虚拟电厂：全方位受益电改的服务商

华泰研究

2023 年 7 月 19 日│中国内地

虚拟电厂聚合“正/负”资源，全方位受益于电改推进

我国能源转型过程中供电安全难度高于欧美：1）发电侧新能源占比不断提升，2）用电侧波动较大的三产与居民比例逐步增加，3）火电装机主要为灵活性能力较低的煤电而不是气电。随尖峰负荷增速持续高于基荷电源（火电+核电），我国电力调节能力亟需增强。不同于大电网自上而下的调度，虚拟电厂侧重于更小的颗粒度，聚合灵活性资源，既可作为“正电厂”供电或调峰；又可作为“负电厂”配合填谷，盈利模式取决于电力体制改革的推进。短期我们看好深耕电力系统、有分布式资产和较强客户黏性的南网能源、晶科科技等，中长期服务能力和灵活的机制才是在这个领域持续跑赢的核心。

为什么过去不需要，而现在需要虚拟电厂？

经济回暖，我国用电需求维持增长趋势。发电侧新能源占比不断提升，电力系统调节灵活性被挑战。用户侧三产与居民用电占比不断提升，用电峰谷差拉大，尖峰负荷持续拔高，电力系统调峰能力亟需增强。紧平衡背景下，虚拟电厂或成最优解。虚拟电厂能够调动灵活性基础资源，有效调节电力平衡，是保障我国电力系统稳定的重要手段。据国网测算，实现电力系统削峰填谷，满足 5%的峰值负荷，虚拟电厂投资额仅为火电厂的 1/8\~1/7。

我国虚拟电厂仍处于 0 到 1 的阶段，2030 年市场空间有望达千亿

我国虚拟电厂正由邀约型向市场型过渡，近年来缺电事件频发，各地虚拟电厂试点明显加速，收入来自：1）电网调度（当前主要）、2）现货市场（加速推广）、和 3）有偏差考核需求的售电公司、负荷预测准确度低的风光电站、用电成本敏感的电力用户、可以“隔墙售电”的分布式、增量配电网和微电网运营商等。短期只考虑辅助服务市场和现货市场，我们预计 2025 年我国虚拟电厂市场规模达 102 亿。2030 年我们假设市场化交易电量占比61%、现货占比 10%，则现货市场规模达 939 亿元；辅助服务费用占比提升至 5%，则辅助服务市场规模达 770 亿元，虚拟电厂市场规模有望达千亿。

借鉴海外经验：德国/美国/澳大利亚各有侧重

德国高分布式能源占比决定了其虚拟电厂以分布式电源的聚合为主，主要通过电力交易创收。美国零售电价不断提升叠加光伏成本不断下行，户用光伏装机占比提高的背景下，虚拟电厂主要聚合可控负荷，通过需求响应获取收益。澳大利亚于2019年开启规模达31MW 的虚拟电厂示范项目，聚合资源以用户侧储能为主，主要通过提供调频服务创收，此示范项目月均收益14万澳元。

短期看好深植电力系统的公司，长期看好激励好/具备服务基因的民企

虽然行业还在从 0 到 1起步的阶段，但是因为其轻资产的模式，参与者众多。目前虚拟电厂行业主要涉及电网系企业、电力信息化企业与新能源企业。我们认为虚拟电厂行业 1）短期将利好深植电力系统的公司；2）中长期看好激励机制较好，具备服务基因的民营企业。推荐标的为南网能源、晶科科技，产业链相关标的还包括国电南瑞、苏文电能、安科瑞、国网信通、芯能科技、远光软件、恒实科技、东方电子、国能日新、朗新科技等。

风险提示：政策推进不及预期、电力市场化改革不及预期、技术创新不及预期、测算结果偏差。

发电

专题研究

增持 (维持)

研究员

王玮嘉

SAC No. S0570517050002 wangweijia@htsc.com

SFC No. BEB090

+(86) 21 2897 2079

研究员

SAC No. S0570519090003

黄波

SFC No. BQR122

huangbo@htsc.com

+(86) 755 8249 3570

研究员

李雅琳

SAC No. S0570523050003 liyalin018092@htsc.com

SFC No. BTC420

+(86) 21 2897 2228

联系人

胡知

SAC No. S0570121120004 huzhi019072@htsc.com

+(86) 21 2897 2228

行业走势图

资料来源：Wind，华泰研究

重点推荐

目标价
股票名称	股票代码	(当地币种)	投资评级
南网能源	003035 CH	10.41	买入
晶科科技	601778 CH	5.60	增持

资料来源：华泰研究预测

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为什么需要虚拟电厂？

什么是虚拟电厂？

虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、储能和分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰；又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合系统填谷；既能快速响应指令，配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。

图表1：虚拟电厂示意图

资料来源：国网上海经研院，华泰研究

虚拟电厂产业链包括：上游资源侧、中游负荷聚合商和下游客户。1）上游资源侧：“正/负”资源与储能电站。“正/负”资源中“正”指发电侧，含分布式光伏、小型水电站与少数集中式发电厂；“负”指用电侧，含居民、工业、充电桩、换电站与商业和建筑物等。2）中游负荷聚合商：通过专业技术评估用户的需求响应潜力，整合分散的需求响应资源来参与电力系统运营。可为客户提供需求侧响应、参与电力市场进行价差套利与降低偏差考核费用三项服务。3）下游客户：主要含电网调度、用电用户、售电公司与新能源电站四类客户。

