2023虛擬電廠市場分析、產業鏈及項目案例解析報告.pdf

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1、2 0 2 3 年深度行業分析研究報告ZZpYWYSWmWwV8OdN6MnPnNpNmPiNrRxPjMnNmObRpOoOMYrQsQuOpMpN目錄虛擬電廠總體介紹1虛擬電廠市場分析25虛擬電廠相關產業鏈3虛擬電廠項目案例4什么是虛擬電廠 在傳統的電力系統運行模式下，發電廠是電力的主要來源，發電功率具有一定的調節能力，接受電網統一調度；電力用戶根據自己的用電需求調節用電行為，具有完全自主性，電網無法干預或改變用戶的用電行為。新型電力系統的“源荷互動”：虛擬電廠是在用戶側將可控負荷（例如樓宇空調、充電站、儲能、分布式光伏、蓄冷、蓄熱、燃氣輪機、固定式燃料電池）等多種資源聚合在一起，統一接受

2、電網調度并參與電力交易。電網通過經濟補貼等手段主動改變虛擬電廠的用電行為，當電力供給緊張時可主動減小用電負荷，當電力供給過剩時可主動增大用電負荷，使電力用戶具備“源-荷”雙重身份。虛擬電廠源于1997年Shimon Awerbuch博士的著作虛擬公共設施：新興產業的描述、技術及競爭力。21世紀初，虛擬電廠興起于德國、英國、西班牙、法國、丹麥等歐洲國家。與我國已經發展多年的智能微電網不同的是：虛擬電廠雖然依托智能微電網的分布式發電、儲能等電力資源，但是其主要目的是積極響應電網的市場化調度需求，而非自發自用余電上網。參與主體以聚合商為主，實現了市場交易參與主體與電力設施資產以及用戶的主體分離；同時

3、經濟效益主要依靠服務費形式，而智能微電網的效益主要來自分布式能源發電和儲能的峰谷套利。圖1：虛擬電廠典型構成資料來源：中國電科院，國信證券經濟研究所整理虛擬電廠相關主體 虛擬電廠市場主體分三大部分，服務購買方、市場運營方、服務提供方。服務購買方主要包括電網、新能源電站、提供輔助服務的電力交易主體（調峰電廠、旋轉備用/熱備用）等。市場運營方主要負責負責日常運營，向相關機構提供調用結果等信息。服務提供方以聚合商為主，他們通過先進的控制、通信等技術，通過對一定區域內的分布式電源、儲能系統等的協調控制和優化運行，來實現需求側響應并且收取相關服務費用。服務購買方電網電網供電尖峰階段，利用尖峰電價資金池購

4、買需增需減服務(對應需求響應的填谷削峰業務)來維持電網供需平衡。調峰電廠因故無法完成調峰目標時，購買需增服務以規避調峰輔助服務考核。新能源電站產生棄風棄光時，購買需增服務促進清潔能源消納并獲得相應補貼。旋轉備用/熱備用因故無法完成備用目標時，購買需減服務以規避的備用輔助服務考核。市場運營方電力調度機構與交易機構調度機構負責建設、維護市場技術支持系統，負責市場日常運營，向相關機構提供調用結果等信息。交易機構負責市場成員注冊管理、競價、出清、市場交易信息披露等交易流程管理，并提供電力市場交易結算依據及相關服務。服務提供方虛擬電廠虛擬電廠聚合多種分布式能源資源構成的特殊類型的發電廠，通過先進的控制、

5、通信等技術，實現分布式電源、儲能系統、柔性負荷、電動汽車等分布式單元的協調控制和優化運行。市場主體 功能定位表1：虛擬電廠相關市場主體資料來源：李淑靜等，虛擬電廠關鍵技術及參與電力市場模式設計研究，電測與儀表，2022，59(12):33-40，國信證券經濟研究所整理促 進 節 能 降 耗 和 碳 減 排虛擬電廠的發電能力主要依托安裝分布式可再生能源，同時電動車充電設施也可作為重要的需求側響應資源。政府通過價格政策提供適當的投資經濟性，可促進綠電的發展，以及新能源車的基礎設施建設和消費需求，還可促進建筑領域的節能降耗。提 升 電 網 穩 定 性 節 約 電 網 投 資與其他儲能形式類似，通過虛

6、擬電廠滿足對最大負荷3-5%響應能力，可有效的提升電網在用電高峰時間的調度資源，減少電網在輸變電設施的冗余投資，也可以促進新能源的發展。推 進 電 力 市 場 化虛擬電廠相當于在配網側延伸建立了電力現貨市場，電力用戶以及其交易代理機構，通過市場化的報價，動態響應調度機構的實時需求，是實現全面電力現貨市場的必要環節。發展虛擬電廠的意義與政策“十四五”現代能源體系規劃對虛擬電廠的相關內容2022年3月 國家發展改革委、國家能源局印發“十四五”現代能源體系規劃，其中提到加快推動能源綠色低碳轉型，推動電力系統向適應大規模高比例新能源方向演進。大力提升電力負荷彈性：加強電力需求側響應能力建設，整合分散需

7、求響應資源，引導用戶優化儲用電模式，高比例釋放居民、一般工商業用電負荷的彈性。引導大工業負荷參與輔助服務市場，鼓勵電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷改善生產工藝和流程，發揮可中斷負荷、可控負荷等功能。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）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。力爭到 2025 年，電力需求側響應能力達到最大負荷的3%5%，其中華東、華中、南方等地區達到最大負荷的5%左右。圖2：發展虛擬電廠的意義資料來源：國家發改委，國家能源局，國家電網，國信證券經濟研究所整理圖3：虛擬電廠主要政策資料來源：國家發改委，國家能源局，國信

