新能源IT近期政策解读与数据跟踪：虚拟电厂持续升温，电价波动趋势明显

华西计算机团队 2023年6月12日 分析师：刘泽晶 SACNO：S1120520020002 邮箱：liuzj1@hx168.com.cn 联系人：李杨玲 邮箱：liyl81@hx168.com.cn 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 仅供机构投资者使用证券研究报告|行业动态跟踪报告 虚拟电厂持续升温，电价波动趋势明显 新能源IT近期政策解读与数据跟踪 核心逻辑 负荷/需求侧管理：重磅文件发布，凸显需求响应重要性，虚拟电厂是重要参与主体。 5月19日，国家发改委发布向社会公开征求《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）》意见的公告。 文件重点新增了“需求响应”章节，突出了新型电力系统中负荷管理及需求响应的重要性，今年全国电力供需形势持续偏紧，负荷侧调节是 能源保供工作的长效举措，我们预计后续各省相关细则文件有望持续落地。 文件强调了虚拟电厂作为参与需求响应的重要主体，虚拟电厂等作为参与负荷侧调节及需求响应的重要主体有望受益。 电价：第三轮输配电价改革开启，为推进电力市场奠基。 5月15日，发改委价格司颁布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。我们认为，本轮输配电价改革理顺了输配电价结 构，有利于电价浮动、有利于加快推动电力市场建设；调节性成本单列，体现出未来用户为调节性资源（如虚拟电厂）付费的趋势。 各地峰谷电价差保持扩大趋势。根据CNESA统计，2023H1全国19个地区峰谷电价差超0.7元/kWh；2023年5月超2/3区域较去年同期峰谷价差拉大。 新型电力系统：当前至2030年，将是新型电力系统的【加速转型期】。 6月2日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定新型电力系统“三步走”发展路径，当前至2030年，将是新型电力系统的 【加速转型期】，我们预计能源IT需求将快速爆发，迎来黄金发展阶段。 投资建议：重点关注电力市场化标的国能日新、用户侧/微电网标的安科瑞、配网/虚拟电厂标的东方电子、用户侧/虚拟电厂标的朗新科技。受益标的还包括：国网信通、国电南瑞、南网科技、恒实科技、远光软件、特锐德、威胜信息等。 风险提示：1）政策落地不及预期；2）新型电力系统技术发展不及预期；3）电力市场改革不及预期；4）市场系统性风险等。 目录 01近期政策解读与数据跟踪 02投资建议与风险提示 01近期政策解读与数据跟踪 重磅文件发布，负荷/需求侧管理重要性更加 凸显。5月19日，国家发改委发布向社会公开征求《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）》意见的公告。 新版《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》较2017版本做了较大幅度的修订，重点新增了“需求响应”章节，原有节约用电、电能替代、绿色用电、有序用电等章节也有较大幅度的新增。 《电力负荷管理办法（征求意见稿）》在2011年《有序用电管理办法》的基础上修订，“需求响应”为重点章节，表明将需求响应作为电力负荷管理的重要措施。 我们认为，此次两个文件的发布进一步突出了新型电力系统中负荷管理及需求响应的重要性，我们预计后续各省相关细则文件有望持续落地；虚拟电厂等作为参与负荷侧调节及需求响应的 重要主体有望受益。 国家发改委发布向社会公开征求意见的公告 新版《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》新增了“需求响应”章节，我们认为重要新增内容包括：明确了响应能力建设的总体目标、明确以虚拟电厂方式聚合需求侧资源、鼓励负荷聚合商或虚拟电厂接入多种需求侧资源、明确手段以经济激励为主开展需求响应、推进需求侧资源参与电力市场常态化运行等。 新版《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》新增“需求响应”章节重点内容 方向内容 建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，提高电力系统的 灵活性。 虚拟电厂 充分发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能力。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、新型储能、 分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。支持地方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。 总体目标到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。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济 经济激励通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性。 电力市场 全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行。参与需求响应的各类主体可根据电力市场准入要求，自主申请注册为合格 市场主体，常态化参与电能量和辅助服务市场交易。鼓励满足条件的需求响应主体作为辅助服务提供方，保障电力系统稳定运行。鼓励满足条件的需求响应主体作为辅助服务提供方，保障电力系统稳定运行。鼓励通过市场化手段，遴选具备条件的需求响应主体提供系统应急备用服务，签署中长期合约并明确根据电网运行需要优先调用。支持符合要求的需求响应 主体参与容量市场交易或纳入容量补偿范围。 除新增章节外，《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》对原有章节也进行了较大幅度的修订： 强调绿电、绿证交易。鼓励电力需求侧管理服务机构开展绿证交易以及碳交易等能源服务；支持电能替代项目开展绿电交易、绿证交易。 