶來的用電負荷將明顯增加。據國網北京市電力公司消息，北京電網負荷增長明顯，較去年同期增長約 30%，其中空調等降溫負荷占到了總負荷的 35%，空調節能改造能夠有效助力電力削峰。2021 年，

71、廣州國際銀行中心通過中央空調系統高效冷站節能改造服務項目，達到改造后年節能 146.4 萬 kWh，顯著降低空調用電需求。圖圖 6：2022 年上海市主要類型建筑分項用電占比情況年上海市主要類型建筑分項用電占比情況 資料來源：上海住房城鄉建設管理公眾號，信達證券研發中心 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%國家機關辦公建筑辦公建筑旅游飯店建筑商場建筑綜合建筑醫療衛生建筑教育建筑照明與插座空調動力特殊 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 20 電動汽車充電站聚合為虛擬電廠，參與需求側響應進行電力填谷。電動汽車充電站聚合為虛擬電廠，參與需求側響應進行電力填谷。截至202

72、3年6月，我國新能源汽車保有量達 1620萬輛，占汽車總量的 4.9%。其中，純電動汽車保有量 1259.4萬輛,占新能源汽車總量的 77.8%。作為全球最大的電動汽車市場，推動電動汽車和電網協同發展意義重大。圖圖 7：2017-2023 年我國新能源車年我國新能源車保有量（輛）及保有量（輛）及滲透率滲透率 資料來源：wind，信達證券研發中心 電動汽車作為高度靈活的移動儲能單元，在調整用電負荷、參與需求側響應進行電力填谷，電動汽車作為高度靈活的移動儲能單元，在調整用電負荷、參與需求側響應進行電力填谷，消納可再生能源方面具備較大潛力消納可再生能源方面具備較大潛力。2023 年 1 月 20 日

73、至 25日，山東電網連續 6 天組織開展緊急型填谷電力需求響應，需求響應參與用戶 2572 戶次，最大填谷響應負荷 93.92 萬千瓦，增加清潔能源消納 2344.08 萬千瓦時。將試點低壓分布式光伏和電動汽車充電站可控負荷聚合為虛擬電廠，參與需求側響應進行填谷，在試點分布式光伏參與填谷需求響應的同時，圍繞“區塊鏈+需求側響應”場景落地開展創新應用。我們認為在靈活性資源與電力市我們認為在靈活性資源與電力市場“雙輪共驅”的背景下，虛擬電廠的發展建設有望水到渠成。場“雙輪共驅”的背景下，虛擬電廠的發展建設有望水到渠成。0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%02,000,0004,

74、000,0006,000,0008,000,00010,000,00012,000,00014,000,00016,000,00018,000,000中國:保有量:新能源汽車中國新能源車保有量滲透率 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 21 2.3 我國虛擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業模式趨于完善我國虛擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業模式趨于完善 相比歐美國家，我國虛擬電廠仍處于起步階段。相比歐美國家，我國虛擬電廠仍處于起步階段。從 2000 年以來，歐美國家已經在探索虛擬電廠在電力市場的應用，不同國家在虛擬電廠的發展方向上有所不同，歐洲虛擬電廠以聚合分布式電源為主；美國虛擬電

75、廠則以負荷型的靈活性資源為主，美國許多州都在嘗試家庭虛擬電廠，在加利福尼亞，用戶每向電網輸送 1 度電，可以獲得 2 美元獎勵；日本以聚合用戶側儲能和分布式電源為主；澳大利亞以聚合用戶側儲能為主。表表 10：國外主要虛擬電廠項目：國外主要虛擬電廠項目 項目項目 時間時間 國家國家 運營商運營商 內容內容 虛擬電廠示范項虛擬電廠示范項目目 2019 年 7 月 澳大利亞 AEMO 澳大利亞虛擬電廠聚合資源以用戶側儲能為主，目前主要是參與緊急頻率控制輔助服務市場和電能量市場，主要提供調頻服務。歐洲最大的虛擬歐洲最大的虛擬電廠電廠 2009 年 德國 Next Kraftwerke 德國的虛擬電廠運