8、證券經濟研究所整理運營端：虛擬電廠收益相關政策 2021年以來，各省均明確了需求側響應的補貼政策，目前補貼方法均以電量或負荷作為計量單位。以電量為計量單位的地區目前補貼強度約為2-5元/kWh，以電力為計量單位的地區目前補貼強度約為1-20元/kW/次。根據實際運行情況，預計中遠期響應頻次有望達到至少1次/日。目前國內虛擬電廠運營的收入來源主要以需求側響應補償為主，根據國家能源局印發電力現貨市場基礎規則（征求意見稿），鼓勵負荷聚合商、虛擬電廠等新興市場主體參與交易，虛擬電廠盈利方式有望逐步多元化。2 2-5 5元元/kWh/kWh電 量 計 價負 荷 容 量 計 價1 1-2020元元/kW/

9、kW/次次添加標題添加標題添加標題題添加標題啊啊廣西 2021.12山東 2022.6廣東 2022.4湖北 2021.6重慶2022.4 四川 2023.4添加標題啊啊海南 2023.6云南 2023.4圖5：各地虛擬電廠試點時間資料來源：各地區發改委，國信證券經濟研究所整理圖4：需求側響應補貼標準資料來源：各地區發改委，國信證券經濟研究所整理表2：我國多省市需求側響應政策資料來源：各省市發改委、北極星電力網，國信證券經濟研究所整理運營端：虛擬電廠收益相關政策省份時間文件名稱主要內容湖北2021年6月湖北省電力需求響應實施方案（試行）日前響應：每天不多于2次，每次持續時間不低于1小時，每日累

10、計時間不超過4小時。響應補貼標準最高為20元/千瓦。日內響應：每天不多于2次，每次持續時間不低1小時，每日累計時間不超過4小時。響應補貼標準最高為25元/千瓦。廣西2021年12月廣西電力市場化需求響應實施方案（試行）暫定響應價格上限為2.5元/千瓦時（注：少用1度電最多可獲得2.5元補償），電力用戶月度分攤需求響應市場損益上限為0.01元/千瓦時（注：月度分攤電費上限為0.01元/千瓦時)。重慶2022年4月2022年重慶電網需求響應實施方案（試行）削峰響應：工業用戶為10元/千瓦/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、凍庫等用戶為15元/千瓦/次；填谷響應：1

11、元/千瓦/次。廣東2022年4月廣東省市場化需求響應實施細則（試行）日前邀約：申報價格上限為3.5元/kWh，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5元/kWh，虛擬電廠申報可響應容量下限0.3MW。山東2022年6月2022年全省電力可中斷負荷需求響應工作方案緊急型需求響應:容量補償：第一檔不超過2元/千瓦月，第二檔不超過3元/千瓦月，第三檔不超過4元/千瓦月。電能量補償：根據實際響應量和現貨市場價格確定。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確定。四川2023年4月關于四川電網試行需求側市場化響應電價政策有關事項的通知需求側市場化響應

12、以每小時可響應容量為交易標的，需求響應價格的上下限暫定為3元/千瓦時和0元/千瓦時，后期可視市場運行情況調整。云南2023年4月2023年云南省電力需求響應方案實時響應補貼：全年統一2.5元/千瓦時，每天不多于3次，每次不超過3小時。削峰類：0-5元/千瓦時、填谷類：0-1元/千瓦時。海南2023年6月海南省2023年電力需求響應實施方案（試行）在日前邀約模式下，市場主體通過“報量報價”方式，競價參與市場出清，依據出清結果執行響應并獲得相應補償，補償標準為每度電0.3元。在日內緊急響應模式下，市場主體只需要“報量”并執行響應，即可獲得固定補償每度電0.3元。運營虛擬電廠的盈利來源電力設施的容量

13、電價/補貼虛擬電廠所投資的儲能、充電樁可根據安裝容量獲得容量電價（或補貼）。例如按照直流或者交流充電樁并網容量（kW)一次性補貼。分布式發電的電價收益虛擬電廠所安裝的分布式發電系統，可通過自發自用和余量上網來獲得電費收益。例如，分布式光伏上網電量0.3元/kWh；其他分布式發電可作為自發自用，電量價格參考當地電力售價。謝響應調度獲得服務費虛擬電廠通過需求側響應為市場提供各種輔助服務獲得服務費用，未來甚至可直接參與電力交易。廣東省市場化需求響應補貼：日前邀約，價格上限3.5元/kWh，周內中標時段，價格上限5元/kWh。圖6：虛擬電廠盈利來源資料來源：南方電網、中國電科院，圖片來自陽光電源、盛弘

14、股份官網，國信證券經濟研究所整理海外虛擬電廠發展歷程20002005201020132016201720212022德國、荷蘭、西班牙等五國啟動全球首個虛擬電廠項目VFCPP美國頒發能源政策法案，大力支持對需求響應的建設。美國頒發需求響應國家行動計劃。將需求響應上升到國家層面。虛擬電廠開始在歐洲大規模商業化應用。Next Kraftwerke建設VPP。紐約州Con Edison公司開始啟動CEVPP計劃，首次探索虛擬電廠。美國Green Mountain Power公司搭建虛擬平臺，接入2000余個家庭用戶。美國Tesla與PE&G在加州推出了虛擬電廠測試。截至2022年年底，德國虛擬電廠運