图表2：虚拟电厂产业链示意图

资料来源：华泰研究

按照实际的组成，可将虚拟电厂划分为电源型、负荷型、储能型、混合型四类。1）电源型虚拟电厂：具有能量出售的能力，可以参与能量市场，并视实际情形参与辅助服务市场。2）负荷型虚拟电厂：具有功率调节能力，可以参与辅助服务市场，能量出售属性不足。3）储能型虚拟电厂：可参与辅助服务市场，部分时段也可以通过放电来出售电能。4）混合型虚拟电厂：全能型角色。

图表3：虚拟电厂分类

资料来源：《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》钟永洁等，2022（DOI:10.3969/i.issn.2097-0706.2022.06.003），华泰研究

虚拟电厂：聚合正/负资源，在电力系统中寻找“套利”机会

灵活性：调峰、消纳能力突出，盈利模式多元。虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、储能和分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰；又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷；还能快速响应指令，保障电力系统稳定运行。能够有效保障配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及电力系统需求的及时响应。除配合电网辅助电力调度外（当前主要盈利模式），现货市场逐步推广后虚拟电厂的收入会更多元，包括直接参与市场交易、帮助新能源电站/售电公司/电力用户降低偏差考核从而开源节流，当然这些盈利模式本质取决于电力体制改革的进程。

图表4：与传统电力系统相比，虚拟电厂能有效保障新能源消纳与电力调节灵活性

资料来源：《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》钟永洁等，2022（DOI:10.3969/i.issn.2097-0706.2022.06.003），华泰研究

经济性：投入成本约为火电厂的 1/8\~1/7。2023 年全国电力供需呈现紧平衡态势，电力峰谷差矛盾日益突出。峰谷差问题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术日渐成熟，其将成为削峰填谷投资成本最低的手段。据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足其经营区 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\~600 亿元。

图表5：满足 5%峰值负荷的虚拟电厂投资仅为火电的 1/8\~1/7

资料来源：国家电网，华泰研究

为什么过去不需要，但现在需要虚拟电厂？

供给侧：新能源发电比例日益提升，对电力系统调节灵活性要求更高

2022 年我国电力装机结构中新能源占比已达 30%，且未来仍有提升空间，电力系统调节压力增大。顺应双碳政策，近些年我国电力结构中新能源占比不断提升，风电、光伏发电装机容量占比由 2013 年的 7%提升至 2022 年的 30%。发电量方面，据国家能源局，2022年全国风电、光伏发电量创新高，首次突破 1万亿千瓦时，达 1.19 万亿千瓦时，占总用电量的 13.8%，已接近全国城乡居民生活用电量。风光发电随机性、间歇性和波动性的特点，以及分布式新能源系统数量的增长，均对电力系统灵活调节能力提出更高要求。

图表6：我国电力装机结构情况

资料来源：国家能源局，华泰研究

需求侧：第三产业+居民用电占比持续提升，电力系统调峰能力迎来挑战

产业结构调整进行时，电网面临最高负荷继续攀升、峰谷差不断拉大的挑战。“十三五”以来，我国产业结构持续调整，第三产业及城乡居民用电量占比不断提升，已由 2016 年的27%提升至 2022 年的 33%。与第二产业相比，第三产业和居民生活用电日负荷曲线的日负荷率更低、峰谷差更大。故随着用电结构调整，我国用电侧日内负荷的最高值与峰谷差都在不断增大，电力系统调峰能力迎来挑战。

图表7：我国各产业用电结构情况

资料来源：国家能源局，华泰研究

图表8：第二产业、第三产业日负荷曲线

图1第二产业春夏秋冬四季负荷特性曲线

图2第三产业春夏秋冬四季用电负荷特性曲线
资料来源：栗大维《第二产业、第三产业用电负荷特性分析》（文章编号：1006-4222（2016）11-0183-02），华泰研究

2022年以来各省市规划不断落地，政策催化虚拟电厂发展

虚拟电厂有关政策进入密集发布期，行业发展加速。2021 年国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》中提出，引导虚拟电厂参与新型电力系统灵活调节。2022 年 1 月，发改委、能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》指出要“开展各类资源聚合的虚拟电厂示范。”。此后各地虚拟电厂政策催化显著加速。2022 年 6 月，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，为国内首份省级虚拟电厂运营管理文件，引导虚拟电厂规范入市。随后，深圳、山东、上海、天津、湖南等地均出台相关政策，加速推进虚拟电厂的建设进程。2023 年 5 月，发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，提出到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上，其中“5%或以上”为首次提及。

图表9：虚拟电厂相关政策

发布时间发布主体文件内容
2015年7月

2021年3月	国家发展改革
	委、国家能源局	指导意见》
2021年7月	国家发展改革	《关于加快推动新型储能发展的指导意见》
	委、国家能源局
2021年10月	国务院	《2030 年前碳达峰行动方案》
2021年12月	国家能源局	《电力并网运行管理规定》、
		《电力辅助服务管理办法》