76、營商組建了歐洲最大的虛擬電廠，資源包括很多的小的電廠，還有儲能，以及電動汽車、工業負荷?；谀K化的設計，調控各類的分布式電源、用戶和儲能系統，實時顯示記錄當前的系統聚合資源運行狀態。Sunverge 虛擬虛擬電廠電廠/美國 SolarEdge 北美建成投運的虛擬電廠裝機規模約 1000MW，其中大部分在美國，預計到 2029 年，北美虛擬電廠市場規模將達到8600MW。目前美國虛擬電廠試點項目數量超過 20 個，分布在 14 個聯邦州。主要包括居民社區、工商業園區、分布式光伏、儲能設施和電動汽車。主要基于需求響應計劃發展，兼顧考慮可再生能源的利用，解決了小規模分布式電源不能參與電力市場的問題

77、，目前已經成為負荷響應和分布式電源管理的一種新型解決方案。資料來源：CESA儲能大會公眾號，中國電力科學研究院，信達證券研發中心 我國虛擬電廠以試點示范為主，項目實際收益我國虛擬電廠以試點示范為主，項目實際收益亟待提高亟待提高。從 2016 年上海虛擬電廠試點開始，我國虛擬電廠正式走向公眾視野。近兩年各地虛擬電廠試點明顯加速，江浙滬廣東等地區示范項目陸續建設，虛擬電廠的類型也從需求響應向綜合性、發電側、需求響應多元化資源發展。從收益水平來看，我們可以根據深圳公開的虛擬電廠測算實際的收益情況，國電投深圳能源發展有限公司虛擬電廠平臺由國家電投集團上海發電設備成套設計研究院牽頭研發，目前參與廣東現貨

78、市場交易并獲利，約 0.274 元/KWH。相比于固定成本投資 200-400 元/KW，仍然處于較低水平，商業模式亟需拓展。表表 11：虛擬電廠試點示范項目：虛擬電廠試點示范項目 地區地區 項目項目 時間時間 收益詳情收益詳情 資源接入資源接入 廣東廣東 深圳虛擬電廠/一是廣東省市場化的需求響應補貼，二是深圳市政府建立的本地補貼，三是通過南方區域兩個細則規定的輔助服務的補貼。該平臺已接入聚合商 14 家，裝機容量約 87 萬千瓦，分布式光伏容量是21 萬千瓦。河北河北 冀北虛擬電廠 2019 年 2019 年起，冀北虛擬電廠全程參與華北調峰輔助服務市場，已在線連續提供調峰服務超過 3200

79、小時，累計消納新能源電量 3412 萬千瓦時，度電收益 0.183 元，運營商和用戶總收益 624.2 萬元。其中，虛擬電廠運營商收益 395.95 萬元，用戶側資源收益 228.25 萬元。資源接入方面，總容量達到 358 兆瓦，最大調節能力是 240MW，覆蓋范圍包括張家口、秦皇島、承德、廊坊、唐山，資源類型是 11 類 19 家。上海上海 上海虛擬電廠 2018 年 8 月 2018 年起，黃浦區的商業建筑累計發電調度超過1200 幢次，累計響應削峰負荷超過 200 兆瓦，單次調峰收益超過 170 萬元，這還是非?？捎^的。上海虛擬電廠通過非常細分的分鐘級、秒鐘去組織交易，黃浦區約 50%

80、的商業建筑接入了虛擬電廠平臺，響應資源約 60MW。資料來源：CESA儲能大會公眾號，中國電力科學研究院，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 22 我國的具體項目中，從聚合的資源來看，主要包括儲能、負荷、分布式電源。比如我國的具體項目中，從聚合的資源來看，主要包括儲能、負荷、分布式電源。比如深圳的項目主要的調節性資源為儲能、充電站以及用戶側負荷比如數據中心、寫字樓、工廠等；冀北的項目聚合資源相比深圳的項目多了如分布式光伏、空氣源熱泵等；江蘇的項目主要資源為空調等負荷，也包括充電樁、儲能等；浙江麗水項目的資源除用戶側的資源還包括小水電。從規模上看，示范項目的規?；驹趶囊幠Ｉ峡?，