15、營商Kraftwerke公司共運營超過1.53萬個分散式能源單位，管理容量達12294MW。英國等8國啟動FENIX項目，首個適合歐洲電力系統的虛擬電廠模型。以德國，波蘭為首的國家啟動WEB2ENERGY項目。截至2020年，北美地區1000MW虛擬電廠，主要在美國。目前美國已在14個聯邦州建成20個試點項目。圖7：海外虛擬電廠建設進展資料來源：中國電科院，國信證券經濟研究所整理國內外虛擬電廠實踐對比分析地點時間工程主要場景主要響應資源特點江蘇2016年至今”大規模源網荷友好互動系統“、大規模源網荷示范工程需求響應、新能源消納等可中斷/可調節負荷源-網-荷控制系統、國內規模最大浙江2020年至

16、今麗水虛擬電廠、寧海虛擬電廠試點項目、寧波離網光儲系統式虛擬電廠等需求響應、削峰填谷等儲能設施、充電樁、居民、樓宇等國內單次響應體量最大上海2017年至今城區（黃浦）商業建筑需求側管理示范項目、虛擬電廠運營項目試點等商業樓宇能源管理、削峰填谷等工商業負荷、儲能等以商業樓宇為主的虛擬電廠體系冀北2019年至今冀北泛在電力物聯網虛擬電廠示范工程等新能源消納、廣域需求響應等光伏、電采暖等多主體參與深圳2022年至今深圳虛擬電廠管理中心需求響應、削峰填谷等分布式儲能、充電站等接入負荷類型最全、直控資源最多、應用場景最全 國外虛擬電廠示范工程起步于2005年前后，已積累大量運營數據和運行經驗，目前已進入

17、成熟運行階段。國內虛擬電廠自2016年開始陸續啟動示范，江蘇、浙江、廣東、冀北等地均開展了較長時間示范測試。與國外虛擬電廠實踐相比，國內示范以負荷側資源調節為主，聚合類型仍較少；市場機制仍處于探索階段，電力現貨機制尚待完善；商業模式仍處于前期探索階段，收益模式以低頻次的邀約式需求側響應為主。我們認為，2023-2024年是國內虛擬電廠商業模式探索的關鍵時期，相關示范項目的運行數據積累將為虛擬電廠的長期發展奠定寶貴基礎。表3：各省市虛擬電廠試點情況資料來源：各省區市電網公司，國信證券經濟研究所整理虛擬電廠的建設單位成本分析 虛擬電廠聚合工商業、居民客戶等用戶側資源參與調度響應，可以提升系統靈活調

18、節能力，減小電力平衡壓力。在電網用電高峰或低谷時段，虛擬電廠根據邀約指令或輔助服務市場交易計劃安排，調用可調節負荷、儲能、分布式能源等。綜合來看，不同配置形式的虛擬電廠建設成本各異，以分布式電源為主的，單位容量投資成本在1500-2500元/kW左右，以獨立儲能系統為主的，單位kWh的投資成本在1000元以上，以充電站為主的，單位kW建設成本在2000元以上；而單純以可控負荷響應需求的，城市建筑類投資相對較小。分布式光伏1500-2000元/kW光伏電站2000-2500元/kW可控負荷與通信可控負荷包括蓄冷、蓄熱、空調、電熱泵、造雪等，成本各異，但整體來看相對其他電力設施投資較小。鋰電池儲能

19、系統1300-1500元/kWh充電樁設施2500-3500元/kW圖8：虛擬電廠不同主體動態響應特征資料來源：王宣元等，虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐，電力系統自動化，2022，46(18):158-168，國信證券經濟研究所整理圖9：虛擬電廠不同硬件建設成本資料來源：Solarzoom、鑫欏鋰電、盛弘股份，國信證券經濟研究所整理并估算電力響應需求的相關政策梳理發布時間文件名稱虛擬電廠相關描述2021.5南方電網公司建設新型電力系統行動方案（2021-2030年）白皮書南方電網公司預測，“十四五”和“十五五”全社會最大負荷年均增長率不低于6.5%、3.5%。南方電網正在制定適應抽

20、水蓄能、新型儲能、虛擬電廠等新興市場主體參與的交易機制，激勵各類電力市場主體挖掘調峰、填谷資源，引導非生產性空調負荷、工業負荷、充電設施、用戶側儲能等柔性負荷主動參與需求響應。到2030年，南方電網將實現全網削減5%以上的尖峰負荷。2021.7國家電網公司構建以新能源為主體的新型電力系統行動方案(2021-2030年)擴大可調節負荷資源庫。推動各省出臺需求響應支持政策和市場機制，通過市場機制合理分配成本和收益。配合政府編制有序用電方案，達到最大負荷20%以上且覆蓋最大電力缺口。到2025年、2030年，可調節負荷容量分別達到5900萬、7000萬千瓦。2022.3國家發改委、能源局印發“十四五

21、”現代能源體系規劃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）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。力爭到 2025 年，電力需求側響應能力達到最大負荷的3%5%，其中華東、華中、南方等地區達到最大負荷的5%左右。2023.5電力需求側管理辦法（征求意見稿）、電力負荷管理辦法（征求意見稿）支持可調節負荷、新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調負荷等需求側資源，以負荷聚合商或虛擬電廠等形式參與需求響應，支持地方電網、增量配電網、微電網開展需求響應。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

