> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** 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 zhangyc02@ctsec.com 分析师 张磊 SAC证书编号：S0160522120001 zhanglei02@ctsec.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: <table><tr><td rowspan="2">代码</td><td rowspan="2">公司</td><td rowspan="2">总市值 （亿元）</td><td rowspan="2">收盘价 (08.17)</td><td colspan="3">EPS（元）</td><td colspan="3">PE</td><td rowspan="2">投资评级</td></tr><tr><td>2022A</td><td>2023E</td><td>2024E</td><td>2022A</td><td>2023E</td><td>2024E</td></tr><tr><td>300513</td><td>恒实科技</td><td>42.16</td><td>13.44</td><td>0.10</td><td>0.23</td><td>0.35</td><td>115.05</td><td>57.90</td><td>37.93</td><td>未覆盖</td></tr><tr><td>300682</td><td>朗新科技</td><td>223.44</td><td>20.37</td><td>0.49</td><td>0.68</td><td>1.15</td><td>44.86</td><td>29.96</td><td>17.71</td><td>增持</td></tr><tr><td>000682</td><td>东方电子</td><td>119.19</td><td>8.89</td><td>0.33</td><td>0.42</td><td>0.54</td><td>24.59</td><td>21.10</td><td>16.55</td><td>未覆盖</td></tr><tr><td>300982</td><td>苏文电能</td><td>87.53</td><td>42.54</td><td>1.83</td><td>2.63</td><td>3.41</td><td>26.94</td><td>16.17</td><td>12.48</td><td>增持</td></tr></table> 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。 # 内容目录 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 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 # 图表目录 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 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） 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 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 # 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 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。 图4.虚拟电厂的发展 数据来源：《虚拟电厂技术现状及展望》_杨晓已等，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 # 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。 <table><tr><td colspan="2">表1.深圳虚拟电厂管理中心签约企业</td></tr><tr><td>企业类型</td><td>企业名称</td></tr><tr><td>通信企业</td><td>中国铁塔、中国电信、中国移动、中国联通、华为数字能源等</td></tr><tr><td>大型负荷聚合商</td><td>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</td></tr><tr><td>大型充电企业</td><td>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</td></tr><tr><td>建筑楼宇资源代表</td><td>美的集团、建科院、前海能源、深石零碳等</td></tr><tr><td>储能资源与应用代表</td><td>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</td></tr><tr><td>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</td><td>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</td></tr></table> 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。 表2.