81、示范項目的規?；驹?100MW 以上。以上。深圳的總規模約 367MW，冀北總規模約 160MW，江蘇單次削峰 4020MW，最大填谷規模 2570MW，上?？傄幠?1000MW，華北用戶側資源達 204MW，浙江麗水超過 400MW。收益模式逐步多元化收益模式逐步多元化，未來有望隨電力市場建設進一步豐富，未來有望隨電力市場建設進一步豐富。虛擬電廠的盈利模式總結起來：1.電網輔助服務，提高電網的彈性和調節能力，比如深圳、冀北、華北國網 VPP 示范項目；2.需求側響應服務，特質電網調動的需求側響應從而獲得服務收益，這種模式最為普遍，實際上是其中一種輔助服務；3.參與電力市場，通過市場交易而獲

82、得收益；4.能效優化，為大用戶提供能源資源優化管理服務，預測電力市場價格波動，幫助用戶決策可調負荷的用電行為，代理購電業務，提供智能用電方案，并從客戶獲取分成收入，比如深圳、冀北項目。我們認為，現有項目的盈利處于拓展階段，盈利模式逐步多樣化，未來的盈利模式有望隨電力市場的建設和完善進一步豐富。日本來看，豐富的電力市場品類帶動虛擬電廠盈利模式豐富。日本來看，豐富的電力市場品類帶動虛擬電廠盈利模式豐富。相比于我國的虛擬電廠，日本的項目的收益模式種類更多。輸配電可以穩定系統，包括調頻、調壓、供需平衡，而我國主要以削峰填谷為主。售電側可以彌補電量不足產生的費用差額，我國的虛擬電廠暫時無此種收益。用戶側

83、收益模式增加設備利用最大收益化（將電源、儲能的富余空間通過負荷側市場進行交易）、參與激勵協議。表表 12：日本虛擬電廠盈利模式總結：日本虛擬電廠盈利模式總結 受益方受益方 主要功能主要功能 基本概要基本概要 輸配電側輸配電側 穩定系統 調頻 集成用戶側的分布式發電、儲能裝置、負荷控制和需求節約,通過實時市場為輸配電企業提供各類服務。調壓 供需平衡 優化投資 利用蓄電池,減少系統或變電所的改造和增容 零售電側零售電側 電力調配，彌補電量不足產生的費用差額 負荷集成商及零售電商將已調配的電力通過負荷側市場、期貨市場、小時前市場進行間接交易 用戶側用戶側 減少電費支出 削峰協議、優化購用電時段 設備

84、利用最大收益化 將分散式電源和儲能裝置的富余空間通過負荷側市場進行交易 BCP 遇災害時利用分布式電源和儲能裝置保供電 激勵協議型 DR 用戶參與 DR 獲取激勵報酬 發電側發電側 減少可再生能源棄電 利用儲能裝置的調配,最大限度利用可再生能源 資料來源：虛擬電廠市場發展前景及實踐思考封紅麗，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 23 歐洲來看，虛擬電廠的資源主要為發電側資源，收益模式主要電網平衡服務和用戶側服務歐洲來看，虛擬電廠的資源主要為發電側資源，收益模式主要電網平衡服務和用戶側服務。從聚合資源來看，歐洲的資源主要為風電、光伏機組以及儲能裝置。從規模上看，整體差異較大，比如

85、德國 BAYWA.RE 項目，規模只有 3.3MW，而德國 ENTELIOS 項目規模達1GW 以上。從收益模式上看，主要包括電網平衡服務（其中包括調頻調峰）、增加發電收益、資源管理優化，還包括用戶側的需求響應、供電作用。表表 13：德國虛擬電廠項目情況以及其盈利模式情況：德國虛擬電廠項目情況以及其盈利模式情況 國家國家 類型類型 項目代表項目代表 介紹介紹 收益收益 德國德國 發電側、需求側、儲能測 NEXT KRAFT-WERKE 2021 年建設，規模 9016MW，獨立虛擬電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、直接銷售、電力公司白標解決方案、需求響應（工商業）德國德國 發電側、需

86、求側、儲能測 E2M 2021 年建設，規模 3.260MW，獨立虛擬電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、直接銷售、電力公司白標解決方案、需求響應（工商業）德國德國 需求側 ENTELIOS 2018 年建設，規模 1GW 以上，獨立虛擬電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、直接銷售、電力公司白標解決方案、需求響應（工商業）德國德國 發電側、需求側 GETEC-ENER-GIE 規模 3000MW 以上，獨立虛擬電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、直接銷售、需求響應（工商業）德國德國 發電側、需求側 MVV ENERGIE 2015 年建設，規模 500MW，電力公司虛擬

