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电力设备 /行业深度分析报告 / 2023.08.18 请阅读最后一页的重要声明虚拟电厂顺应电力改革趋势，2030市场空间有望超600亿元证券研究报告投资评级看好维持最近12月市场表现分析师张一弛 SAC证书编号S0160522110002 zhangyc02ctsec.com 分析师张磊 SAC证书编号S0160522120001 zhanglei02ctsec.com 相关报告 1. 钠电池成本测算专题23年或开始具备性价比 2023-03-16 2. 需求复合增速25左右，未来两年或供不应求 2023-02-28 3. 需求端出口与内需共振，供给端码头资源稀缺 2022-12-15 核心观点 ❖ 为什么当下推荐虚拟电厂我们通过分析我国过去四轮电力体制改革，发现电力体制改革主线一直是逐渐市场化国内高度垄断的发输配售电力体系。第三轮电力体制改革后，发售端基本解决，配网的高度垄断成为了第四轮电力体制改革的重点方向。光伏风电等灵活性资源的逐渐并网带动了行业电源端逐渐分散，而小颗粒度的电源网的并网协调是当前强调从上到下调配的大配电网难以解决的，虚拟电厂侧重于将小颗粒度的电源聚合，迎合了当下新能源大规模并网下的痛点以及第四轮电力体制改革的行业趋势。 ❖ 虚拟电厂2030年市场空间有望超600亿元国内的虚拟电厂市场模式主要有三种调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场以及需求侧响应市场，未来我们认为容量补偿市场也将逐渐出现。根据我们的测算，2030年需求响应市场空间规模预计达到567亿元，辅助服务市场空间规模预计达到 50 亿元，容量补偿市场空间预计达到 54 亿元，总体市场空间 2030年有望超600亿元。 ❖ 虚拟电厂发展阶段国内虚拟电厂兼具公共事业属性与市场化属性，未来的大规模铺开需要国南网在省网层面的虚拟电厂建设，但是在具体的省级下面的虚拟电厂层级我们认为会更多的引入市场化的小的虚拟电厂来统筹管理多种多样的分散电源端，做好实时的需求响应。从当下各省的布局来看，当下还处于国南网建设省级虚拟电厂的层面，市场化且处于 0-1 阶段的运营型虚拟电厂依然处于萌芽中。 ❖ 投资建议行业基本处于从0到1阶段，大规模的虚拟电厂基础设施建设如火如荼，短期内我们认为利好电力系统建设以及改造的公司-恒实科技、东方电子、苏文电能等公司；长期来看，虚拟电厂自身的早期建设轻资产属性以及后期公共事业性质的排他性决定了未来虚拟电厂运营商的吸引力。从这个角度来看，我们认为虚拟电厂运营商值得关注，如东方电子、恒实科技、苏文电能、朗新科技等公司。 ❖ 风险提示V2G大规模应用进程不及预期；政策补贴持续性不及预期；行业内部竞争加剧。表 1重点公司投资评级代码公司总市值（亿元）收盘价（08.17） EPS（元） PE 投资评级 2022A 2023E 2024E 2022A 2023E 2024E 300513 恒实科技 42.16 13.44 0.10 0.23 0.35 115.05 57.90 37.93 未覆盖 300682 朗新科技 223.44 20.37 0.49 0.68 1.15 44.86 29.96 17.71 增持 000682 东方电子 119.19 8.89 0.33 0.42 0.54 24.59 21.10 16.55 未覆盖 300982 苏文电能 87.53 42.54 1.83 2.63 3.41 26.94 16.17 12.48 增持数据来源wind数据，财通证券研究所备注恒实科技和东方电子eps预测值和pe预测值取自wind一致预期。 -34 -26 -19 -11 -4 4 电力设备沪深300 上证指数谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 2 行业深度分析报告/证券研究报告 1 虚拟电厂，以小搏大 . 4 1.1 虚拟电厂聚合分布式资源的电力运营管理平台 . 4 1.2 虚拟电厂的发展历程 . 5 1.3 政策主导阶段，调峰调频等商业模式均需要政府参与 . 6 2 调峰、调频偏电厂，需求响应偏用户 . 7 2.1 调峰辅助服务市场 . 8 2.2 调频辅助服务市场 . 9 2.3 需求响应市场 . 11 2.4 容量补偿 . 16 3 需求测算2030年有望达600多亿元 16 3.1 从电力体制改革下看待虚拟电厂行业市场 . 