22、上。2023.6新型電力系統發展藍皮書新能源跨領域融合、負荷聚合服務、綜合能源服務等貼近終端用戶的新業態新模式不斷涌現，分散化需求響應資源進一步整合，用戶側靈活調節和響應能力提升至5%以上，促進新能源就近就地開發利用和高效消納。表4：關于響應能力的相關政策資料來源：國家能源局，國家電網，南方電網，國信證券經濟研究所整理并估算通信軟硬件基礎設施建設與后服務 虛擬電廠通信網絡架構是以現有的電力通信網絡資源為基礎，融合原有的需求響應、負荷管理等業務系統，高頻采集臺區數據、分布式電源和電動汽車充電站監控等多源、多種類的數據。虛擬電廠建設包括硬件改造與軟件系統平臺兩部分，其中硬件部分主要用于對空調、充電

23、樁、儲能、分布式光伏等主要設備的通訊協議和采集端口改造，具體包括智能電表、采集終端、負荷控制終端、通信網關、交換機等，在虛擬電廠中扮演“神經末梢”的作用，負責信息的收集、傳遞、處理、計算等功能；軟件系統是虛擬電廠的“大腦”，負責系統控制策略的制定以及與調度、交易系統的信息交互。智能電表智能控制終端通信網關圖10：虛擬電廠通信網絡結構資料來源：汪莞喬等，虛擬電廠通信網絡架構及關鍵技術研究展望，電力系統自動化，2022，46(18):15-25，國信證券經濟研究所整理 圖11：虛擬電廠主要底層硬件資料來源：南方電網公司，國信證券經濟研究所整理 目錄虛擬電廠總體介紹1虛擬電廠市場分析25虛擬電廠相關

24、產業鏈3虛擬電廠項目案例4圖12：虛擬電廠全產業鏈資料來源：36氪，國信證券經濟研究所整理虛擬電廠產業鏈 虛擬電廠的上游基礎資源主要包括可調負荷、分布式電源和儲能設備。中游資源聚合商主要依靠互聯網、大數據等，整合、優化、調度、決策來自各層面的數據信息，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。虛擬電廠投資機會主要出現在上游和中游，上游中分布式電源和儲能是用戶側發揮調節能力的基礎設施，中游的系統平臺與服務供應商和運營商是保證電廠長期穩定運行、獲得持續收益的關鍵。上游：基礎資源可控負荷工業 商業和公共建筑可控負荷充電樁/蓄

25、熱/蓄冷/電熱泵/空調分布式能源光伏 風電燃氣發電氫燃料電池儲能氫能 電化學儲能 飛輪儲能 液流儲能 中游：系統平臺下游：電力需求方電網公司售電公司大用戶獨立售電公司擁有配網運營權的售電公司電網領域的售電公司工業企業商業用戶大型發電企業蒙西電網、增量配電網虛擬電廠市場空間測算（資本開支）根據中電聯和中商情報網預測，到2025年我國用電最大負荷將達到16.3億千瓦，到2030年最大負荷將達到18.9億千瓦。建設端：根據相關文獻和已有示范項目情況，考慮大規模應用后的降本，按照500元/kW建設成本（包含軟硬件、含儲能不含分布式光伏）、響應能力達到最大用電負荷3%-5%估計，2025年虛擬電廠改造市

26、場空間將達到245-408億元。我們認為三類企業可能深度參與虛擬電廠的建設，并成為聚合商。首先是從事綜合能源建設和服務的企業，其次是傳統的分布式可再生能源運營商，第三類是電力軟件企業。假設參考值2025年最大負荷16.3億千瓦2030年最大負荷18.9億千瓦需求側響應能力3%-5%建設成本500元/kW2025年市場空間245-408億元2030年市場空間284-473億元綜 合 能 源 企 業從虛擬電廠的建設能力來看，從事綜合能源建設的軟硬一體交付能力的企業，可從解決方案和運營兩個方面參與市場。分 布 式 運 營 商電 力 軟 件 企 業從虛擬電廠的資源獲取來看，分布式光伏、獨立儲能電站、充

27、電樁運營為核心資源，未來相關專業化運營商在虛擬電廠市場擁有較強競爭力。從虛擬電廠的技術要求來看，對電力調度、新能源功率預測、電力交易等具備軟件技術實力的企業，能夠有效為虛擬電廠運營業務賦能，提升投資效益。表5：虛擬電廠建設端累計市場空間估算（億元）資料來源：中電聯，國家電網，國信證券經濟研究所預測整理 圖13：虛擬電廠聚合商參與企業類型資料來源：中電聯，國信證券經濟研究所預測整理 運營端：通過參與各類電力交易獲得持續收益 以分布式電源、可調負荷或儲能為主的虛擬電廠，可以通過市場化的方式響應系統運行中的各類調節需求。從當前交易類型看，我國虛擬電廠可參與的交易類型包括調峰輔助服務、需求側響應等；從

28、遠期看，可參與的交易類型還包括電力現貨、中長期交易、調頻/調壓輔助服務、金融衍生品等。從我國虛擬電廠當期可參與的交易品種看，需求側響應具有較高的單位價值量。虛擬電廠運營商通過參與各類電力交易獲取額外收益，而對于虛擬電廠下屬各類用電用戶通過與其他用戶聚合可以降低綜合用能成本。表6：虛擬電廠參與電力市場交易品種資料來源：李淑靜等，虛擬電廠關鍵技術及參與電力市場模式設計研究，電測與儀表，2022，59(12):33-40，國信證券經濟研究所整理時期市場交易品種虛擬電廠參與優勢當期品種峰谷電價0.7-1元/kWh具有較強的調節能力，可發揮虛擬電廠中的源、荷、儲等各類單元特性，以市場化手段適應不同的系統