87、電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、直接銷售、向消費者供電 德國德國 發電側 BAYWA.RE 2019 年建設，規模 3.3MW，電力公司虛擬電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、直接銷售、向消費者供電 德國德國 儲能 SONNEN 新型市場參與者虛擬電廠 收益模式包括資源管理與優化、平衡服務、需求響應（工商業）、需求響應（家庭）、向消費者供電 資料來源：虛擬電廠市場發展前景及實踐思考（封紅麗），信達證券研發中心 我國與海外的虛擬電廠的發展差距，主要來自電力市場的成熟度差異，我們預期未來或將我國與海外的虛擬電廠的發展差距，主要來自電力市場的成熟度差異，我們預期未來或將有相關政策

88、逐步出臺落地有相關政策逐步出臺落地。成熟的市場機制是虛擬電廠發展的沃土，其不僅包括多元化的市場，如電能量、輔助服務、容量等，還包括對主體地位明確、交易規則健全等。我們認為，未來幾年我國有望逐步出臺相關政策，虛擬電廠產業也有望受到催化。2.4 虛擬電廠空間廣闊，藍海賽道蓄勢待發虛擬電廠空間廣闊，藍海賽道蓄勢待發 我們測算得到我們測算得到 2025 年虛擬電廠制造端、運營端的產業鏈市場空間有望達年虛擬電廠制造端、運營端的產業鏈市場空間有望達 695.2 億元，其中億元，其中平臺建設約平臺建設約244.5億元，億元，2030年產業鏈市場空間有望達年產業鏈市場空間有望達917.0億元，其中平臺建設約億

89、元，其中平臺建設約322.5億元。億元。根據電力需求側管理辦法（征求意見稿），2025 年的我國各省目標的需求響應能力為最大用電負荷的 3-5%，根據中電聯的測算 2025 年最大負荷為 16.3 億千瓦，按需求響應能力為 5%計算，對應的虛擬電廠調節能力為 82GW。根據國家電網數據，我們前文測算得到虛擬電廠的運營、激勵、建設的單位投資成本為 853 元/KW，其中平臺費用假設為300元/KW，因此我們得到2025年虛擬電廠制造端、運營端的產業鏈市場空間有望達695.2億元，其中平臺建設約 244.5 億元。假設最大負荷按照每年 3%的增速增長，我們測算得到 2030 年的最大負荷為 189

90、0GW，若虛擬電廠調節能力占比 10%，以類似的邏輯我們測算得到 2030 年產業鏈市場空間有望達917.0 億元，其中平臺建設約 322.5 億元。表表 14：我國虛擬電廠空間測算：我國虛擬電廠空間測算 指標指標 單位單位 2025E 2030E 最大負荷最大負荷 GW 1630 1890 虛擬電廠負荷調節能力占比虛擬電廠負荷調節能力占比 5%10%請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 24 虛擬電廠累計調節負荷虛擬電廠累計調節負荷 GW 81.5 189 虛擬電廠新增調節負荷虛擬電廠新增調節負荷 GW 81.5 107.5 虛擬電廠總體單位投資（包括運營、激勵）虛擬電廠總體單位投資（包括運營、

91、激勵）元/KW 853 853 虛擬電廠前期平臺建設虛擬電廠前期平臺建設 元/KW 300 300 虛擬電廠產業鏈總市場空間（包括運營、激勵等）虛擬電廠產業鏈總市場空間（包括運營、激勵等）億元 695.2 917.0 虛擬電廠平臺建設、設備投入等總市場空間虛擬電廠平臺建設、設備投入等總市場空間 億元 244.5 322.5 資料來源：信達證券研發中心測算 虛擬電廠在峰谷差率較高，電力市場進度較快的省份有望率先上量。從峰谷價差來看，虛擬電廠在峰谷差率較高，電力市場進度較快的省份有望率先上量。從峰谷價差來看，廣東、湖南、海南、重慶、上海、湖北、浙江、河南、江蘇、安徽、山東、天津位于前列，價差超過