16 3.2 需求响应市场空间测算2030年有望达567亿元 18 3.3 辅助服务市场空间测算2030年有望达50亿元 19 3.4 容量补偿市场空间测算2030年有望达54亿元 20 4 产业链梳理关注虚拟电厂基础设施建设端以及未来的潜在运营商 . 20 4.1 虚拟电厂产业链构成基础资源、虚拟电厂建设运营、电力需求方 . 20 4.2 关注中游建设以及潜在运营商东方电子、朗新科技、恒实科技 . 21 4.2.1 东方电子完整产业链叠加算法优势，“粤能投”等多项目投运 . 22 4.2.2 朗新科技资源聚合能力突出，虚拟电厂支撑能力初步具备 . 24 4.2.3 恒实科技虚拟电厂项目建设先行者，积极转型运营商 . 26 5 风险提示 . 27 图1. 虚拟电厂及其基本互动模式 . 4 图2. 虚拟电厂通过三类系统结构实现其功能应用 . 4 图3. 满足5峰值负荷的虚拟电厂投资额为火电的1/8-1/7（投资金额亿元） . 5 图4. 虚拟电厂的发展 . 6 图5. 虚拟电厂发展的三个阶段 . 6 图6. 国内虚拟电厂当前模式 . 7 内容目录图表目录 rQuNsQrRwPpMtMqQpQoNnPbRbPaQmOmMmOmPjMrRuMlOoMpO6MmNmRwMrNnNxNqQmR 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 3 行业深度分析报告/证券研究报告图7. FRESH项目流程概览 . 10 图8. 广州市需求响应流程 . 12 图9. 6月代理电价峰谷价差（元/kWh） . 14 图10. 四次电力体制改革梳理 . 17 图11. 新型电力系统建设“三步走”发展路径 . 18 图12. 国内虚拟电厂产业链 . 21 图13. 中游建设运营商有望成为当下虚拟电厂的关键角色 . 22 图14. 东方电子近5年来营收稳步增长 . 23 图15. 归母净利润近三年保持25左右年均增速 23 图16. 东方电子“粤能投”负荷聚合虚拟电厂项目 . 24 图17. 朗新科技近5年来营收CAGR 35.00 24 图18. 朗新科技近5年来归母净利润CAGR 40.05 24 图19. 朗新科技资源聚合突出 . 25 图20. 新耀能源虚拟电厂方案架构图 . 26 图21. 朗新科技智慧能源数字化服务平台 . 26 图22. 公司23Q1营收增长43.87 26 图23. 公司23Q1归母净利增长794.08 26 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 4 行业深度分析报告/证券研究报告 1 虚拟电厂，以小搏大 1.1 虚拟电厂聚合分布式资源的电力运营管理平台虚拟电厂是将分布式资源进行聚合、协调和优化的电力运营管理平台。虚拟电厂（VirtualPowerPlant，VPP）是通过通信、物联网和软件算法等技术手段，将分布式电源（如光伏、风电等）、储能、可控负荷（如园区、商业建筑等）、电动汽车等分布式资源进行聚合、协调和优化，从而接受电力调度和参与电力市场交易的电力运营管理平台。由于虚拟电厂没有传统的电厂实体，但拥有与电厂相同的功能，故称为虚拟电厂。从具体系统结构来看，虚拟电厂系统分为三层结构，分别为站控层、过程层和资源层，虚拟电厂的需求侧响应以及调峰调频功率平衡等应用功能均通过三层结构的协调配合完成。图1.虚拟电厂及其基本互动模式数据来源新型电力系统规模化灵活资源虚拟电厂科学问题与研究框架_康重庆等，财通证券研究所图2.虚拟电厂通过三类系统结构实现其功能应用数据来源虚拟电厂关键技术及其建设实践_刘健等，财通证券研究所谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 5 行业深度分析报告/证券研究报告虚拟电厂比传统电厂更适合作为备用容量和提供辅助服务。第一、虚拟电厂本质上不改变分布式资源的硬连接，而是通过网络利用软件对分布式资源进行整合、协调、优化，最终实现发、用电资源的合理优化和高效利用。其与传统电厂的差别在于 1、虚拟电厂的储能系统能够储存部分能量，传统电厂则无储能系统； 2、虚拟电厂由分散的分布式电源（也包括部分传统发电厂）协同工作，组成一个抽象的整体，能源调用相对灵活。在当下风电光伏发电高峰与用户用电高峰不匹配的背景下，新能源发电大量并网对于电网造成巨大冲击。虚拟电厂的储能系统能够通过调峰调频提升新能源的用电效率。第二、成本端，虚拟电厂能够显著降低成本。