国内部分地区虚拟电厂调峰市场机制 <table><tr><td>地区</td><td>政策文件</td><td>准入条件</td><td>报价与出清</td><td>结算</td></tr><tr><td>华北</td><td>《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则》</td><td>不少于10MW的稳定调节电力、30(MW·h)的稳定调节电量</td><td>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</td><td>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</td></tr><tr><td>华中</td><td>《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则》</td><td>单次调节容量大于25(MW·h)，最大调节功率大于5MW</td><td>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</td><td>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）</td></tr><tr><td>上海</td><td>《上海电力调峰辅助服务市场运营规则（试行)》</td><td>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</td><td>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</td><td>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</td></tr><tr><td>山东</td><td>《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）(2021修订版)》</td><td>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</td><td>报量报价；报价上限为400元/(MW+h)；可参与日前、日内和实时市场</td><td>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</td></tr><tr><td>浙江</td><td>《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则》</td><td>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</td><td>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)</td><td>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</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》</td><td>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</td><td>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)</td><td>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</td></tr></table> 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 $2\mathrm{h}$ ，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。 $\succ$ 结算方面：补偿费用由基本补偿费和调用补偿费组成。 表3.国内部分地区虚拟电厂调频市场机制 <table><tr><td>地区</td><td>政策文件</td><td>准入条件</td><td>报价与出清</td><td>结算</td></tr><tr><td>浙江</td><td>《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则》</td><td>额定充/放电功率大于5MW、持续响应时间大于2h</td><td>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)</td><td>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。</td></tr><tr><td>江苏</td><td>《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行)》</td><td>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</td><td>报量不报价，市场最高价出清；参与日前市场，日内调用</td><td>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</td></tr></table> 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NextKraftwerke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（FrequencyContainmentReserve，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 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 <table><tr><td></td><td>V2G充电桩</td><td>独立储能</td></tr><tr><td>功率</td><td>100MW (6667*15KW)</td><td>100MW</td></tr><tr><td>使用寿命</td><td>8年</td><td>16年，电池组8年</td></tr><tr><td>初始投资</td><td>0.57亿元</td><td>4亿元</td></tr><tr><td>第8年投资</td><td>0.57亿元</td><td>2亿元</td></tr><tr><td>总投资</td><td>1.14亿元</td><td>6亿元</td></tr></table> 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。 