2022年1月	国家发展改革	《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》
	委、国家能源局
2022年1月	国家发展改革	《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施
	委、国家能源局	的意见》
2022年1月	国家发展改革	《“十四五”现代能源体系规划》
	委、国家能源局
2022年3月	国家能源局、南	《2022年南方区域电力市场监管工作要点》
	方监管局
2022年6月	山西省能源局	《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》
2022年6月	深圳市发改委	《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022—2025年)》
2022年7月	山东能监办、山	《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市7月起虚拟电厂可作为独立市场主体参与交易。
	东发改委、山东	场结算试运行工作有关事项通知》
	能源局
2022年7月	上海市政府	《上海市数字经济发展“十四五”规划》
2022年9月	天津市政府	《天津市碳达峰实施方案》
2022年10月	湖南省发改委《湖南省电力支撑能力提升行动方案（2022一2025探索建设储能设备、分布式能源、智能用电设备与电网友好互动的虚拟电厂。	2050年，本市电网基本！
2022年11月	年）》国家能源局《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》
2023年5月
		国

资料来源：国家能源局，国家发改委，各省能源局，各省发改委，各地市政府，华泰研究

我国虚拟电厂正在由邀约型向市场型过渡，虚拟电厂试点项目加速建设

虚拟电厂的发展可分为三个阶段，收入来源随之不断丰富。第一个阶段为邀约型阶段，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。第二个阶段是市场型阶段，在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。第三个阶段是未来的虚拟电厂，可称之为跨空间自主调度型虚拟电厂。随着虚拟电厂聚合的资源种类越来越多、数量越来越大、空间越来越广，其中既包含可调负荷、储能和分布式电源等基础资源，也包含由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。

图表10：虚拟电厂发展经历三个阶段

资料来源：《走近虚拟电厂》王鹏，2021，华泰研究

我国虚拟电厂起步于“十三五”时期，已建成多个试点项目，正由邀约型向市场型过渡。“十三五”期间我国江苏、上海、河北、山东等地相继开展了需求响应和虚拟电厂的试点项目。该阶段的虚拟电厂主要通过政府机构或电力调度机构发出邀约信号，由负荷聚合商、虚拟电厂组织资源进行削峰、填谷等需求响应，最后获取激励补偿。“十四五”期间，我国各地虚拟电厂试点项目建设明显加速，正逐步实现向市场型阶段转变，聚合“正/负”资源与储能电站，参与辅助服务市场或现货市场交易并获得收入。

图表11：我国虚拟电厂试点项目

地区项目名称		启动时间资源类型	内容
上海上海市需求响应试点	2014	需求响应	2014年3月至2016年10月共启动3次需求响应，共参与需求响应负荷6.22万千瓦，累计降负荷25万千瓦，补偿金额共计20.3万元。
江苏江苏省需求响应	2016	需求响应	主要参与方为工业企业，开展了全球单次规模最大的需求响应，削减负荷352万千瓦。
河北国网冀北泛在电力物联网虚拟电厂 2019 示范工程		综合型	首个实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等11类19 家泛在可调资源，容量约16 万千瓦，涵盖张家
广东广东深圳自动化虚拟电厂	2020	综合型	口、秦皇岛、廊坊三个地市。首套自动化虚拟电厂系统已在深圳110千伏投控变电站投入试运行。承载该系统的装置占地不足1平方米，却可凭借前沿的通信和自动化聚合技术，发挥出与大型电厂等效的
华北华北国网综能虚拟电厂	2020	综合型	调峰、电压控制等功能。聚合 15.4 万千瓦可调资源参与华北电力辅助服务市场，累计对接筛查负荷 20 余万千
江苏江北智慧能源协调控制系统虚拟电 2021		综合型	瓦，成功接入可调负荷10 万千瓦，每天可创造 23 万千瓦时的新能源电量消纳空间。通过串联分布式光伏、储能设备及各类可控负荷，参与电网调峰辅助服务市场，按需增
厂安徽安徽合肥虚拟电厂	2021	综合型	减各类能源使用比例。实现光伏、储能、充（换）电、微电网等多种电力能源形式互联互动，接入光伏电站达
浙江浙江丽水绿色能源虚拟电厂	2021		120 兆瓦，相当于新增一座可为18 万户居民用户供电的电厂。侧重水电发由全市境内 800 多座水电站组成，利用光纤、北斗通信等新技术，将全域水电发电进
上海上海虚拟电厂	2021	电侧	行智慧调度；可参与辅助电网调峰工作。侧重需求侧通过开展规模化的“削峰”和“填谷”，不到两天累计调节电网负荷 56.2万千瓦。
湖北武汉市虚拟电厂试点项目	2021	响应综合型	可在武汉市东西湖、黄破、汉口后湖、百步亭、徐东、南湖、东湖高新等区域局部降低
浙江浙江平湖县城虚拟电厂	2021	综合型	监控负荷 70 万千瓦，折合电网基建投资 12.8亿，减少碳排放 300 万吨。汇聚分布式发电、储能、工业、综合园区、商业、居民等6大类18 小类用户侧资源，
广东广州市虚拟电厂	2021		建成包含日前、日内、实时可调资源共计 200 兆瓦以上。侧重需求侧已注册各类用户30家，完成签约15家，邀约响应能力约 250兆瓦，实时响应能力
广东深圳网地一体虚拟电厂平台	2021	响应	约15兆瓦。侧重需求侧部署于南网调度云，网省两级均可直接调度;负荷侧资源在接到该局调度下发的紧急调控
广东国电投深圳能源发展虚拟电厂平台2022		响应综合型	需求后,10 分钟内负荷功率即下调至目标值，为电网提供备用辅助服务。参与广东现货市场交易并获利，度电收益0.274元。
浙江国网浙江综合能源智慧虚拟电厂平 2022			侧重需求侧聚合3.38万千瓦相应资源参与省级电力需求响应，所有参与企业均达到补贴最大区间。
台两广南方电网分布式源荷聚合服务平台2022		响应综合型	已签约电力用户1449个，聚合资源规模7392兆瓦，涵盖广东、广西区域内新型储能、