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500亿-600亿元，成本仅为火电厂的1/8至 1/7。图3.满足5峰值负荷的虚拟电厂投资额为火电的1/8-1/7（投资金额亿元）数据来源中商产业研究院，国家电网测算，财通证券研究所 1.2 虚拟电厂的发展历程虚拟电厂诞生于21世纪初欧美国家，提出的目的是为了整合逐渐增多的分布式发电，减少对于整个电网的冲击和影响。各国的研究重点稍微不同，欧洲侧重分布式电厂的并网和电力市场运营，使分布式发电厂能够安全高效参与电力市场，北美重视需求侧响应和可再生能源利用，实现电力的实时动态供需平衡。国内当前的虚拟电厂市场模式有三种调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场和需求侧响应市场。 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 火电厂虚拟电厂谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 6 行业深度分析报告/证券研究报告图4.虚拟电厂的发展数据来源虚拟电厂技术现状及展望_杨晓巳等，国家发改委，经济参考报，财通证券研究所 1.3 政策主导阶段，调峰调频等商业模式均需要政府参与目前我国虚拟电厂方兴未艾，正处于从政府主导向市场主导过渡的阶段。虚拟电厂的发展阶段分为邀约型、市场型和跨空间自主调度型，我国虚拟电厂正处于从邀约型向市场型过渡的阶段。邀约型阶段的虚拟电厂是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程，虚拟电厂盈利基本全部来自政府补贴。当前，我国的电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场发展在逐渐完善的过程中，相对的虚拟电厂处于阶段一向阶段二过渡的过程。图5.虚拟电厂发展的三个阶段数据来源华北电力大学王鹏教授发言，财通证券研究所整理谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 7 行业深度分析报告/证券研究报告 2 调峰、调频偏电厂，需求响应偏用户运营类虚拟电厂未来是市场参与者众多的环节。当前，国内的虚拟电厂处于发展初期，已经成型的区域型虚拟电厂有国网冀北虚拟电厂、南网深圳虚拟电厂管理中心等，其主要是作为能源管控平台，调度辖区内多个用户、可调节资源、多家运营商等。在区域型虚拟电厂下有运营商类虚拟电厂，各家运营商类虚拟电厂来响应区域型虚拟电厂的需求。区域型虚拟电厂更多是管理辖区内各家小的运营商类虚拟电厂。运营商类虚拟电厂是当前政策的重点，也是未来市场参与者众多的方向，其市场模式主要有三种调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场和需求侧响应市场，同时，容量补偿市场也开始逐渐在虚拟电厂中出现。图6.国内虚拟电厂当前模式数据来源国家电网，南方电网，财通证券研究所总结整理以南方电网深圳虚拟电厂管理中心为例，其是国内首个虚拟电厂管理中心，其接入容量已达87万千瓦。深圳虚拟电厂管理中心设在南方电网深圳供电局，主要负责虚拟电厂管理平台的建设和日常运行维护，建立虚拟电厂日常运行的管理制度，组织开展虚拟电厂用户注册、资源接入、调试管理、接收和执行调度指令、响应监测、效果评估等工作。其接入容量已达87万千瓦。此外，深圳虚拟电厂管理中心还与多家运营商类虚拟电厂企业签约、对虚拟电厂各关键环节给予补贴，彰显推动虚拟电厂发展的坚定决心。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 8 行业深度分析报告/证券研究报告表1.深圳虚拟电厂管理中心签约企业企业类型企业名称通信企业中国铁塔、中国电信、中国移动、中国联通、华为数字能源等大型负荷聚合商国电投、中广核、深能源、深电能、深粤能、华润电力、能源技术公司等大型充电企业南网电动、特来电、星星充电、普天新能源、奥特迅、小桔新能源和蔚蓝快充、小蓝快充等建筑楼宇资源代表美的集团、建科院、前海能源、深石零碳等储能资源与应用代表宁德时代、欣旺达、南山热电厂、钰湖电厂、蔚来能源、健网科技等虚拟电厂研发设计、人工智能、设备制造等产业链上下游企业上海成套院、兆瓦云、科中云、恒实科技、麦思杰、晟能科技、新能院、信诺数据、汉驰科技、健网科技、合肥原力等数据来源读特，财通证券研究所 2.1 调峰辅助服务市场虚拟电厂参与调峰辅助服务主要是指虚拟电厂接受调度指令后，通过调整自身的用电行为，全面缓解电网负荷高峰资源不足的情况，也包括削峰调峰和填谷调峰。 ➢ 市场准入方面，各地均规定了虚拟电厂需要提供可持续电力的最低门槛，并且能够实现信息采集。 ➢ 报价与出清方面，各地区虚拟电厂均需要参加日前和日内市场，部分地区已经具备了实时市场，华北部分地区也开启了省间市场。 ➢ 结算方面服务费用或者补偿费用调峰电量*报价*出清时长（个别地区没有出清时长），也存在合同结算。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 9 行业深度分析报告/证券研究报告表2.国内部分地区虚拟电厂调峰市场机制地区政策文件准入条件报价与出清结算华北第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则不少于10MW的稳定调节电力、 30（MW·h）的稳定调节电量报量报价；华北地区申报价格上限为600元/（MWh）；可参与省网市场或华北市场，具有日前、日内和实时市场华北市场服务费用调峰电量出清时长出清价格；省网市场有 30偏差电量惩罚华中新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则单次调节容量大于25MW·h，最大调节功率大于5MW 报量报价；最大调峰能力低于 20MW不报价；分低谷和腰荷申报，市场申报最低限价0.12元/ （kWh）；可参与省间和省内市场，具有日前和日内市场服务卖出省的服务费用调峰电量（电网代理购电价格-日前调峰价格-输电价格1-输电价格2）上海上海电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）可调容量1MW及以上；参与实时调峰虚拟电厂信息采集时间周期小于15min，响应时间小于 15min，持续时间小于30min 报量报价；报价上限上海市场日前市场价100元/（MW·h），而实时市场价400元/（MW·h）；具有日前、日内和实时市场补偿费实际执行量报价；实际执行量实际发用电曲线与基准曲线积分差值山东山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021修订版）实时采集周期小于60s，可调节电力大于10MW，连续调节时间大于4h 报量报价；报价上限为400元/ （MWh；可参与日前、日内和实时市场日前费用50日前价格和日内实时价格的较大值实际调用量；实时费用实时价格实际调用量浙江浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则调节容量大于2.5（MW·h）、调节功率大于5MW，持续响应时间大于1h 报量报价；可参与中长期、日前和日内市场；低谷和尖峰时段填谷出清电价上限分别为400元/ （MW·h）和500元/（MW·h），削峰电价上限500元/（MW·h）实际调峰量大于中标量 120，小于70部分不补偿；中长期按合同结算；参考华东“两个细则”，日前和日内按填谷收益和调峰收益分别结算甘肃甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则允许用户侧电储能与新能源电厂签订协议形成虚拟电厂，在新能源弃风弃光时使用电储能，或参与电网调频调峰报量报价；日前申报、日内调用，申报交易时段、15min充放电力、交易价格等，非现货时期报价上限 0.5元/（kWh，现货时期价格上限0.3元/（kW·h）调峰补偿费用为调峰电量与出清价格乘积，由传统机组和新能源分摊数据来源国内虚拟电厂市场机制与应用综述_冯家贤等，财通证券研究所 2.2 调频辅助服务市场调频辅助服务包含一次调频和二次调频，当前浙江和江苏地区开展了虚拟电厂调频市场。浙江同时开展了虚拟电厂调峰和调频辅助服务市场，同时具备了一次调频和二次调频服务，市场机制更为完备，江苏则允许虚拟电厂以综合能源服务商的身份参与一次调频市场。 ➢ 市场准入方面，浙江和江苏均规定了持续时间要大于2h，放电功率有最低限制，且江苏规定了总充放电功率最低值。 ➢ 报价与出清方面，浙江采取报量报价，市场开放程度较高，同时设置了价格上限，江苏采取报量不报价。 ➢ 结算方面补偿费用由基本补偿费和调用补偿费组成。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 10 行业深度分析报告/证券研究报告表3.