92、0.8 元/kWh，其反應這些省市的消納壓力較大，對虛擬電廠的需求迫切。從電力市場化的進度來看，2017 年我國敲定南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅 8 個地區開放電力現貨市場，2019 年上述 8 個市場全面模擬試運行。2021年4月第二批現貨市場公布，上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北6省市被列入。第一批區域市場運行時間長，較為領先。因此綜合來看，我們認為廣東、浙江、山東、四川等地有望成為虛擬電廠率先起量的省份，其產業鏈也有望率先快速發展。圖圖 8：2023 年年 7 月高峰月高峰-低谷電價差低谷電價差 資料來源：儲能與電力市場公眾號，信達證券研發中心 00.2

93、0.40.60.811.21.4廣東（珠三角五市）廣東（江門市）廣東（惠州）湖南廣東（東西兩翼地區）海南重慶上海湖北廣東（粵北山區）浙江河南江蘇江西安徽山東天津陜西（陜西電網）吉林河北南陜西（榆林電網）四川黑龍江遼寧廣西冀北福建內蒙古東貴州山西北京新疆青海云南寧夏甘肅2023年7月 高峰-低谷電價差 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 25 三、三、看好虛擬電廠系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業看好虛擬電廠系統產業鏈投資機會，具有先發優勢企業有望受益有望受益 3.1 看好虛擬電廠上中游環節，當前競爭力在于項目積累與資源優勢看好虛擬電廠上中游環節，當前競爭力在于項目積累與資源優勢 虛擬電廠產業鏈

94、涉及上游基礎資源、中游系統平臺、下游電力需求方。虛擬電廠產業鏈涉及上游基礎資源、中游系統平臺、下游電力需求方。上游基礎資源主要包括可控負荷資源、靈活性資源和工商業儲能設備。中游資源聚合商主要依靠互聯網、大數據等，通過收集整合各方面的數據信息，增強虛擬電廠的統一協調控制能力，是虛擬電廠產業鏈的關鍵環節。產業鏈下游為電力需求方，由電網公司、售電公司和大用戶構成。電網公司作為電網運營商，是電力市場的重要買方，同時也是我國目前虛擬電廠的主要收入來源。從投資角度來看，我們認為從投資角度來看，我們認為 0-1 的過程有望率先起量的是產業鏈的上游資源和中游設備建的過程有望率先起量的是產業鏈的上游資源和中游設

95、備建設。設。目前我國虛擬電廠處于初期階段，按照建設進度來看，我們認為產業鏈發展最先受益的或為上游基礎資源建設如風光、儲能等建設，隨后是平臺建設，包括軟件、硬件、總包等，隨后待電力市場建設完善，商業模式跑通，運營商的利潤有望發生改善。因此在此階段我們認為可以關注產業鏈中游系統平臺建設相關企業。圖圖 9：虛擬電廠產業虛擬電廠產業圖譜圖譜 資料來源：信達證券研發中心 虛擬電廠管理平臺由國家電網建設，虛擬電廠管理平臺由國家電網建設，電力資質是參與虛擬電廠的門檻性壁壘電力資質是參與虛擬電廠的門檻性壁壘。整體來看，虛擬電廠的注冊需要具備相關的資質和條件，包括合法有效的營業執照、電力行業的相應資質以及一定的

96、技術能力，包括電力市場運作、電力負荷預測與調度技術等，以確保虛擬電廠能夠正常運營和提供可靠的電力服務。目前我國虛擬電廠平臺需要國家電網管理，由各地能源局、電力監管機構對參與虛擬電廠工作的電力用戶進行資質審批。因此虛擬電廠參與者的門檻壁壘是資質壁壘。通信系統是虛擬電廠功能的關鍵，具有一定的技術壁壘。通信系統是虛擬電廠功能的關鍵，具有一定的技術壁壘。虛擬電廠主要包括發電系統、儲 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 26 能設備和通信系統三部分構成，其中通信系統是虛擬電廠的核心。虛擬電廠的三部分中，電力終端傳感器和電力通道的差距不大，主要差異在主控系統的技術水平。主控系統更加發達的平臺可以協調更多元素

97、，優化調度方式，實時報價更加精準。靈活性資源聚集依賴高度的數字化技術能力，一方面隨著分布式光伏、分布式儲能、智能充電樁、各類智能負荷（尤其是電力電子類的負荷設備，比如變頻器、開關電源等）的大量并網，對于 10kV 及以下的用戶配電系統的數字化重構是數據采集的技術難點所在。另一方面，以電網資產資源模型、電網拓撲模型、電網兩側模型作為支撐的系統級模型和實時測控數據，是虛擬電廠在用戶配電系統中落地的關鍵。企業的核心競爭力主要為項目積累和先發優勢。企業的核心競爭力主要為項目積累和先發優勢。虛擬電廠的系統平臺對接靈活性資源和電網、電力市場，需要對電力系統有較深刻的理解。并且虛擬電廠現在為0-1的過程，過