资料来源：南方电网，各省发改委，各省能源局，华泰研究

海外经验：他山之石，可以攻玉

虚拟电厂自 21世纪初在德国、英国、西班牙、法国、丹麦等欧洲国家开始兴起，同期北美推进相同内涵的“电力需求响应”。目前虚拟电厂理论与实践在发达国家已成熟，且各国各有侧重。美国以可控负荷为主；以德国为代表的欧洲国家以分布式电源为主；澳大利亚以用户侧储能为主。

德国：以分布式电源为主，主要通过电力交易获取收入

德国虚拟电厂起源于 2000 年，聚焦分布式电源。全球首个虚拟电厂诞生于 2000 年，德国、荷兰、西班牙等 5 国 11 家公司共同启动虚拟电厂项目 VFCPP，搭建了由 31 个分散且独立的居民燃料电池热电联产（CHP）系统构成的虚拟电厂。德国高分布式能源占比的特点决定了其虚拟电厂以分布式电源的聚合为主。

电力系统拆分为虚拟电厂发展提供良好环境，德国虚拟电厂运营商主要分为独立虚拟电厂运营商、大型电力公司和新型市场参与者，可参与欧洲所有平衡市场。德国《能源经济法》提出了电力系统拆分的要求，将发电、输电、配电和售电分开，为新的市场参与者提供了公平的环境。独立虚拟电厂运营商指独立聚合商，不隶属于传统电力供应商。大型电力公司则将自己的发电资源以及可能的负荷用户和发电机组聚合到虚拟电厂当中。新型市场参与者如小规模分布式能源资源的制造商，主要将其用户的资源聚合到虚拟电厂当中。运营范围方面，欧洲有约 20 家电力交易所，在统一电力市场框架下，各国电网调度与交易独立运营，而电力交易中心一般采用多国联合的方式。欧洲互联电网已经连接整个欧洲和邻近大陆的部分地区。

图表12：德国虚拟电厂案例整理

	Next Kraftwerke	e2m	Entelios	GETEC Energie	BayWa.re	Sonnen
类型	独立虚拟电厂	独立虚拟电厂	独立虚拟电厂	独立虚拟电厂		电力公司虚新型市场参与者
能源资源组合	发电侧、需求侧、	发电侧、需求侧、	需求侧	发电侧、需求侧	拟电厂发电侧	虚拟电厂储能
	储能	储能
电厂规模	12294MV	3.26MV	>1GW	>3000MV	3.30MV	1MV
电厂规模	(2022年）	(2021年)	(2018年）		(2019年）	(2018年）
聚合资源范围	德国、比利时、奥地利、法国、波兰、荷兰、瑞士、意大利、芬兰	德国、波兰、奥地利、		德国、荷兰、瑞士、意大利、	德国、西班牙	德国
聚合资源产业	意大利
	生物质、风电、太阳能、		储能、电动汽车、	工业、电动汽车、电池储能、风生物质、太太阳能
	电池储能、电动汽车		房地产、工业	电、太阳能、生物质	阳能
资源管理与优化平衡服务	√	√	√	√	√	√
直接售电	√	√	√	√	√	√
电力公司白标解决方案	√	√	√	√	√
	√	√	√
需求响应 (工商业)	√	√	√	√		√
需求响应 (家庭)						√
向消费者、产业供电					√	√

资料来源：德国能源经济研究中心，各公司官网，华泰研究

Next Kraftwerke：欧洲最大的虚拟电厂。

公司创立于 2009 年，前身是德国清洁技术公司 Next Kraftwerke GmbH，主营业务为应急发电机、风力涡轮机和沼气发电厂的聚合工作，从而弥补电网波动。2011 年，公司研发的虚拟电厂平台首次投入测试，完成了从可再生能源到输电网运营商的储能运输控制。2020年，公司和东芝成立合资企业，拓宽虚拟电厂在日本的业务布局。2021 年，公司被壳牌公司以现金全资收购。据公司官网，截至 4Q22，公司共运营 15346 个分布式能源单元，接入发电装机容量 12294 兆瓦，2019 年参与电力交易量 15.1TWh。2020 年公司实现近 6 亿欧元收入，2013\~2020 年复合增速为 29%。