国内部分地区虚拟电厂调频市场机制地区政策文件准入条件报价与出清结算浙江浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则额定充/放电功率大于 5MW、持续响应时间大于 2h 报量报价；可参与中长期、日前和日内市场；一次调频出清价格上限为120元/ （MWh），二次调频出清价格上限为60元/MWh 一次调频性能指标小于0.6时不予补偿；参考华东“两个细则”调频收益。江苏江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）储能电站单站充/放电功率大于5MW，总充/放电功率大于10MW，持续时间大于2h 报量不报价，市场最高价出清；参与日前市场，日内调用基本补偿费调频性能调频容量投运率；调用补偿费调频里程调频性能里程单价数据来源国内虚拟电厂市场机制与应用综述_冯家贤等，财通证券研究所欧洲FRESH项目证实了虚拟电厂通过新能源汽车电池参与调频辅助服务的可行性。2021年，在欧洲虚拟电厂运营商Next Kraftwerke的FRESH项目中，德国汉堡 HHLA 集装箱码头（CTA）的重型电动集装箱车队电池成功为电网提供 FCR （Frequency Containment Reserve，类似我国的一次调频），考虑成本因素（包括电池衰减）后，证实了虚拟电厂通过新能源汽车电池参与调频辅助服务的可行性。图7.FRESH项目流程概览数据来源FRESH – Flexibility management and frequency containment reserve of heavy-duty vehicles at ports by the example of Hamburg Container Terminal Altenwerder CTA_Christine Harnischmacher, et al，财通证券研究所 V2G 充电桩的成本约为相同功率的独立储能的 1/5。对于独立储能，我们按照一座100MW/200MWh的独立储能电站，EPC工程建设成本为2元/Wh，初始项目投资为4亿元，整体使用寿命为16年，电池组预计使用寿命8年，在第8年时进行更换，成本为1元/Wh，即更换费用为2亿元。不考虑运营和维护费用，总投资 6亿元。对于V2G充电桩，普通15kW直流充电桩价格约为6700元，根据电动谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 11 行业深度分析报告/证券研究报告汽车储能V2G模式的成本与收益分析， 15kW普通充电桩实现V2G功能的改造成本约 1900 元，使用寿命为 8 年，在第 8 年时进行重装。不考虑运营和维护费用，总投资1.14亿元。综上，V2G充电桩的成本约为相同功率的独立储能的1/5。表4.V2G充电桩与独立储能成本分析 V2G充电桩独立储能功率 100MW 6667*15KW 100MW 使用寿命 8年 16年，电池组8年初始投资 0.57亿元 4亿元第8年投资 0.57亿元 2亿元总投资 1.14亿元 6亿元数据来源阳光工匠论坛e光伏，电动汽车储能V2G模式的成本与收益分析_杨捷等，淘宝网，财通证券研究所 2.3 需求响应市场需求响应市场偏向于需求端控制需求，从而实现电网供需平衡。需求响应是指当电力供应紧张时，电力用户自愿参与，主动错避峰减少用电负荷，促进电网供需平衡，获得经济激励。当下，需求响应市场有邀约型和实时型，邀约型需求响应即电网需要提前4h向用户发出响应时间和需求量的邀约，用户响应邀约后，自行调整用电负荷曲线，以完成需求响应。实时型需求响应则是虚拟电厂收到电网下发的响应需求，需在60s内开始执行，并且在15min内达到响应要求。2021年，广州率先开展虚拟电厂需求响应市场，引导用户参与电网运行调节，实现削峰填谷，逐步形成约占广州市统调最高负荷 3左右的响应能力。据北极星储能网统计，截至到目前，已有广西、安徽、山东、浙江、河北等14省市发布电力需求响应补贴政策。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 12 行业深度分析报告/证券研究报告图8.广州市需求响应流程数据来源广州市政府官网，财通证券研究所表5.