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 <table><tr><td colspan="2">响应类型</td><td>提前通知时间</td><td>补贴标准（元/千瓦时）</td><td>响应系数</td></tr><tr><td rowspan="3">削峰</td><td rowspan="2">邀约响应</td><td>提前1天</td><td rowspan="3">0~5</td><td>1</td></tr><tr><td>>4小时</td><td>1.5</td></tr><tr><td>实时响应</td><td>/</td><td>3</td></tr><tr><td rowspan="3">填谷</td><td rowspan="2">邀约响应</td><td>提前1天</td><td rowspan="3">0~2</td><td>1</td></tr><tr><td>>4小时</td><td>1.5</td></tr><tr><td>实时响应</td><td>/</td><td>3</td></tr></table> 数据来源：广州市人民政府网，财通证券研究所 表6.2022年各省市电力需求响应补贴政策 <table><tr><td>时间</td><td>省份</td><td>政策文件</td><td>补贴标准</td></tr><tr><td>2022.06.14</td><td>宁夏</td><td>《宁夏回族自治区电力需求响应管理办 法》</td><td>削峰响应：2元/kWh 填谷响应：0.35元/kWh</td></tr><tr><td>2022.06.07</td><td>山东</td><td>《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》</td><td>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</td></tr><tr><td>2022.05.24</td><td>福建</td><td>《福建省电力需求响应实施方案（试行)》</td><td>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</td></tr><tr><td>2022.04.16</td><td>广东</td><td>《广东省市场化需求响应实施细则》</td><td>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</td></tr><tr><td>2022.04.07</td><td>河北</td><td>《河北省电力需求响应市场运营规则》</td><td>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</td></tr><tr><td>2022.01.19</td><td>安徽</td><td>《安徽省电力需求响应实施方案（试行)》</td><td>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</td></tr></table> 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 <table><tr><td>时间</td><td>省/市</td><td>政策文件</td><td>类型</td><td>补贴标准</td></tr><tr><td>2023.06.09</td><td>厦门</td><td>《厦门市电力需求响应实施方案 (2023-2025年)》</td><td>激励型</td><td>补贴价格=补贴价格系数*响应速度系数*4元/千瓦时</td></tr><tr><td>2023.06.09</td><td>海南</td><td>《海南省2023年电力需求响应实施方案(试行)》</td><td>激励型</td><td>0.3元/千瓦时</td></tr><tr><td>2023.04.27</td><td>云南</td><td>《2023年云南省电力需求响应方案》</td><td>激励型</td><td>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。</td></tr><tr><td>2023.04.25</td><td>甘肃</td><td>《甘肃电力需求响应市场实施方案(试行)》</td><td>价格型</td><td>/</td></tr><tr><td>2023.04.19</td><td>四川</td><td>《2023年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》</td><td>价格型</td><td>/</td></tr><tr><td>2023.01.16</td><td>天津</td><td>《天津市2023年春节期间电力需求响应实施细则》</td><td>激励型</td><td>邀约型填谷需求响应:1元/千瓦时</td></tr></table> 数据来源：各省、市政府，财通证券研究所 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 表8.6 月代理电价峰谷价差对比(单位：元/千瓦时) <table><tr><td>地区</td><td>2022年6月</td><td>2023年6月</td><td>同比增长率(%)</td></tr><tr><td>江西</td><td>0.3934</td><td>0.6327</td><td>60.82%</td></tr><tr><td>四川</td><td>0.4890</td><td>0.5830</td><td>19.21%</td></tr><tr><td>陕西（榆林电网）</td><td>0.5206</td><td>0.6184</td><td>18.79%</td></tr><tr><td>陕西（陕西电网）</td><td>0.5550</td><td>0.6428</td><td>15.81%</td></tr><tr><td>青海</td><td>0.2795</td><td>0.3175</td><td>13.62%</td></tr><tr><td>山东</td><td>0.7073</td><td>0.7786</td><td>10.08%</td></tr><tr><td>广东（粤北山区）</td><td>0.6509</td><td>0.7110</td><td>9.23%</td></tr><tr><td>广东（东西两翼地区）</td><td>0.7182</td><td>0.7756</td><td>7.99%</td></tr><tr><td>河北南</td><td>0.5684</td><td>0.6119</td><td>7.67%</td></tr><tr><td>广东（惠州）</td><td>0.7952</td><td>0.8537</td><td>7.36%</td></tr><tr><td>广东（珠三角五市）</td><td>0.8340</td><td>0.8885</td><td>6.53%</td></tr><tr><td>湖北</td><td>0.7781</td><td>0.8254</td><td>6.07%</td></tr><tr><td>河南</td><td>0.6946</