图表13： Next Kraftwerke 收入情况

资料来源：公司官网，华泰研究

公司的盈利模式主要为：1）作为可再生能源电力交易商，将风电、光伏等零或低边际成本的发电资源参与中长期、现货等电力市场交易；2）基于日前市场 24次、日内市场 96 次的价格波动，调节分布式电源的出力、负荷用电时间，实现高峰售电、低谷用电；3）利用微燃机、生物质发电等启动速度快、出力灵活的特点，在七个欧洲输电系统运营商（TSO）区域提供调频等电网辅助服务获取收益。

图表14： Next Kraftwerke 盈利模式

注：德国采取单一能量市场，没有容量市场，以杜绝容量市场为化石能源提供“补贴后门”的可能性资料来源：公司官网，华泰研究

美国：以可控负荷为主，主要通过需求响应获取收益

美国虚拟电厂起步于 90年代初，强调需求响应。美国在 21 世纪 80 年代就开始了对电力市场的改革，首个虚拟电厂出现于 90年代初。由于零售电价不断提升，光伏成本下行趋势下户用光伏装机占比提高，故美国虚拟电厂聚焦于需求响应，即通过控制电力价格、根据电力政策的动态变化引导电力用户改变其固有的习惯用电模式，从而降低用电负荷或获取用户手中的储能，保证电网系统稳定性。

图表15：美国零售电价不断提升

资料来源：EIA，华泰研究

目前美国实施需求响应项目最多、种类最齐全。以下为三个州实行过的需求响应案例。

新英格兰地区需求响应计划：分为负荷响应计划与价格响应计划。用户只能选择其中之一参与且减少负荷在 100\~5000kW 之间。无法达到最低负荷但想参加计划的同一地区的用户可以集合，集合后负荷总量必须超过 100kW。参加负荷响应计划的用户根据运行机构指令减少电力需求，减少电力负荷用户可获得补偿。

加利福尼亚州自动需求响应系统项目：是一个小规模的探索性项目，只有 175 户。试点的参与者安装可实现个性化智能调节的 GoodWatts 系统，用户可通过网络程序调整设定，个性化控制家电产品。在尖峰电价下高峰期的电价较高，其他小时、周末和假期都采用基准费率。

美国得克萨斯州的空调负荷管理项目：控制技术在需求响应中的典型应用，用户参与度相当高。在夏季负荷高峰时，奥斯汀能源公司（Austin Energy）利用温控器循环控制用户的空调以削减峰荷，并允许用户利用在线工具控制自己的智能温控器。据潘小辉等 2013 年发表的论文《国外需求响应技术及项目实践》，截至 2009 年，得克萨斯州已经安装了 86000个智能温控器，共削减峰荷 90MW。

澳大利亚：以用户侧储能为主，主要通过调频服务获取收益

20 世纪 90 年代完成电力系统拆分，2019 年澳大利亚能源市场运营公司（AustralianEnergy Market Operator, AEMO）开启虚拟电厂示范项目。20 世纪 90 年代澳大利亚政府对垂直一体化公司的发输配售 4 个环节进行了结构性拆分，在发电和售电环节引入了竞争机制。目前，澳大利亚除北领地与西澳大利亚州外，其他各州已形成发、输、配、售分开，发电侧和售电侧竞争、输配电政府管制、公司化运营的管理体制。2019 年 7 月，澳大利亚AEMO 开启为期两年、共计 8 个试点的虚拟电厂示范项目，主要位于国家电力市场主要区域，约 7150 用户签约，规模达 31MW。据 AEMO 2021 年 9 月发布的《AEMO NEM virtualpower plant knowledge sharing report #4》，截至 2022 年年底，澳大利亚在国家电力系统中运行的虚拟电厂规模约 700 MW。

图表16：虚拟电厂示范项目建设情况

资料来源：AEMO，华泰研究

聚合资源以用户侧储能为主，主要提供调频服务。澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，目前主要是参与紧急频率控制辅助服务市场和电能量市场，主要提供调频服务。澳大利亚的应急调频主要用于电网频率突发事件之后，根据响应时间可以划分为 3 种：①6s 应急调频，突发事件发生后，在 6s内响应以阻止频率大幅下降/上升；②60s 应急调频，即频率大幅下降/上升后，在 60s 内响应以稳定频率；③5 min 应急调频，即频率大幅度下降/上升后，在 5 min 内响应以将频率恢复到正常运行范围内。调频辅助服务供应商需在AEMO 注册后，通过 AEMO 市场管理系统提交报价参与相应的调频服务。

图表17：澳大利亚虚拟电厂盈利模式

资料来源：《澳大利亚虚拟电厂发展概况与经验启示》王金峰等，2023（DOI: 10.19421/j.cnki.1006-6357.2023.04.009），华泰研究