广州市削峰填谷补贴费用响应类型提前通知时间补贴标准（元/千瓦时）响应系数削峰邀约响应提前1天 05 1 4小时 1.5 实时响应 / 3 填谷邀约响应提前1天 02 1 4小时 1.5 实时响应 / 3 数据来源广州市人民政府网，财通证券研究所谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 13 行业深度分析报告/证券研究报告表6.2022年各省市电力需求响应补贴政策时间省份政策文件补贴标准 2022.06.14 宁夏宁夏回族自治区电力需求响应管理办法削峰响应2元/kWh 填谷响应0.35元/kWh 2022.06.07 山东 2022年全省迎峰度夏有序用电方案 2022年全省迎峰度夏有序用电用户轮停方案2022年全省电力可中断负荷需求响应工作方案紧急型第一档不超过2元/kW·月第二档不超过3元/kW·月第三档不超过4元/kW·月 2022.05.24 福建福建省电力需求响应实施方案（试行）申报价格上限资金来源预算/（电力调控中心提供的年度预计负荷缺口*缺口预计持续的时间）用户需求响应补贴金额该用户实际响应负荷*响应时长*补贴价格系数*补贴单价 2022.04.16 广东广东省市场化需求响应实施细则日前邀约3500元/MWh 虚拟电厂可响应容量下限0.3MW 可中断负荷5000元/MWh 虚拟电厂可响应容量下限0.3MW 2022.04.07 河北河北省电力需求响应市场运营规则申报响应负荷最小单位为1kW 响应补贴价格最小单位为0.1元/k 2022.01.19 安徽安徽省电力需求响应实施方案（试行）响应补偿约时削峰响应8元/kW·次；实时削峰响应12元 /kW·次；填谷响应3元/kW·次容量补偿约时备用容量旺季1/kW·月，淡季0.5元 /kW·月；实时备用容量旺季2/kW·月，淡季1元/kW·月数据来源各省政府，财通证券研究所 2023年甘肃、四川省首批开展价格型需求响应，需求响应市场化进程加速。美国能源部将需求响应分为价格型需求响应和激励型需求响应。价格型需求响应是用户自行决定响应负荷、时间和方式等，并由市场确定价格，市场化程度较高；激励型需求响应由政府主导，并由调度机构决定响应负荷、时间和方式等，并由调度机构向虚拟电厂提供政策补贴，市场化程度较低。2023年甘肃、四川省首批开展价格型需求响应，由虚拟电厂或电力用户通过调度中心自行申报响应容量和价格，电网不提供额外政策补贴，需求响应市场化进程加速。表7.2023年各省、市需求响应政策梳理时间省/市政策文件类型补贴标准 2023.06.09 厦门厦门市电力需求响应实施方案（2023-2025年）激励型补贴价格补贴价格系数*响应速度系数*4元/千瓦时 2023.06.09 海南海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）激励型 0.3元/千瓦时 2023.04.27 云南 2023年云南省电力需求响应方案激励型实时型响应2.5 元/千瓦时邀约型响应削峰类响应上下限分别为5元、0元/千瓦时；填谷类响应补贴标准的上下限起步阶段分别暂定为1元、0元/千瓦时。 2023.04.25 甘肃甘肃电力需求响应市场实施方案（试行）价格型 / 2023.04.19 四川 2023年四川省电力需求侧市场化响应实施方案价格型 / 2023.01.16 天津天津市2023年春节期间电力需求响应实施细则激励型邀约型填谷需求响应1元/千瓦时数据来源各省、市政府，财通证券研究所谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 14 行业深度分析报告/证券研究报告 2023年6月有15个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，且峰谷价差同比不断增长的趋势显著。2023年6月，有15个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，有25个区域峰谷价差超过0.5元/kWh。此外，峰谷价差同比不断增长的趋势显著2023年6月超过五成的地区，峰谷价差同比增长；5月超过七成的地区，峰谷价差同比增长； 4月超过六成的地区，峰谷价差同比增长。