29、需求。調峰輔助服務0.1-0.2元/kWh需求側響應2-5元/kWh備用替代調峰-遠期品種中長期雙邊、集中交易參考市場化電價與其他市場主體相比除具有調節能力外，還具有互補、消除波動性、協調優化等優勢合同轉讓交易-與傳統火電企業相比具有邊際成本優勢，與新能源發電企業相比具有調節和預測優勢現貨交易參考市場化電價具有較強的調節能力，最大程度優化交易和執行空間調頻、調壓等輔助服務-可協調發揮多種參與單元的快速響應優勢綠證交易、金融交易、基于區塊鏈的交易等-利用調節和更好的預測能力獲取市場優勢，利用區塊鏈去中心化，智能合同等開展市場化交易圖14：虛擬電廠電力交易體系資料來源：王宣元等，泛在電力物聯網下虛

30、擬電廠運營機制及關鍵技術，電網技術，2019，43(09):3175-3183，國信證券經濟研究所整理虛擬電廠市場空間測算（運營收益）自投分布式光伏峰谷套利5-9%自發自用余量上網5-9%N.A.自投儲能LOREM自投充電站收益在原業務基礎上增加5-20%收益在原業務基礎上增加5-10%單次度電響應收費2-5元/kWhN.A.自有負荷單次度電響應收費2-5元/kWh基礎業務全投資IRR虛擬電廠響應收益 虛擬電廠的運營收益可以分為兩種情況：一、投資建設運營（重資產）；二、聚合商（輕資產）。投資建設運營：虛擬電廠的核心負荷來自分布式電源和儲能，因此可根據所在地區投資分布式電源或者儲能的經濟性指標來

31、測算。聚合商是輕資產運營模式，通過與存量的分布式電力、儲能、電動車充電站或者其他可控負荷簽署協議，將對方的負荷資源納入統一的軟件平臺進行調度和結算。其經濟性取決于雙方商務協商的結果。企業自主投資的分布式光伏、工商業儲能和充電樁，如果加入虛擬電廠后，可以在原來峰谷套利模式和可再生能源發電的收益的基礎上，額外獲得響應尖峰負荷的收益，同時將這部分收益與虛擬電廠的運營方進行分享。虛擬電廠聚合商在增量收益上，與投資商協商利益分享機制圖15：虛擬電廠運營端收益模式資料來源：分時電價政策數據來自河南發改委，國信證券經濟研究所整理與測算虛擬電廠市場空間測算（運營端）根據運營端：僅考慮負荷側響應，度電補貼按照3

32、元/kWh考慮，95%以上尖峰負荷時長按照50h估計，則2030年負荷側響應補貼市場空間將達到142億元。實際上，遠期運營端通過參與輔助服務、容量服務、現貨交易等方式收益預計高于上述估算值。假設參考值2025年最大負荷16.3億千瓦2030年最大負荷18.9億千瓦需求側響應能力3%-5%年度尖峰負荷時長50h補貼標準3元/kWh2030年市場空間85-142億元010203040506070安徽河北湖南江西湖北冀北北京江蘇河南山東天津山西福建上海浙江圖16：2021年我國部分地區95%以上尖峰負荷持續時間資料來源：中國電科院，國信證券經濟研究所整理表7：虛擬電廠市場空間：運營端資料來源：中電聯

33、，國家電網，國信證券經濟研究所整理目錄虛擬電廠總體介紹1虛擬電廠市場分析25虛擬電廠相關產業鏈3虛擬電廠項目案例4相關上市公司全覽 虛擬電廠相關上市公司根據涉及的主要業務環節可分為硬件與基礎設施、軟件平臺、建設及運營三大類。硬件及基礎設施類公司負責智能電表、智能用電信息采集終端、智能網關、傳感器等各類一次設備的生產銷售；軟件平臺類公司負責虛擬電廠系統平臺建設，在軟件開發方面具有較強實力；建設與運營類公司負責虛擬電廠項目EPC和后端運營，主要扮演運營商的角色。隨著虛擬電廠行業需求迎來拐點，相關上市公司正在補足能力短板，未來有望形成一批兼備軟硬件開發制造能力和運營能力的建設-運營一體化企業。表8：

34、虛擬電廠產業鏈相關上市公司整理資料來源：各公司公告，國信證券經濟研究所整理 所屬環節上市公司名稱虛擬電廠相關業務概況硬件與基礎設施類安科瑞能效管理產品及系統、企業微電網、電量傳感器炬華科技智能電表、采集終端、傳感器海興電力智能電表、智能用電終端、智能網關、一二次融合成套設備、智能配電終端等林洋能源智能電表、用電信息采集系統威勝信息智能電表、感知技術、通信技術軟件平臺類國能日新虛擬電廠智慧運營管理系統、虛擬電廠運營業務東方電子建成全國首個區域級虛擬電廠平臺朗新科技構建自有的能源互聯網平臺、開展能源需求側的服務和運營恒實科技目前正在構建虛擬電廠交易運營平臺、公司南方總部未來將聚焦于深圳區域的虛擬電