调频服务收入具有季节性特征，突发事件较为频繁的夏季通常收入更高。据 AEMO 2021年 1 月发布的《AEMO NEM virtual power plant knowledge sharing report #3》，截至 2021年 1 月，示范项目收益共计约 238 万澳元。由于夏季工厂停电导致突发事件较为频发，高收益通常发生在夏季。其他特殊情况如 2020 年 2月，南澳电网发生孤岛运行事件，特斯拉与电力零售商 Energy Locals 开发的虚拟发电厂项目 SA VPP 参与应急调频市场收益高达117 万澳元以上。随虚拟电厂建设推进，澳大利亚虚拟电厂参与应急调频市场份额由 2020年 4 月的 0.6%提升至 2021 年 4 月的 3%，提供应急调频服务平均响应水平也由 2MV增加至 14MW。

图表18：澳大利亚 AEMO 虚拟电厂示范项目月度收益

资料来源：AEMO，华泰研究

我国虚拟电厂市场规模：2025年或达102亿，2030年或达千亿

参考我国目前电力系统市场化进度，我们认为当前虚拟电厂的盈利来源主要为需求侧响应等辅助服务市场或政府补贴；随着现货市场在全国各地逐步推广、新能源加速参与现货交易，若 2030 年前后电能量市场、辅助服务市场、容量市场能够形成，虚拟电厂盈利模式空间将会打开。

图表19：虚拟电厂收入来源

注：电力现货市场形成后，辅助服务中的调峰、备用市场将被现货电能量市场取代，辅助服务主要指调频服务资料来源：发改委，国电投，华泰研究

我国虚拟电厂市场规模：2025 年或达 102 亿，2030 年或达千亿

2025 年虚拟电厂市场规模或可达 102 亿元。

据中电联，预计 2025 年我国最高用电负荷为 16.3 亿千瓦。

假设：

1）虚拟电厂调节比例达最高用电负荷的 5%；

2）响应类型及比例：假设削峰响应和填谷响应各占 50%，且我们认为响应需求中更大部分的邀约可提前发出，需要实时响应的部分相对较少，故假设提前 1 天、提前 4 小时、实时三种模式的占比分别为 25%、15%、10%；

3）削峰响应时间：据国网统计，近 10 年来每年负荷超 95%的时长在 40-110 小时，考虑我国用电需求提升，随新能源不断接入电网，负荷侧波动仍会加剧，取 110 小时；

4）填谷响应时间：每年节假日与双休日共计 115 天，我们认为每天低谷时段为凌晨 3-5 点，下午 12-14 点，则每年填谷响应时间共计 460 小时；

5）补贴标准：参考《2023 年云南省电力需求响应方案》的补贴标准均值上下浮动；

6）虚拟电厂分成比例：参考 2021 年广东市场化需求响应运行中虚拟电厂作为聚合商收益分成比例为 24%，我们认为短期各地为鼓励虚拟电厂发展，分成比例将略有提升，取 30%；基于此，测算得到 2025 年国内虚拟电厂市场规模将达 102 亿元。

图表20： 2025 年我国虚拟电厂规模测算

2025年需求侧响应市场规模测算
最高用电负荷 (亿千瓦) 16.3
虚拟电厂参与调节的比例
响应类型	提前通知时间	响应时间比例（小时）	5% 响应量 (亿千瓦时)	补贴标准 (元/千瓦时)	市场规模（亿元）
削峰响应	提前1天	25%	110	22 2	45
	>4小时	15%	110 13	2.2	30
	/	10%	110 9	2.5	22
填谷响应	提前1天	25%	460 94	1	94
	>4小时	15%	460 56	1	56
	1	10%	460 37	2.5	94
虚拟电厂分成比例
市场规模 (亿元)	30% 102

资料来源：中电联，广州市工业和信息化局，云南省能源局，华泰研究预测

2030 年虚拟电厂市场规模或达千亿元。

注：2030 年的具体测算我们只考虑了辅助服务市场和现货市场。鉴于现货市场形成后，辅助服务市场的调峰需求将会在现货市场中体现，故测算得到的两个市场规模可能存在重叠，预计我国 2030 年虚拟电厂市场规模或达千亿元。

电能量（现货交易）市场规模或可达 939 亿元。

据国家能源局，2030 年全社会用电量为 11 万亿千瓦时。

假设：

1）市场化交易电量占比：据中电联数据，2022 年底市场化交易电量占比达 60.8%，我们保守预计 2030 年参与市场化交易的电量占比为 61%；

2）现货占比：目前仅有个别省份有现货市场，且这些省份现货占比均不足 10%。随电力现货市场建设加速推进，我们预计 2030 年市场化交易电量中现货占比提升至 10%；

3）电价峰谷差：据中关村储能产业技术联盟（CNESA），2022 年 31 个典型省市（一般工商业 10kV）的总体平均价差为 0.7 元/kWh；

4）虚拟电厂分成比例：参考 2021 年广东市场化需求响应运行中虚拟电厂作为聚合商收益分成比例为 24%，我们认为短期各地为鼓励虚拟电厂发展，分成比例将略有提升，但随虚拟电厂行业参与者增多，远期分成比例将会下降，故 2030 年取 20%。