98、去的項目經驗可以優化公司的軟件模型，也有望成為公司繼續參與虛擬電廠的“名片”進而形成品牌效應。另外，對于系統的模型來說，收集的數據量關系到模型的準確性，項目積累的越多，數據接受量越多，進而模型的準確性越高，進而有望與其他的競爭者拉開差距。虛擬電廠需要聚合靈活性資源，資源規模影響虛擬電廠的規模。虛擬電廠需要聚合靈活性資源，資源規模影響虛擬電廠的規模。虛擬電廠的資源可以來自自己運營的靈活性資源，比如儲能、分布式能源等，也可以與其他廠家簽訂協議，按照一定比例進行利益分配。虛擬電廠運營商格局尚未形成時，能聚合更多資源的虛擬電廠更容易形成規模效應。表表 14：虛擬電廠建設壁壘及優勢：虛擬電廠建設壁壘及優

99、勢 類型類型 內容內容 壁壘壁壘 資質壁壘 目前我國虛擬電廠平臺需要國家電網管理，由各地能源局、電力監管機構對參與虛擬電廠工作的電力用戶進行資質審批。技術壁壘 虛擬電廠主要包括發電系統、儲能設備和通信系統三部分構成，其中通信系統是虛擬電廠的核心。虛擬電廠的三部分中，電力終端傳感器和電力通道的差距不大，主要差異在主控系統的技術水平。優勢優勢 先發優勢 對于系統的模型來說，收集的數據量關系到模型的準確性，項目積累的越多，數據接受量越多，進而模型的準確性越高，進而有望與其他的競爭者拉開差距。資源優勢 虛擬電廠的資源來自于自己運營的靈活性資源或和其他企業合作分配利潤，能聚合更多資源的虛擬電廠更容易形成

100、規模效應。資料來源：信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 27 四四、投資建議、投資建議 風光發電波動性帶來電力系統靈活性調節需求，虛擬電廠作為一個資源整合的平臺系統，聚合已有的分布式的能源，是具有經濟性的靈活性資源建設。近年來看，中央以及各省都有相關利好政策出臺，我國正處于虛擬電廠 0-1 的發展過程。隨著分布式能源、工商業儲能、電動車的建設，虛擬電廠的可整合的靈活性資源逐漸豐富。各個省份電力市場持續深化推進，虛擬電廠盈利模式有望逐步打通，未來的市場空間廣闊。建議關注率先布局虛擬電廠業務的系統平臺建設企業：四方股份、蘇文電能、安科瑞、建議關注率先布局虛擬電廠業務的系統平臺建設企

101、業：四方股份、蘇文電能、安科瑞、國能日新、東方電子、國網信通、恒實科技、朗新科技、國電南瑞等國能日新、東方電子、國網信通、恒實科技、朗新科技、國電南瑞等 建議關注具有靈活性資源，參與虛擬電廠運營相關企業：芯能科技、特銳德、晶科科建議關注具有靈活性資源，參與虛擬電廠運營相關企業：芯能科技、特銳德、晶科科技等技等 表表 16：虛擬電廠相關標的估值：虛擬電廠相關標的估值 分類分類 股票代碼股票代碼 股票簡稱股票簡稱 市值市值（億（億元）元）歸母凈利潤歸母凈利潤（億元）（億元）PE 2022A2022A 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 2022A2022A 2023E

102、2023E 2024E2024E 2025E2025E 系統平臺建設系統平臺建設方方 601126.SH 四方股份 121.89 5.43 7.08 8.66 10.17 22.44 17.22 14.08 11.99 300982.SZ 蘇文電能 66.01 2.56 4.58 6.19 8.05 25.77 14.40 10.67 8.20 300286.SZ 安科瑞 57.72 1.71 2.40 3.41 4.68 33.83 24.02 16.93 12.32 301162.SZ 國能日新 56.32 0.67 0.97 1.26 1.63 83.96 58.17 44.83 34.