td><td>0.7366</td><td>6.06%</td></tr><tr><td>广东（江门市）</td><td>0.8340</td><td>0.8835</td><td>5.94%</td></tr><tr><td>北京</td><td>0.4081</td><td>0.4238</td><td>3.85%</td></tr><tr><td>云南</td><td>0.3025</td><td>0.3135</td><td>3.64%</td></tr><tr><td>重庆</td><td>0.6763</td><td>0.7004</td><td>3.55%</td></tr><tr><td>吉林</td><td>0.5808</td><td>0.5959</td><td>2.59%</td></tr><tr><td>福建</td><td>0.5446</td><td>0.5444</td><td>-0.03%</td></tr><tr><td>辽宁</td><td>0.7109</td><td>0.7083</td><td>-0.37%</td></tr><tr><td>黑龙江</td><td>0.5721</td><td>0.5617</td><td>-1.81%</td></tr><tr><td>浙江</td><td>0.9311</td><td>0.9094</td><td>-2.33%</td></tr><tr><td>江苏</td><td>0.8330</td><td>0.8091</td><td>-2.87%</td></tr><tr><td>天津</td><td>0.6405</td><td>0.6069</td><td>-5.25%</td></tr><tr><td>安徽</td><td>0.7951</td><td>0.7513</td><td>-5.51%</td></tr><tr><td>海南</td><td>1.0986</td><td>1.0174</td><td>-7.39%</td></tr><tr><td>上海</td><td>0.8224</td><td>0.7565</td><td>-8.01%</td></tr><tr><td>内蒙古东</td><td>0.6154</td><td>0.5389</td><td>-12.44%</td></tr><tr><td>山西</td><td>0.5046</td><td>0.4163</td><td>-17.51%</td></tr><tr><td>冀北</td><td>0.5704</td><td>0.4389</td><td>-23.06%</td></tr><tr><td>广西</td><td>0.6553</td><td>0.4928</td><td>-24.80%</td></tr><tr><td>宁夏</td><td>0.3927</td><td>0.2924</td><td>-25.54%</td></tr><tr><td>新疆</td><td>0.4843</td><td>0.3423</td><td>-29.32%</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>0.2448</td><td>0.1522</td><td>-37.81%</td></tr></table> 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 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） <table><tr><td>时间</td><td>省份</td><td>政策文件</td><td>相关内容</td></tr><tr><td>2022.03.28</td><td>山东</td><td>《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》</td><td>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)。</td></tr><tr><td>2022.12.12</td><td>云南</td><td>《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》</td><td>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。</td></tr><tr><td>2023.06.25</td><td>贵州</td><td>《贵州省全面深化价格机制改革助力实现碳达峰行动方案》</td><td>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。</td></tr><tr><td>2023.06.27</td><td>安徽</td><td>《安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知》</td><td>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。</td></tr></table> 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； 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 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(2021—2030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。 # 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。 # $\succ$ 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 <table><tr><td colspan="3">表10.需求响应市场空间测算</td></tr><tr><td></td><td>2025E</td><td>2030E</td></tr><tr><td>可调节负荷容量(亿千瓦)</td><td>0.75</td><td>2.25</td></tr><tr><td>度电收益（元/千瓦时）</td><td>2</td><td>1.4</td></tr><tr><td>响应时长（小时）</td><td>120</td><td>360</td></tr><tr><td>分成比例</td><td>50%</td><td>50%</td></tr><tr><td>市场空间（亿元）</td><td>90</td><td>567</td></tr></table> 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7500万千瓦，按2022年风电光伏发电量占全社会用电量的 $13.8\%$ ， $10\%$ 的强制配储比例，可调节负荷容量中储能容量占比为 $1.38\%$ ，约1035兆瓦。