基于此，测算得到 2030 年国内虚拟电厂市场规模中现货交易部分将达 939 亿元。

辅助服务市场规模或可达 770亿元。

据国家能源局，2030 年全社会用电量为 11 万亿千瓦时。

假设：

1）用电单价：2018 年全国用电单价为 0.6 元/千瓦时，我们预计随电力系统市场化，平均售电价格将于 2030 年提升至 0.7 元/千瓦时；

2）辅助服务费用占比：据《中国能源报》2023 年 5 月 1 日发表的《电力辅助服务将成储能主要盈利渠道》，我国辅助服务占用电费比例已达 2.5%；据国家能源局，参考国际经验，辅助服务费用一般占总电费 3%以上，且该比例随着新能源大规模接入还将不断提升；故我们预计 2030 年辅助服务费用占比提升至 5%；

3）虚拟电厂分成比例：参考 2021 年广东市场化需求响应运行中虚拟电厂作为聚合商收益分成比例为 24%，我们认为短期各地为鼓励虚拟电厂发展，分成比例将略有提升，但随虚拟电厂行业参与者增多，远期分成比例将会下降，故 2030 年取 20%。

基于此，测算得到 2030 年国内虚拟电厂市场规模中辅助服务部分将达 770 亿元。

图表21： 2030 年我国虚拟电厂规模测算

2030年我国虚拟电厂总规模	千亿
电能量（现货交易）市场
量	亿千瓦时
全社会用电量	亿千瓦时 110000
市场化交易电量占比	% 61%
现货占比	% 10%
价	元/千瓦时 0.700
虚拟电厂分成比例	% 20%
市场规模
亿元辅助服务市场
全社会用电量	亿千瓦时 110000
用电单价	元/千瓦时 0.7
全社会总电费	亿元 77000
辅助服务费用占比	% 5%
辅助服务费用规模	亿元 3850
虚拟电厂分成比例	% 20%
市场规模	亿元 770

资料来源：国家能源局，发改委，中电联，云南省能源局，华泰研究预测

此外，虚拟电厂还可通过帮助新能源电站/售电公司降低偏差考核损失获得收入。

新能源电站：受功率预测偏差影响，电改推进过程中新能源电站挑战增加。

截至 2022 年底，我国仅有 5 个省份允许新能源主体参与正式电力现货市场交易，因存在功率预测偏差的问题，电改推进过程中新能源电站电价不确定性增强。据山西、山东两省电力市场公开披露数据，2022 年山西/山东省新能源电站因短期功率预测偏差（忽略节点价格差异）产生的亏损为 5.29/19.88 亿元，度电亏损约 0.01 元。而未来随现货市场逐步推广，新能源加速入市参与现货交易，其中的弃电不纳入电网弃电率的考核范围，电量和电价均存在不确定性。虚拟电厂可依靠自身聚合的灵活性正负资源，帮助新能源电站降低预测与实际的偏差，获取一定收入。

图表22： 2022年山西、山东新能源短期功率预测偏差带来的损益

	2022年山西、山东新能源短期功率预测偏差带来的损益
省份	类型日前预测偏差度电损益(元/MWh)	日前预测偏差损益 (亿元)
山西	光伏	-4.54 -0.70
山东	风电	-10.43 -4.59
	平均	-8.92 -5.29 -4.09
	光伏	-7.92 -9.73
		-15.79
风电平均	-9.29	-19.88

资料来源：山西电力交易中心，山东电力交易中心，华泰研究

售电公司：虚拟电厂的盈利还可以来自帮助售电公司降低偏差考核。

偏差考核指对售电公司的申报电量（合同电量）与实用电量的差额进行考核，若电量偏差超出规定范围，则对偏差部分收取一定考核费用。未来市场化持续推进，售电公司这部分的影响可能体现在不得不通过现货市场兑现合同缺口或过剩部分。由于电力中长期交易合同电量均为计划值，而售电公司受数据管理能力不足等因素影响难以准确预测电量，电量偏差普遍存在。如据广东电力交易中心，2023 年 1 月参与结算的 155 家售电公司中有 106家亏损，度电亏损约 0.0004 元，亏损原因之一就是较高的偏差考核费用。虚拟电厂可通过帮助售电公司更准确的预测用电量并引导用户响应偏差，减少偏差考核费用，并获取一定收入。

标的推荐

随虚拟电厂行业发展加速，各领域企业布局加速。虚拟电厂行业主要涉及三类企业：1）电网系企业，主要依托电网系统建立自身竞争优势，如国电南瑞、国网信通等；2）电力信息化企业，在智能计量、发电功率预测、提供解决方案等方面具备竞争优势，如东方电子、恒实科技、苏文电能、国能日新、朗新科技、远光软件、安科瑞等；3）具备丰富分布式资源的新能源企业，如晶科科技、南网能源、芯能科技等。

短期我们看好深耕电力系统、有分布式资产和较强客户黏性的企业，中长期我们认为服务能力和灵活的机制才是在这个领域可以持续跑赢的核心，看好激励机制较好，具备服务基因的民营企业。推荐标的为南网能源、晶科科技。