103、47 000682.SZ 東方電子 108.60 4.38 5.61 7.14 8.89 24.77 19.34 15.21 12.22 600131.SH 國網信通 185.67 8.02 9.72 11.35 12.79 23.16 19.10 16.37 14.51 300513.SZ 恒實科技 36.51 0.31 0.73 1.11 1.57 118.72 50.15 32.85 23.27 300682.SZ 朗新科技 210.60 5.14 9.31 12.92 17.08 40.95 22.62 16.30 12.33 600406.SH 國電南瑞 1785.02 64.46

104、74.47 86.85 100.22 27.69 23.97 20.55 17.81 資源運營方資源運營方 603105.SH 芯能科技 65.85 1.92 2.58 3.39 4.28 34.38 25.51 19.40 15.40 300001.SZ 特銳德 188.16 2.72 3.62 5.54 8.56 69.13 51.91 33.99 21.98 601778.SH 晶科科技 130.34 2.09 5.09 7.26 9.76 62.29 25.59 17.96 13.35 資料來源：Wind，信達證券研發中心。注股價截至2023年9月20日.注：四方股份為信達證券預測，其

105、他公司為wind一致預期。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 28 五五、風險因素、風險因素 原材料價格波動風險。原材料價格波動風險。原材料價格波動可能會影響工商業儲能需求，進而影響行業的發展。虛擬電廠建設不及預期虛擬電廠建設不及預期。虛擬電廠給工商業帶來的是質的改變，但虛擬電廠建設處于早期階段，若建設進度不及預期，工商業儲能發展或受到影響。國內外相關政策風險。國內外相關政策風險。若未來國內外宏觀經濟環境及國家相關產業政策發生變化，下游行 業景氣度下降或者相關投資需求下降，將會影響行業發展。市場發展不及預期。市場發展不及預期。本文對工商業儲能等市場空間測算是基于一定前提假設，存在假設條件不成立、

106、市場發展不及預期等因素導致測算結果偏差。Table_Introduction 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 29 研究團隊簡介研究團隊簡介 武浩，新能源與電力設備行業首席分析師，中央財經大學金融碩士，曾任東興證券基金業務部研究員，2020年加入信達證券研發中心，負責電力設備新能源行業研究。黃楷，電力設備新能源行業分析師，墨爾本大學工學碩士，倫敦卡斯商學院金融碩士，3 年行業研究經驗，2022 年加入信達證券研發中心，負責光伏行業研究。曾一赟，新能源與電力設備行業研究助理，悉尼大學經濟分析碩士，中山大學金融學學士，2022 年加入信達證券研發中心，負責電力設備及儲能行業研究。陳玫潔，團隊成員

107、，上海財經大學會計碩士，2022 年加入信達證券研發中心，負責鋰電材料行業研究。孫然，新能源與電力設備行業研究助理，山東大學金融碩士，2022 年加入信達證券研發中心，負責新能源車行業研究。王煊林，新能源與電力設備行業研究助理，復旦大學金融碩士，1 年行業研究經驗，2023 年加入信達證券研究所，負責風電行業研究。李宇霆，團隊成員，澳洲國立大學經濟學碩士，上海財經大學學士，2023 年加入信達證券研發中心，負責光伏行業研究。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 30 分析師聲明分析師聲明 負責本報告全部或部分內容的每一位分析師在此申明，本人具有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券

108、分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。免責聲明免責聲明 信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。本報告由信達證券制作并發布。本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權利與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信達證券不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件

109、提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的完整版本為準。本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，但信達證券不保證所載信息的準確性和完整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假設和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標

110、、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請。在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發放本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責，信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達

111、證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資建議。如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權利。評級說明評級說明 風險提示風險提示 證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏利的可能，也存在虧損的風險。建議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者需自行承擔風險。投資建議的比較標準投資建議的比較標準 股票投資評級股票投資評級 行業投資評級行業投資評級 本報告采用的基準指數：滬深 300 指數（以下簡稱基準）；時間段：報告發布之日起 6 個月內。買入：買入：股價相對強于基準 20以上；看好：看好：行業指數超越基準；增持：增持：股價相對強于基準 520；中性：中性：行業指數與基準基本持平；持有：持有：股價相對基準波動在5%之間；看淡：看淡：行業指數弱于基準。賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。