提升对各地负荷控制能力的要求。负荷控制能力应逐步达到本地区最大用电负荷20%（原为10%）以上；各地10千伏（6千伏）（原为100 千伏）及以上高压电力用户应全部纳入负荷管理范围。 《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》新旧版本部分内容对比 内容新版2017版 节约用电 鼓励电力需求侧管理服务机构开展合同能源管理、综合节能、电力交易、绿鼓励电能服务机构、售电企业提供合同能源管理、综合节能和用电证交易以及碳交易等多元化、综合化、系统化的能源服务，满足电力用户的咨询等服务，帮助用户节约电力电量，提高生产运行效率。 差异化能源需求，助力电力用户能效提升、节电降碳。 实施电能替代新增电力电量应优先通过可再生能源电力满足，支持电能替代 电能替代 项目开展绿电交易、绿证交易，进一步提高可再生能源消纳占比，推动电能实施电能替代新增电力电量需求应优先通过可再生能源电力满足 替代项目参与分布式发电市场化交易。鼓励电能替代项目通过负荷聚合商整 合参与需求响应。 绿色用电可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”）是可再生能源电力消费的凭证。- 有序用电 纳入负者管理范围，重点用能单位应将用电数据接入国家电力需求 侧管理平台和国家重点用能单位能耗在线监测系统等平台。 部纳入负荷管理范围。 区最大用电负荷的20%以上。各地10千伏（6千伏）及以上高压电力用户应全经营区域内最大用电负荷的10%以上，100千伏安及以上用户全部 电网企业依托新型电力负荷管理系统开展负荷精准调控，各地负荷监测能力电网企业应通过电力负荷管理系统开展负荷监测和控制，负荷监测 应逐步达到本地区最大用电负荷的70%以上，负荷控制能力应逐步达到本地能力达到经营区域内最大用电负荷的70%以上，负荷控制能力达到 可预知电力供应不足等情况下，依靠提升发电出力、市场组织、需求响应、在电力供应不足、突发事件等情况下，通过行政措施、经济手段、应急调度等各类措施后，仍无法满足电力电量供需平衡时，通过行政措施和技术方法，依法控制部分用电需求维护供用电秩序平稳的管理工作技术方法，依法依规控制部分用电负荷，维护供用电秩序平稳的管理工作。 今年全国电力供需将呈紧平衡态势，局部地区电力供需紧张。 根据国网能源研究院发布的《2023年中国电力供需形势分析报告》，2023年我国电力供需形势持续偏紧，局部地区在用电高峰存在电力缺口，今年夏季的电力保供形势并不乐观；去年全国的电力供需紧张以及部分地区较为严重的电力短缺问题依然可能会在今年延续。 有效发电装机容量增长速度低于用电负荷和用电量的增长。预计到2023年底，全国发电装机将达到28.4亿千瓦，同比+10.8%，高于用电负 荷8%的增速。但考虑到新增装机中3/4都是风光装机，能提供的的有效发电负荷不超过50%。 根据国网能源研究院，用电侧的分时峰谷电价政策、有序用电措施以及需求侧响应等，是保障电力供需平衡的重大举措和长效措施。 18.30% 14.90% 15.30% 2% 49% 预计2023年底发电装机情况 水电火电核电风电太阳能 2023年全社会用电量预测 新型电力系统下的能源保供工作要求大力提升电力负荷的弹性。 电力需求响应通过引导需求侧电力负荷与供给侧新能源出力曲线的趋同，促进可再生能源电力的规模化消纳。 虚拟电厂作为参与负荷侧调节及需求响应的重要主体有望受益。虚拟电厂聚合负荷侧资源，挖掘负荷调节能力，并兼具灵活性与经济性。 电网侧负荷控制管理系统建设有望加速。 《电力负荷管理办法（征求意见稿）》指出，各级电力运行主管部门应指导电网企业统筹推进本地区新型电力负荷管理系统建设。新型电力负荷管理系统是指用于对电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台，是开展电力需求侧管理的信息技术辅助系统，是负荷管理工作的重要实施平台。 尖峰负荷特点满足5%峰值负荷不同投资方案对比 5月15日，发改委价格司颁布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐。 理顺价格是理顺商业逻辑、推进电力市场发展与新兴业态繁荣的基础。我们认为，此次改革的重要变化及意义包括： 1.输配电价结构更加合理，有利于电价浮动、有利于开展电力交易、有利于增量配网等主体增厚利润。 按“准许成本+合理收益”直接核定，从此电网企业的收入与历史的购售价差彻底脱钩，“秦归秦，楚归楚”，有利于电网购售电和输配电业务分开，有利于售电侧竞争和需求侧响应，有利于发电侧价格向用电侧的传导，加快市场化制度推进，有利于电价上浮。 不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件 电价构成逻辑发改委价格司《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》 2.调节性成本单列，为用户公平分摊系统公共成本，持续推进负荷侧调节奠定重要基础。 单列“系统运行费用”（包括辅助服务费），体现出未来用户为调节性资源（如虚拟电厂）付费的趋势，有利于后续相关政策的推进；同时，更有利于用电用户自愿加入负荷调节、调整用电行为。 3.输配电价普遍上浮，小用户用电成本抬升更明显。 此次改革明确分电压等级不分用户核定输配电价、分电压等级核定容需量电价，减少了不同用户类型、不同电压等级间的交叉补贴。对比本次和上次发布的的省级输配电价表，本次单一/两部制下电量电价均普遍上浮；容（需）量电价电压等级越小价格越高，则小用户用电成本抬升更明显。加之两部制电价范围扩大，我们认为有利于用户侧用电服务、微电网等需求释放及向下渗透。 北京电网输配电价表（2020-2022年）北京电网输配电价表（第三监管周期） 2023H1全国19个地区峰谷电价差超0.7元/kWh。 根据中关村储能产业技术联盟负各省及地区电网代理购电价格的统计，2023H1峰谷价差最大的5个地区分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh。 2023年5月超2/3区域较去年同期峰谷价差拉大。 31个区域样本中有21个峰谷价差同比扩大，2个同比持平，8个同比缩