根据储能与电力市场公众号，调节里程约150万兆瓦/日。 2030年：根据前文，2030年可调节负荷容量（除新能源汽车）约为8950万千瓦，按国家发改委预计2030年风电光伏发电量占全社会用电量的 $26\%$ ， $20\%$ 的强制配储比例，可调节负荷容量中储能容量占比为 $5.2\%$ ，约4650兆瓦。根据储能与电力市场公众号，调节里程约675万兆瓦/日。 # 调频收益 2025年：根据《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则(试行)》，一次调频服务报价单位为元/MW，报价范围为5-10元/MW，按7.5元/MW。 2030年：随着调频辅助服务市场逐渐成熟，补贴下降为5元/MW。 > 满充放电次数：根据储能与电力市场公众号，全年运行330天，平均每日充放电0.89次，满充放电次数为294次/年。 > 辅助服务市场空间=调节里程*调频收益*满充放电次数*分成比例 <table><tr><td colspan="3">表11.辅助服务市场空间测算（仅考虑调频）</td></tr><tr><td></td><td>2025E</td><td>2030E</td></tr><tr><td>调节里程(万兆瓦/日)</td><td>150</td><td>675</td></tr><tr><td>调频收益（元/兆瓦）</td><td>7.5</td><td>5</td></tr><tr><td>满充放电次数（次/年）</td><td>294</td><td>294</td></tr><tr><td>分成比例</td><td>50%</td><td>50%</td></tr><tr><td>市场空间（亿元）</td><td>16.5</td><td>49.6</td></tr></table> 数据来源：国家能源局，国家发改委，中国能源报，储能与电力市场公众号，财通证券研究所测算 # 3.4 容量补偿市场空间测算：2030年有望达54亿元 # 关键假设 > 容量补偿收益：根据《河北省发展和改革委员会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》，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。 > 容量补偿市场空间=可调节负荷容量*补偿标准*运行月数*分成比例 <table><tr><td colspan="3">表12.容量补偿市场空间测算</td></tr><tr><td></td><td>2025E</td><td>2030E</td></tr><tr><td>可调节负荷容量(亿千瓦)</td><td>0.75</td><td>2.25</td></tr><tr><td>补偿标准（元/千瓦·月）</td><td>8</td><td>8</td></tr><tr><td>运行月数</td><td>3</td><td>6</td></tr><tr><td>分成比例</td><td>50%</td><td>50%</td></tr><tr><td>市场空间（亿元）</td><td>9</td><td>54</td></tr></table> 数据来源：河北省发改委，财通证券研究所测算 综上所述，预计2025年虚拟电厂市场空间（需求响应+辅助服务+容量补偿）可达116亿元，2030年虚拟电厂市场空间（需求响应+辅助服务+容量补偿）可达671亿元。 # 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 4.1虚拟电厂产业链构成：基础资源、虚拟电厂建设运营、电力需求方虚拟电厂产业链主要包括：上游基础资源、中游虚拟电厂运营、下游电力需求方。 1）上游基础资源主要包括可控负荷、分布式能源和储能。可控负荷重点集中在工业、建筑和居民等领域，不同应用场景负荷可调潜力差异较大；分布式电源是指 用户现场及附近配置较小的发电机组，包括小型燃机、小型光伏和风电机等；储能设备可分为机械储能、化学储能、电磁储能和相变储能。 2）中游虚拟电厂建设运营商主要包括负荷聚合商和技术服务商。负荷聚合商是产业链的关键环节，依靠互联网、大数据等，整合、优化、调度、决策来自各个层面的数据信息，增强虚拟电厂的统一调控能力；技术服务商则主要依托软件开发、模型算法等方面的优势，为负荷聚合商提供技术服务，或者直接参与交易。 3）下游电力需求方由电网公司、售电公司和大用户构成，其中以国网、南网为代表的电网公司的需求为主。 图12.国内虚拟电厂产业链 数据来源：中商产业研究院，财通证券研究所 # 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 中游建设运营商凭借技术优势有望成为虚拟电厂的主角，建议关注东方电子、朗新科技、恒实科技。虚拟电厂处于行业发展早期，大的区域性的虚拟电厂具备电力基础设施属性，需要国网和南网的参与。小的区域性虚拟电厂更多承担辅助服务，市场化民营资本或可以进入。我们认为前期的发展中，大的区域性的虚拟电厂是主体建设环节，“卖水人”中游建设运营商受益明显，目前建设运营商综合多种路线开展业务探索：一是获得提供辅助服务并取得补偿的合约，通过调节用户负荷提供削峰填谷等辅助服务，调配可控资源提供发电容量；二是对电力市场价格波动进行预测，决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，为用户提供智能用电方案；三是引导分布式电源以最佳方式参与市场交易，包括签订交易合约、确定竞价方式等。因此，运营商的聚合、调度、预测和交易结算能力或将成为竞争关键，我们建议关注东方电子、朗新科技、恒实科技。 表13.