35、廠業務發展國網信通打造“源網荷儲充”一體化運營平臺國電南瑞首套省級虛擬電廠運營管控系統南網科技公司推出的“源網荷儲智慧聯動平臺”應用于省級調度側虛擬電廠平臺、園區級虛擬電廠項目等場景。建設與運營類蘇文電能EPCO一站式供用電服務商澤宇智能電力咨詢設計、系統集成、工程施工及運維的一站式智能電網綜合服務商南網能源為客戶能源使用提供診斷、設計、改造、綜合能源項目投資及運營維護等一站式綜合節能服務芯能科技公司在2021年建成“網荷光儲充智能微網”小型分布式虛擬電廠安科瑞：微電網系統解決方案龍頭，深耕用戶側多年有望迎來收獲 公司主要從事于中低壓企業微電網能效管理所需的設備和系統的研發、生產、銷售及服務，

36、是一家硬件生產與軟件開發相結合的高新技術企業與軟件企業。公司產品包括企業微電網能效管理系統及產品和電量傳感器等，從電量傳感器、電力測控與保護裝置到邊緣計算網關、云平臺，形成了“云-邊-端”完整的產品生態體系。2022年，公司推出AcrelEMS能效管理平臺（EMS2.0）實現產品平臺化，打破信息孤島、實現互聯互通；EMS3.0在EMS2.0平臺的基礎上并入光儲充平臺，真正實現源網荷儲充一體化柔性控制。目前，EMS 3.0平臺已完成產品研發架構，功能正在逐步完善。2022年公司企業微電網相關產品和系統收入達到9.00億元，占公司營收占比達到88.4%，公司綜合銷售毛利率達到46.2%。圖17：公

37、司EMS能效管理系統平臺結構資料來源：公司官網，國信證券經濟研究所整理圖18：公司歷年營業收入結構（單位：百萬元）資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 3124194589011022829329779167991840455156748810630642010147101302004006008001,0001,20020182019202020212022電力監控及變電站綜合檢測系統能效管理產品及系統消防及用電安全產品企業微電網-其他電量傳感器用戶端智能電力儀表其他東方電子：南網區域調度系統龍頭，建成全國首個區域級虛擬電廠 公司于20世紀80年代初進入電力自動化領域，不斷推動信息技術

38、在行業的應用。歷經數十年發展，公司及旗下子公司的產品體系已覆蓋智能電網“發、輸、變、配、用”電全環節，培育出調度自動化、變電站智能輔助監控系統、配電自動化、虛擬電廠、綜合能源等產品和解決方案，在電力行業“源-網-荷-儲”等環節形成完整的產業鏈布局。公司已完成國內規模最大的南方電網虛擬電廠建設和上線市場化運營，是全國首個區域級虛擬電廠；參與國網湖北綜合能源公司虛擬電廠建設，并完成虛擬電廠業務的區塊鏈能力引擎研發和應用。公司“粵能投”虛擬電廠管理平臺項目被授予中國電力技術市場2022年綜合智慧能源優秀示范項目獎牌。圖19：公司主要業務及產品資料來源：公司公告，國信證券經濟研究所整理 圖20：公司歷

39、年營業收入結構（單位：百萬元）資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 1,2231,4051,7881,0371,2101,38350064979417114116548831435605001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000201920202021電網自動化電能信息管理系統及終端信息管理及電費計量系統能源管理系統其他業務國能日新：新能源功率預測龍頭，依托技術優勢快速布局虛擬電廠 公司是服務于新能源行業的軟件和信息技術服務提供商，主要面向電力市場主體提供新能源信息化產品及相關服務，產品主要以新能源發電功率預測產品為核心，以新能源并網智

40、能控制系統、電網新能源管理系統為輔助，以電力交易、智慧儲能、虛擬電廠相關創新產品為延伸和拓展。公司的產品和服務已實現覆蓋新能源電力管理“源、網、荷、儲”的各個環節，實現客戶對新能源電力“可看見、可預測、可調控”的管理要求。公司目前在虛擬電廠業務方面主要以虛擬電廠智慧運營管理系統和虛擬電廠運營業務兩種方式進行。2022年6月，公司設立控股子公司國能日新智慧能源（江蘇）有限公司，重點拓展虛擬電廠運營業務。2023年7月公司發布向特定對象發行A股股票預案，公司擬募集資金不超過8.64億元用于微電網及虛擬電廠綜合能源管理平臺、多應用場景下電力交易輔助決策管理平臺、新能源數智一體化研發平臺建設。圖21：

41、公司主要業務和產品示意圖資料來源：公司公告，國信證券經濟研究所整理 圖22：公司歷年營業收入結構（單位：百萬元）資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 1001151622602917365521114205427111629184660501001502002503003504002018201920202022新能源發電功率預測產品新能源并網智能控制系統電網新能源管理系統新能源電站智能運營系統其他收入其他業務恒實科技：虛擬電廠先行者，重點布局南方區域 公司是國內領先的數字能源、通信技術服務及智能物聯應用解決方案提供商及運營商，致力于用先進的物聯網大數據技術為電力、通信、城市管理和農業等

42、基礎行業實現數字化轉型升級提供全方位的服務支撐。公司在虛擬電廠領域未來規劃的身份是能源聚合商、平臺與技術提供商和運營商，已在冀北、湖南、深圳等省市落地實施了虛擬電廠項目。公司目前正在構建虛擬電廠交易運營平臺，截止2022年末，項目已完成立項、技術研究、開發及測試工作。2023年2月，公司成立了全資子公司深圳恒實盛景科技有限責任公司，定位為公司的南方總部。在數字能源板塊，南方總部將聚焦于深圳區域的虛擬電廠業務發展，積極參與建設深圳區域園區及商業樓宇綜合能源系統和深圳的負荷側虛擬電廠。圖23：公司主要業務與產品資料來源：公司公告，國信證券經濟研究所整理 圖24：公司歷年營業收入結構（單位：百萬元）