图9.6月代理电价峰谷价差（元/kWh）数据来源储能与电力市场公众号，财通证券研究所 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 甘肃宁夏云南青海新疆山西北京冀北广西内蒙古东福建黑龙江四川吉林天津河北南陕西（榆林电网）江西陕西（陕西电网）重庆辽宁广东（粤北山区）河南安徽上海广东（东西两翼地区）山东江苏湖北广东（惠州）广东（江门市）广东（珠三角五市）浙江海南谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 15 行业深度分析报告/证券研究报告表8.6月代理电价峰谷价差对比（单位元/千瓦时）地区 2022年6月 2023年6月同比增长率（）江西 0.3934 0.6327 60.82 四川 0.4890 0.5830 19.21 陕西（榆林电网） 0.5206 0.6184 18.79 陕西（陕西电网） 0.5550 0.6428 15.81 青海 0.2795 0.3175 13.62 山东 0.7073 0.7786 10.08 广东（粤北山区） 0.6509 0.7110 9.23 广东（东西两翼地区） 0.7182 0.7756 7.99 河北南 0.5684 0.6119 7.67 广东（惠州） 0.7952 0.8537 7.36 广东（珠三角五市） 0.8340 0.8885 6.53 湖北 0.7781 0.8254 6.07 河南 0.6946 0.7366 6.06 广东（江门市） 0.8340 0.8835 5.94 北京 0.4081 0.4238 3.85 云南 0.3025 0.3135 3.64 重庆 0.6763 0.7004 3.55 吉林 0.5808 0.5959 2.59 福建 0.5446 0.5444 -0.03 辽宁 0.7109 0.7083 -0.37 黑龙江 0.5721 0.5617 -1.81 浙江 0.9311 0.9094 -2.33 江苏 0.8330 0.8091 -2.87 天津 0.6405 0.6069 -5.25 安徽 0.7951 0.7513 -5.51 海南 1.0986 1.0174 -7.39 上海 0.8224 0.7565 -8.01 内蒙古东 0.6154 0.5389 -12.44 山西 0.5046 0.4163 -17.51 冀北 0.5704 0.4389 -23.06 广西 0.6553 0.4928 -24.80 宁夏 0.3927 0.2924 -25.54 新疆 0.4843 0.3423 -29.32 甘肃 0.2448 0.1522 -37.81 数据来源储能与电力市场公众号，财通证券研究所峰谷价差上升促进价格型需求响应下的虚拟电厂收益增加。以河北南部电网为例，电量补偿按照运营规则，采用“基于响应负荷的阶梯式”补贴方案。日前响应按照出清价格进行补偿；日内提前 4 小时响应按照出清价格 1.3 倍进行补偿，提前 2 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 16 行业深度分析报告/证券研究报告小时级响应按照出清价格2倍进行补偿；实时响应按照出清价格的3倍进行补偿。 “迎峰度夏”的背景下，峰谷价差上升往往伴随着峰值电价的上升，从而导致出清价格的上升，从而促进价格型需求响应下的虚拟电厂收益增加。 2.4 容量补偿容量补偿制度是指对装机容量进行补偿的一种电力制度，且容量成本由用户承担。容量补偿制度，是对发电公司的总装机容量以及使用容量直接补偿，以促进发电投资。在该制度下，由政府及监管机构通过系统负荷预报、对用户停电损失的评价、要求的系统可靠性水平以及机组的可用性等各种因素，制定容量电价。由发电公司按其装机容量大小及使用容量大小取得收入，所能引导出的装机容量的多少则由市场价格决定，而容量成本则由使用者负担。目前，多个省份已对火电、燃气等实施容量补偿制度。表9.容量补偿政策梳理（部分）时间省份政策文件相关内容 2022.03.28 山东山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。 2022.12.12 云南云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30 区间范围内自主协商形成。 2023.06.25 贵州贵州省全面深化价格机制改革助力实现碳达峰行动方案结合电力系统运行实际，落实支持灵活性煤电机组、水电、新型储能等调节性电源运行的价格补偿机制，建立市场化的发电容量成本回收机制。 2023.06.27 安徽安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知为进一步增强电力系统应急调节能力，建立需求响应备用容量补偿机制，激励用户构建快速可调节负荷资源库。数据来源各省发改委、能源局，财通证券研究所虚拟电厂容量补偿制度率先在河北南部电网落地，补偿标准为8元/千瓦·月。