虚拟电厂行业技术壁垒较高 <table><tr><td>关键技术</td><td>主要技术</td><td>项目内容</td><td>重点难点</td></tr><tr><td>状态感知与灵活聚合</td><td>资源动态优化聚合、异构资源精 准建模、电力客户画像技术</td><td>多目标与多尺度主动优化聚合、资源 聚合体等值建模、单一负荷精细化建 模、自监督学习、半监督学习</td><td>优质需求响应用户辨识、异构资 源分类建模、多目标与多尺度灵 活聚合</td></tr><tr><td>信息预测与容量估计</td><td>电价预测、负荷/电量预测、分 布式光伏预测、响应容量估计</td><td>小样本学习、影响因素分析、人工智 能算法、图神经网络、长短期记忆神 经网络、时间序列法、卷积神经网络</td><td>电价影响因素分析、中长期电量 预测、分布式光伏出力预测、响 应容量估计</td></tr><tr><td>市场交易与优化决策</td><td>优化投标策略、优化定价策略、 资源优化调度</td><td>随机优化、模糊优化、鲁棒优化、博 弈论、在线学习、自适应免疫遗传算 法、自趋优在线负荷跟踪控制</td><td>多重不确定因素影响的优化报价 策略制定、报价定价耦合影响下 的策略制定</td></tr><tr><td>补偿结算与效益评估</td><td>基线负荷估计、收益分配策略、 响应效益评估</td><td>同步模式匹配、对照组法、平均法、 回归法、Shapley值、主从博弈、信用 等级、系统动力学、灰色综合评价</td><td>多场景下集群用户基线负荷估 计、收益分配机制、多维分层分 级综合评估方法</td></tr></table> 数据来源：《面向新型电力系统的虚拟电厂商业模式与关键技术》_葛鑫鑫等,财通证券研究所 图13.中游建设运营商有望成为当下虚拟电厂的关键角色 数据来源：中商产业研究院，财通证券研究所 # 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 公司营业收入和归母净利润稳健增长，2023Q1增速均超 $20\%$ 。电力系统改革背景以及智能电表替换景气周期下，公司与电网投资业务相关的子行业均保持高速增长。2023Q1公司实现营业收入11.50亿元，同比增长 $21.81\%$ ；归母净利润0.77亿元，同比增长 $26.32\%$ 图14.东方电子近5年来营收稳步增长 数据来源：Wind，财通证券研究所 图15.归母净利润近三年保持 $25\%$ 左右年均增速 数据来源：Wind，财通证券研究所 公司深耕电力能源行业40余年，形成了完整产业链和核心算法两大优势，在虚拟电厂业务中抢占先机。 > 完整产业链布局强化聚合、调度能力。公司产品体系覆盖智能电网“发输变配用”全环节，培育出调度自动化、变电站保护及综合自动化、变电站智能辅助监控系统、配电自动化、配电一二次融合、网络安全装置、虚拟电厂、电能表及计量系统等全面解决方案，在电力行业“源-网-荷-储”等环节形成完整的产业链布局，能够实现虚拟电厂的中枢控制系统与末端采集设备的有机地融合，聚合和调度能力突出。 > 核心算法构筑竞争壁垒。虚拟电厂行业涉及对冷、热、电、气、水等多种能源的管理，对系列知识储备和算法有较高要求。公司基于长期的电力系统开发业务积累了算法优势，有助于构建竞争壁垒。2022年，公司进一步加强对新能源发电功率预测系统的研发投入，全面提升新能源的可观、可测、可控能力。 表14.东方电子完整产业链布局强化聚合、调度能力 <table><tr><td>业务</td><td>主要产品</td></tr><tr><td>发电业务</td><td>厂站安全管理系统,风光功率预测系统,新能源综合监控系统,风光自动电压控制系统,风光自 动功率控制系统,发电厂升压站监控系统等</td></tr><tr><td>调度业务</td><td>自动化控制系统,调度通信系统,实时电力平衡优化调度控制系统等</td></tr><tr><td>智慧能源</td><td>电池BMS,储能PCS及EMS,能源管家,聚合管控平台,微网能量管理系统,园区综合能源管 理系统等</td></tr><tr><td>变电业务</td><td>节能变压器,智能运维系统,变电站自动化产品,变电信息综合处理系统,智能变电站辅助系统 综合,监控平台等</td></tr><tr><td>配/用电业务</td><td>电能量采集及管理一体化,系统解决方案,电网营销系统,配电自动化系统,电动汽车智能充 电,新一代配电自动化系统主站等</td></tr></table> 数据来源：公司官网，财通证券研究所 “粤能投”等多项标杆案例助力虚拟电厂业务的推广。公司虚拟电厂业务涵盖城市级虚拟电厂运行管理平台、负荷聚合商级负荷聚合管控平台和园区级虚拟电厂等三级虚拟电厂。目前已有明珠工业园和广州市虚拟电厂管理平台等案例项目落 地。2022年，公司研发实施的“粤能投”虚拟电厂管理平台是南网第一个实用化负荷聚合虚拟电厂和广东首个虚拟电厂商业性运转平台。截至2022年10月，该平台已接入储能、工商业负荷、充电桩、智慧用电设施等各类资源注册容量7.40GW，并在7、8、9月参与广东省需求响应市场，调节容量超1.91GW。我们认为伴随更多试点项目的建成和投运，东方电子有望凭借多项标杆案例实现虚拟电厂业务的进一步推广。 图16.东方电子“粤能投”负荷聚合虚拟电厂项目 数据来源：2022年《综合能源服务百家实践案例集》，财通证券研究所 # 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 公司近5年来营收CAGR $35.00\%$ ，归母净利润CAGR $30.44\%$ 。2022年公司实现营业收入45.52亿元，同比下降 $1.89\%$ ，近五年CAGR $35.00\%$ ；归母净利润5.14亿元，同比下降 $39.28\%$ ，近五年CAGR $40.05\%$ 。2022年营收、归母净利润下降的主要原因是疫情影响导致客户确认收入较慢。 图17.朗新科技近5年来营收CAGR $35.00\%$ 数据来源：Wind，财通证券研究所 图18.朗新科技近5年来归母净利润CAGR $40.05\%$ 数据来源：Wind，财通证券研究所 公司负荷侧、电源侧资源聚合能力突出，为发展虚拟电厂业务打下基础。虚拟电厂本质上是多种资源的聚合，在行业发展初期，我们认为公司负荷侧、电源侧突 出的聚合能力有望建立渠道优势，占据市场先机。在负荷侧：公司“新电途”通过接入支付宝、高德等端口为超550万位新能源车主提供充电服务，截止2022年底，平台已接入充电运营商超500家，累计充电量超26亿度，具备海量优质可调负荷资源。在电源侧：公司的“新耀光伏云平台”致力于为分布式光伏电站等提供软件产品和SaaS服务，截止2022年底，已接入各类光伏电站超过2.5万座，装机容量约10GW。目前，公司将持续推进分布式光伏、用户侧储能、电力交易市场和聚合充电平台的连接，实现充电+售电、需求响应、光储充一体化场站等能量运营的新模式，虚拟电厂业务场景有望进一步开拓。 图19.朗新科技资源聚合突出 生活缴费 数据来源：公司公众号，财通证券研究所 “新电途”聚合充电 智慧节能 子公司新耀能源积极开展虚拟电厂业务，虚拟电厂支撑能力初步具备。分布式新能源和负荷资源的优势让公司成为天然的聚合商，公司积极布局虚拟电厂赛道，目前主要由子公司新耀能源为客户提供虚拟电厂解决方案。