43、資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 435527622570623298395356398311891081101451239412713581911752471953111502004006008001,0001,2001,4001,60020182019202020212022系統集成業務通信網絡設計軟件銷售及開發技術服務業務其他業務朗新科技：能源數字化/互聯網領軍企業，客戶資源豐富 朗新科技是能源行業領先的科技企業，一直服務于電力能源消費領域，以B2B2C的業務模式，聚焦“能源數字化+能源互聯網”雙輪驅動發展戰略。一方面，公司深耕能源行業，通過完整的解決方案，幫助國家電網、南方電

44、網、能源集團等客戶實現數字化升級，沉淀中臺能力和平臺產品，助力新型電力系統建設；另一方面，公司通過構建自有的能源互聯網平臺，攜手戰略合作伙伴，開展能源需求側的服務和運營，通過聚合分布式光伏、電動汽車、中小工商業、居民端等需求側資源，為終端用戶構建多種能源服務新場景，實現電力能源的供需互動和資源優化配置，促進終端能源消費電氣化和電力市場化的發展。2022年公司能源運營業務全面推進并取得高速發展，通過分布式光伏電站、充電樁、儲能、工商業客戶等資源聚合，參與多省的市場化售電、電力輔助服務及需求側響應、綠電聚合交易，截至2022年底，公司已在十幾個省份獲得售電牌照，并在江蘇、四川、廣東、深圳等省市獲得

45、需求響應或虛擬電廠資質，年度電力交易合約突破2.3億度，簽約參與聚合調度的容量超75MW，聚合綠電交易的光伏電站超820座。表9：公司主要業務資料來源：公司公告，國信證券經濟研究所整理 主要業務主要內容能源數字化燃氣行業為華潤燃氣、中國燃氣等大型燃氣企業提供核心系統解決方案電力能源行業物聯采集平臺、負荷管理平臺、營銷大數據、電網充電樁代運營、營銷業務運營、綜合能源運營等能源互聯網(正在開展市場化售電、綠電交易、需求響應、光儲充一體化等業務實踐)能源供給端“新耀光伏云平臺”為分布式光伏電站等提供軟件產品和 SaaS 服務，提高電站 發電效率，實現降本增效能源需求端家庭能源消費領域通過與支付寶等入

46、口合作，構建生活繳費場景車主能源消費領域打造聚合充電服務平臺“新電途”工商業領域公司以能源物聯網平臺和大數據分析技術為支撐，通過為社區園區、工商業客戶提供能耗監測、能源管理、智慧節能等平臺或系統，提高客戶用電效率智能終端業務互聯網電視智能終端圖25：公司歷年營業收入結構（單位：百萬元）資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 1,4091,8882,5492,3335768251,0171,2598875518507129712322424805001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,0002019202020212022軟件服務運營服務智能終

47、端其他主營業務南網科技：電網智能化綜合服務商，源網荷儲平臺滿足各類需求 公司是南方電網公司旗下唯一科技和產品類上市公司，公司以電源清潔化和電網智能化為主線發展主營產品，為適應新型電力系統的發展方向，公司逐步發展出技術服務和智能設備的兩大業務體系。公司依托強大的研發實力、深厚的技術積淀和完整的軟硬件產品序列，圍繞電力生產構建源網荷儲智慧聯動平臺，打通能源產供儲銷環節，服務電網調度機構實施靈活性資源調控，助力工商業園區開展能量管理并參與電力市場。公司可面向不同客戶提供平臺級、終端級、資源級產品及服務。截至目前，公司的源網荷儲智慧聯動平臺已應用于省級調度側虛擬電廠平臺、園區級虛擬電廠、新能源車充換電

48、平臺等場景。圖26：公司源網荷儲智慧聯動平臺系列產品及服務資料來源：公司公告，國信證券經濟研究所整理 圖27：公司歷年營業收入結構（單位：百萬元）資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 112 64 288 191 325 95 184 244 313 353 5 41 162 212 335 1 30 142 228 245 40 101 186 296 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 20182019202020212022儲能系統技術服務試驗檢測及調試服務智能配用電設備智能監測設備機器人及無人機智光電氣：軟硬件產品兼備，

49、綜合能源業務布局多年 公司主營業務為數字能源技術與產品和綜合能源服務兩大類，同時公司將戰略投資及產業投資打造為重要的業務之一?！笆奈濉逼陂g，公司計劃以儲能規?；l展為重點，以綜合能源技術引領為核心，以戰略、產業投資為推動，致力于打造“產品+服務+投資”的可持續性發展模式，努力使公司成長為具有領先地位的數字能源技術與綜合能源服務提供商。公司在綜合節能服務、電力設施運維、電力工程建設、電力銷售、光伏新能源等業務領域深耕發展；構建了以華躍電力為核心的總承包平臺、以廣州智光用電服務為核心的工程施工平臺、以智有盈為核心的運維平臺，實現業務的全面平臺化升級。公司未來將以微網與分布式能源開發、新能源電站開