晶科科技、南网能源：分布式资源丰富，未来有望成为虚拟电厂聚合商。2022 年 11 月，晶科科技旗下的综合能源服务商晶科慧能以负荷聚合商身份组织晶科 10MW/20MWh 用户侧储能项目全程参与虚拟电厂 72 小时试运行，验证了该储能项目除了两充两放的基本盈利模式外，还可参与调频辅助服务获得收益。受益电价改革，背靠南方电网的南网能源 2022年底工商业装机达 1360MV，2017\~2022 年复合增速为 26.5%。组件降价趋势下，2023 年公司分布式光伏装机建设加速，看好工商业储能发展为公司打开长期增长空间。随虚拟电厂行业不断成熟，我们认为此类分布式资源丰富的企业有望通过发展虚拟电厂业务构建新的增长曲线。

图表23：重点公司推荐一览表

收盘价				目标价市值 (百万)		EPS(元)				PE（倍）
股票名称		股票代码投资评级 (当地币种)		(当地币种)	(当地币种)	2022	2023E	2024E	2025E	2022	2023E	2024E	2025E
南网能源	003035 CH	买入	6.94	10.41	26,288	0.15	0.24	0.35	0.47	46.27	28.92	19.83	14.77
晶科科技	601778 CH	增持	4.87	5.60	17,390	0.06	0.16	0.22	0.30	81.17	30.44	22.14	16.23

注：数据截至 2023 年 07 月 17 日
资料来源：Bloomberg，华泰研究预测

图表24：重点推荐公司最新观点

股票名称南网能源 (003035 CH)	最新观点 2022年归母净利同比+15.6%，小幅下调盈利预测与目标价
	南网能源发布年报，2022年实现营收 28.88亿元(追溯后同比+10.3%、追溯前+11.1%)，归母净利5.53亿元(追溯后同比+15.6%、追溯前+16.8%)。和业绩快报一致。扩张速度放缓，下调23-24年农光互补新增装机预测；单位成本下降，上调23-24年建筑节能与生物质综合利用毛利率预测；我们预计公司23-25年归母净利为8.93/13.27/17.66亿元（前值8.96/13.37/-亿元）。公司在节能服务与综合能源领域地位领先，工商业光伏贡献业绩高弹性，23-24年归母净利CAGR（55%）高于可比公司均值（29%）。23年可比PEG均值0.79x（Wind一致预期），给予公司23年0.79xPEG，对应目标价10.41元（前值10.79元，基于23年0.81xPEG）。维持"买入"。风险提示：光伏新增装机规模不及预期；光伏新项目开发不及预期；可再生能源补贴拖欠风险；合同能源管理项目服务期内经济效益不确定。
晶科科技 (601778 CH)	报告发布日期：2023年04月15日点击下载全文：南网能源(003035CH,买入)：工商业光伏龙头地位稳固并网规模扩大、财务费用走高，小幅下调盈利预测与目标价我们将晶科科技2023-2025年归母净利预测更新至5.8/7.8/10.8亿元（前值6.1/8.0/-亿元），对应EPS为0.16/0.22/0.30元。盈利预测调整主要基于：1）并网装机容量新增2.42/2.54/2.54GW、发电量61/92/124亿千瓦时；2）光伏EPC交付量356/427/513MW，毛利率保持10%左右；3）因资本开支扩大，财务费用率仍将处于高位，三年分别为17%/18%/16%。公司23-25年归母净利CAGR（73%）高于可比均值（37%），参考2023 年可比均值27xPE，给予公司2023年35xPE，目标价5.6元（前值6.3元，基于2023年30xPE）。维持增持评级。风险提示：光伏项目开发竞争加剧；光伏组件降价不及预期；弃光限电风险。

资料来源：Bloomberg，华泰研究预测

风险提示

政策推进不及预期。虚拟电厂行业发展受政策影响较大，若国家层面关于虚拟电厂的顶层设计出台不及预期，将对虚拟电厂发展带来不利影响。

电力市场化改革不及预期。电力现货交易、辅助服务是虚拟电厂收入的重要组成部分，若电力市场化改革进度不及预期，电力现货市场、辅助服务市场形成不及预期，将对行业发展带来不利影响。

技术创新不及预期。智能计量、智能调度等电子 IT 技术是否完备，对虚拟电厂能否有效调节负荷、完成电力交易有较大影响，若技术发展不及预期，将导致虚拟电厂行业发展遇阻。

测算结果偏差。2030 年我国虚拟电厂规模具体测算中只考虑了辅助服务市场和现货市场。鉴于现货市场形成后，辅助服务市场的调峰需求将会在现货市场中体现，测算得到的两个市场规模可能存在重叠，与实际空间有所偏差。

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分析师声明

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评级说明

投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数），具体如下：

行业评级

增持：预计行业股票指数超越基准

中性：预计行业股票指数基本与基准持平

减持：预计行业股票指数明显弱于基准

公司评级

买入：预计股价超越基准 15%以上

增持：预计股价超越基准 5%\~15%

持有：预计股价相对基准波动在-15%\~5%之间

卖出：预计股价弱于基准 15%以上

暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策

无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息

法律实体披露

中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：91320000704041011J香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231

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