2022年，公司研发的智慧能源数字化服务平台已初步具备虚拟电厂支撑能力，并为山东电力、上海电力、河北电力等多家公司提供服务。截止2022年2月，平台已入驻的综合能源服务产业链服务商分布5省、超100家，服务终端客户超5000家。 图20.新耀能源虚拟电厂方案架构图 数据来源：公司官网，财通证券研究所 图21.朗新科技智慧能源数字化服务平台 数据来源：公司公众号，财通证券研究所 # 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 公司近5年来业绩波动上升。公司业务横跨电力通信业务，主要是通信电力技术服务商。2022年公司实现营业收入12.62亿元，同比增长 $3.04\%$ ；归母净利润0.31亿元，同比扭亏为盈，增长 $116.59\%$ ，总体增长缓慢的原因是公司主要客户在招标、验收和结算上均存在一定程度的延迟。2023Q1，公司实现营业收入1.79亿元，同比增长 $43.87\%$ ；归母净利润0.21亿元，同比增长 $794.08\%$ ，主要原因为公司验收项目增加所致。 图22.公司23Q1营收增长 $43.87\%$ 数据来源：Wind，财通证券研究所 图23.公司23Q1归母净利增长 $794.08\%$ 数据来源：Wind，财通证券研究所 公司积极募资布局虚拟电厂项目，打造未来新业务增长点。公司已在冀北、湖南、深圳等省市落地实施了虚拟电厂建设项目。在数字能源板块，公司子公司恒实盛景将聚焦于虚拟电厂业务发展，积极参与建设深圳区域园区及商业楼宇综合能源系统和深圳的负荷侧虚拟电厂。2023年3月，公司发布定增规划，拟定增6.72亿元，其中0.82亿元投向能源聚合商运营管控平台，1.07亿元投向虚拟电厂运营交 易平台。我们预计项目落地后或进一步增强公司的信息化管理能力，推动公司业绩持续增长。 表15.募投资金投资项目一览 <table><tr><td>项目名称</td><td>项目投资金额（亿元）</td><td>使用募资资金金额（亿元）</td><td>FIRR（税后财务内部收益率）</td></tr><tr><td>能源聚合商运营管控平台</td><td>0.90</td><td>0.82</td><td>23.70%</td></tr><tr><td>虚拟电厂交易运营平台</td><td>1.15</td><td>1.07</td><td>19.97%</td></tr><tr><td>碳排放大数据管理运营平台</td><td>0.74</td><td>0.70</td><td>22.01%</td></tr><tr><td>补充流动资金及偿还银行贷款</td><td>4.13</td><td>4.13</td><td></td></tr><tr><td>合计</td><td>6.91</td><td>6.71</td><td></td></tr></table> 数据来源：恒实科技公司公告，财通证券研究所 # 5 风险提示 V2G大规模应用进程不及预期：V2G的大规模应用需要电网、充电桩企业和新能源车企的共同推动，假如某一方或几方推动意愿较差，可能影响V2G大规模应用进程。 政策补贴持续性不及预期：目前，大部分虚拟电厂的盈利依赖政策补贴，假如各地政府出台新政策削减相关补贴，可能导致虚拟电厂行业空间的收缩风险。 行业内部竞争加剧：目前国内布局虚拟电厂的企业较多，假如行业内部竞争加剧，可能导致虚拟电厂行业整体的毛利率和净利率下滑。 # 信息披露 # $\bullet$ 分析师承诺 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，并注册为证券分析师，具备专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解。本报告清晰地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，作者也不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。 # $\bullet$ 资质声明 财通证券股份有限公司具备中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。 # 公司评级 买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于 $10\%$ 增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在 $5\% \sim 10\%$ 之间； 中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在 $-5\% \sim 5\%$ 之间； 减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于 $-5\%$ 无评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。 # 行业评级 看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数； 中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平； 看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数。 # 免责声明 本报告仅供财通证券股份有限公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。 本报告的信息来源于已公开的资料，本公司不保证该等信息的准确性、完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的邀请或向他人作出邀请。 本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。 本公司通过信息隔离墙对可能存在利益冲突的业务部门或关联机构之间的信息流动进行控制。因此，客户应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。 本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。 本报告仅作为客户作出投资决策和公司投资顾问为客户提供投资建议的参考。客户应当独立作出投资决策，而基于本报告作出任何投资决定或就本报告要求任何解释前应咨询所在证券机构投资顾问和服务人员的意见； 本报告的版权归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。