50、發、綜合節能技術、分布式儲能等為業務抓手，通過為各類園區與聚合型客戶提供綜合能源服務，并在此基礎上探索虛擬電廠業務商業模式。圖28：公司主營業務結構圖資料來源：公司公告，國信證券經濟研究所整理 圖29：公司歷年營業收入結構（單位：百萬元）資料來源：Wind，國信證券經濟研究所整理 1,7321,5341,2951,1761,5579711,02084771479405001,0001,5002,0002,5003,00020182019202020212022電氣設備綜合能源服務目錄虛擬電廠總體介紹1虛擬電廠市場分析25虛擬電廠相關產業鏈3虛擬電廠項目案例4虛擬電廠收益分析：案例一 虛擬電廠各

51、參與主體在虛擬電廠的統一代理運營下，內部分布式機組、儲能可為負荷供應電能，同時儲能和柔性負荷可通過需求側響應提供輔助服務。通過虛擬電廠統一運營，實現了削峰填谷的作用，并且典型日內各類主體參與虛擬電廠后其收益均增加，虛擬電廠運營商也可獲得相應收益。采用虛擬電廠運營模式后，虛擬電廠運營商及組成單元單日電力交易增量凈收入4.73萬元，按照每年200天參與輔助服務估計，全年電力交易凈收入946萬元。光伏、儲能和系統投資估算合計0.4億元，投資回收期約為4.5年。圖30：虛擬電廠典型日運行情況資料來源：王宣元等，泛在電力物聯網下虛擬電廠運營機制及關鍵技術，電網技術，2019，43(09):3175-31

52、83，國信證券經濟研究所整理表10：虛擬電廠運營前后主體成本、收益對比（萬元）資料來源：王宣元等，泛在電力物聯網下虛擬電廠運營機制及關鍵技術，電網技術，2019，43(09):3175-3183，國信證券經濟研究所整理主體類型傳統模式虛擬電廠統一運營模式成本收益成本收益分布式電源0.006.882.1011.47柔性負荷49.100.0044.235.91儲能0.000.000.761.25虛擬電廠運營商0.000.0042.4844.23虛擬電廠收益分析：案例二 考慮區域級大型虛擬電廠，假設接入各類響應能力200萬千瓦，則總建設成本5.36億元（包括儲能建設成本2.46億元），年運行維護開支

53、0.2億元。按照提取代理服務費、賺取調頻服務費兩種方式核算，年收益為1.255億元，考慮年運行維護成本0.2億元，投資回收期為5.08年。表11：虛擬電廠投資費用測算資料來源：中國電科院，國信證券經濟研究所整理 注：（儲能建設容量，按照最大調頻容量5萬千瓦，年均運行小時數1000小時計算，平均每天的放電能力需要達到5萬千瓦*（1000小時/365天）=13.69萬千瓦時/天）序號費用類型單價數量小計（億元）1平臺建設費500萬元/套1套0.052工業企業日前級資源接入與監測0.01萬元/千瓦150萬千瓦1.53工業企業小時級資源接入與監測0.02萬元/千瓦30萬千瓦0.64商業分鐘級資源接入與

54、監測0.05萬元/千瓦15萬千瓦0.755儲能建設0.18萬元/千瓦時13.69萬千瓦2.46合計5.36表12：虛擬電廠投資收益測算資料來源：中國電科院，國信證券經濟研究所整理序號收益類型響應容量（萬千瓦）單價（元/千瓦時）單次響應時長響應次數提成比例小計（億元）1日前級資源（傳統需求響應市場）15044小時1020%0.482小時級資源（傳統需求響應市場）3082小時1020%0.0963分鐘級資源（傳統需求響應市場）15151小時1020%0.0454基于調峰輔助服務市場的互動收益600.28小時20020%0.3845調頻服務50.510001100%0.25合計1.255虛擬電廠收益

55、分析：案例三 根據2023年四川省電力需求側市場化響應實施方案，考慮某區域級虛擬電廠A參與需求側響應。虛擬電廠A在日前中標響應容量10萬千瓦、出清價格2元/千瓦時、響應時段為：15:00-16:00、16:00-17:00、17:00-18:00。假設虛擬電廠A在當日三個時段實際響應負荷分別為15萬千瓦、10萬千瓦、6萬千瓦，則預計響應收益為51.4萬元。根據四川省要求，市場主體要形成四川電網最大用電負荷5%左右的需求側市場化響應能力。根據四川電網公司測算，通過供給側的方式削減這5%的高峰負荷，電廠及配套電網建設投入約為400億元，但是達到同等效果建設用戶側儲能僅需投入約100億元，實施需求側

56、響應僅需約10億元/年。表13：需求側響應收益測算數據來源：2023年四川省電力需求側市場化響應實施方案，國網四川電力，國信證券經濟研究所整理響應時段實際響應負荷有效響應容量響應費用考核費用響應收益15:30-16:0015萬千瓦13萬千瓦中標響應容量10萬千瓦*110%+（實際響應負荷15萬千瓦-中標響應容量10萬千瓦*110%）*0.526萬元有效響應容量13萬千瓦*1小時*2元/千瓦時026萬元（響應費用-考核費用）16:00-17:0010萬千瓦10萬千瓦20萬元有效響應容量10萬千瓦*1小時*2元/千瓦時020萬元（響應費用-考核費用）17:00-18:006萬千瓦6萬千瓦12萬元有效響應容量6萬千瓦*1小時*2元/千瓦時6.6萬元（中標響應容量10萬千瓦*90%-有效響應容量6萬千瓦）*1.1*2元/千瓦時5.4萬元（響應費用-考核費用）合計58萬元6.6萬元51.4萬元