2023 年4月6日，河北省发展和改革委员会发布关于进一步做好河北南部电网电力需求响应市场运营工作的通知，对虚拟电厂提供容量补偿在需求响应执行月，给予实时需求响应主体容量补偿，标准按照8元/千瓦·月。在火电、燃气、抽水蓄能容量补偿制度落地后，虚拟电厂容量补偿制度首次落地。 3 需求测算2030年有望达600多亿元 3.1 从电力体制改革下看待虚拟电厂行业市场四轮电力体制改革分析 1985年电力体制改革针对发输配售一体化的高度集中机制，为应对电源侧不足的供给问题，实行双轨制电价，并且开始征用电力建设资金，主要是部分解决了发电端的垄断问题；谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 17 行业深度分析报告/证券研究报告 2002年电力体制改革针对严重电力过剩问题，继续引入市场化改革，提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”指导方针，实现了煤电联动，解决了发电端垄断问题； 2015 年电力体制改革针对煤电联动不及时导致的煤炭暴利或者巨亏反复问题，进行输配电价改革，并实行双轨制电价，主要是为了解决配网端垄断问题，但是由于存在两部制电价交叉补贴等问题基本未实现； 2021年至今电力体制改革针对上一轮电力体制改革下双轨制电价利空发电企业问题，取消双轨制电价，并且提出构建新型电力系统，主要是为了引入新能源供给消纳体系，并且从新能源方向逐渐解决配电网垄断问题。且第四轮电力体制改革下，明确提出新型电力系统概念，并且提倡虚拟电厂等用户侧优质调节资源参与电力需求响应市场化交易。配电网改造环节中，市场化的虚拟电厂必不可少。配电网环节的改造涉及到大量新的光伏风电等分布式电源的并网调配，虚拟电厂可以聚合分布式电源，并且可以做到区域内的资源优化整合。未来，随着配电网环节的市场化渗透逐渐上升，虚拟电厂的发展也将跟进。图10.四次电力体制改革梳理数据来源国务院，国家发改委，国家能源局，北极星售电网，财通证券研究所整理谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 18 行业深度分析报告/证券研究报告图11.新型电力系统建设“三步走”发展路径数据来源新型电力系统发展蓝皮书，国家能源局，财通证券研究所考虑到虚拟电厂市场收益多数来自于度电的需求响应、辅助服务和容量补偿，我们分为三个市场来测算虚拟电厂市场空间。 3.2 需求响应市场空间测算2030年有望达567亿元关键假设 ➢ 可调节负荷容量 2025 年国家电网有限公司构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（20212030年）中，明确了到2025年可调节负荷容量达到5900万千瓦的目标；由于2022年南方电网售电量约为国家电网的27，因此到2025年南方电网可调节负荷容量约为1600万千瓦，合计约7500万千瓦。 2030年2025年-2030年可调节负荷容量（除新能源汽车）按2022年全社会用电总量增长率，即3.6增长，约为8950万千瓦；V2G技术初步应用，峰值负荷时 20的新能源汽车可以同时通过V2G 技术向电网供电。我们预计2030年中国电动汽车预计保有量达到9700万辆，按每辆电动汽车7千瓦的放电功率，约为13580 万千瓦，合计约22500万千瓦。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 19 行业深度分析报告/证券研究报告 ➢ 度电收益 2025年大部分省市采取激励型需求响应模式，政策补贴为2元/千瓦时。 2030年大部分省市采取价格型需求响应模式，度电收益为峰谷价差的两倍，即 1.4元/千瓦时。 ➢ 响应时长 2025年夏季响应3个月，平均每月响应20天，每日有效响应时长2小时。 2030年随着风光等可再生能源并网比例增加，冬季、夏季各响应3个月，平均每月响应20天，每日有效响应时长3小时。 ➢ 需求响应市场空间可调节负荷容量*度电收益*响应时长*分成比例表10.需求响应市场空间测算 2025E 2030E 可调节负荷容量亿千瓦 0.75 2.25 度电收益（元/千瓦时） 2 1.4 响应时长（小时） 120 360 分成比例 50 50 市场空间（亿元） 90 567 数据来源中国电力网，南方电网，中国汽车工程学会，财通证券研究所测算 3.3 辅助服务市场空间测算2030年有望达50亿元关键假设 ➢ 调节里程 2025年根据前文，2023年可调节负荷容量合计约7