新能源、环保领域碳中和动态追踪（八十五）：新电改政策提速，我国电力需求侧响应市场空间几何？

近期我国新电改政策提速，推动电力需求侧管理逐渐完善。 1、5月19日，国家发改委就《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）》向社会公开征求意见。其中《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》中提到要提升需求响应能力：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。 2、7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议上通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。习近平主持会议时强调：要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。 3、7月13日，国家能源局提出：全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制。 4、7月15日，国务院副总理丁薛祥到华能、国家电网调研并主持召开座谈会，会议提出：要加强电力需求侧管理，运用市场化方式引导各类用户错峰用电。 根据我们测算，2030年我国虚拟电厂平台资产存量市场空间约320亿元，邀约型、市场型市场运营空间约504亿元、526亿元。 （1）通过对县级负荷管理平台存量目标数量及其渗透率、管理平台建设投资额进行假设，测算得到23-25年我国县级负荷管理平台资产存量市场空间分别为6/30/60亿元，2025年渗透率达到100%。（2）通过对用电最大负荷、可调负荷占比、虚拟电厂平台单位投资额进行假设，测算得到2024/2025/2030年我国虚拟电厂平台资产存量市场空间分别为113/204/320亿元。（3）通过对服务时间和平均电价进行假设，测算得到2024/2025/2030年我国聚合商、虚拟电厂邀约型市场运营空间分别为66/238/504亿元、市场型市场运营空间分别为59/219/526亿元。 投资建议：我们认为新电改政策是建设新型电力系统的重要支撑，电力现货、灵活性资源整合、数字电力电网、统一电力市场是关键词。我们持续重点推荐电力需求侧响应（虚拟电厂、综合能源管理、电力电网数字化等）投资机会。 （1）建议关注软件类、综合能源管理业务或电力通讯类拓展综合能源管理公司：国能日新、安科瑞、朗新科技、特锐德、威胜信息、鼎信通讯、友讯达、海兴电力、苏文电能。 （2）建议关注在电力需求侧响应中的负荷管理平台、虚拟电厂（聚合商）平台搭建具有先发优势和资源优势的国网、南网下属公司或重要供应商：国电南瑞、国网信通、远光软件、恒实科技、东方电子、南网科技、南网能源。 （3）以电表类业务为基，进一步扩展综合能源管理、电力EPC业务，拥有更高的业绩弹性，建议关注海兴电力、炬华科技、万胜智能、泽宇智能、苏文电能。 风险分析：产业政策变动风险、电网建设不及预期风险、用电需求下降风险、上网电价波动风险。 1、电力需求侧响应市场空间测算过程 在进行电力需求侧响应市场空间测算之前，先对虚拟电厂的三个发展阶段进行介绍。 （1）邀约型阶段：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。 （2）市场型阶段：在电能量现货市场、辅助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。在该阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。 （3）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，“虚拟电力系统”逐渐形成，可以实现跨空间的自主调度。 当前我国虚拟电厂的发展处于市场型阶段，即邀约型+市场型共同发挥作用。 表1：虚拟电厂的三个阶段 为了测算电力需求侧响应市场空间，我们做出如下核心假设： （1）县级负荷管理平台：根据中国政府网，截至2022年12月31日，我国共有2843个县级行政区。根据《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，文件要求县级及以上电力运行主管部门和电网企业实施有序用电。我们认为在此要求下，大部分县级行政区都将建设负荷管理平台，因此假设县级负荷管理平台存量目标数量为2000个。 （2）渗透率：根据《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，新型电力负荷管理系统要逐步实现10千伏（6千伏）及以上高压用户全覆盖。根据新华网，2023年3月以来四川省各地陆续成立三级负荷管理中心，已覆盖176个县市区。在“2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%”的目标下，我国多个地区加速推进县级负荷管理中心的建设，渗透率有望迅速提升，我们假设23-25年县级负荷管理平台渗透率分别为10%/50%/100%。 （3）管理平台建设投资：根据《对当前负荷管理系统实用化领域的思考》（陈红等），电力负荷管理平台建设投资额约100-1000万元，我们假设单个负荷管理平台建设投资额为0.03亿元。 （4）中国用电最大负荷：根据中电联的预测，2023年和2025年我国用电最大负荷分别为13.7亿千瓦和16.3亿千瓦。假设2024年我国用电最大负荷为(13.7+16.3)/2=15亿千瓦，25-30年期间用电最大负荷每年增加1亿千瓦。 （5）可调负荷占比假设：根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，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。我们假设24/25年可调负荷占比分别为3%/5%，到2030年达到6%。 （6）虚拟电厂平台单位投资额：根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌），需求响应的固定成本投入为200-400元/kW，我们假设虚拟电厂平台单位投资额为250元/kW。 （7）运营服务时间：根据《2023年云南省电力需求响应方案》，需求响应原则上每天不多于3次，每次不超过3小时。我们假设一年365天中，每天响应2次，2024/2025/2030年每次响应时间分别为1/2/3小时，则总运营服务时间分别为730/1460/2190 h/年。由于邀约型平均电价高于市场型平均电价，因此假设2024年邀约型服务时间和市场型服务时间占比分别为0.1、0.9；随着全国统一电力市场体系建设稳步推进，市场型服务时间占比提升，两者占比在2025年和2030年分别下降为0.08、0.92和0.06、0.94。得到2024/2025/2030年邀约型服务时间分别为73/117/131h，市场型服务时间分别为657/1343/2059h。 （8）电价：根据《2023年云南省电力需求响应方案》，邀约型响应补贴如下：削峰类响应补贴标准的上下限分别为5元/kWh、0元/kWh;填谷类响应补贴标准的上下限起步阶段分别暂定为1元/kWh、0元/kWh。 我们假设2024/2025/2030年邀约型平均电价分别为2/2.5/3元/kWh。根据《华中省间电力调峰及备用辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，服务卖方抽蓄机组最低报价不低于0.2元/kWh，我们保守假设市场型平均电价保持在0.2元/kWh。 根据以上核心假设，测算得到： （1）23-25年我国县级负荷管理平台资产存量市场空间分别为6/30/60亿元，县级负荷管理平台渗透率将于2025年达到100%。 （2）2024/2025/2030年我国虚拟电厂平台资产存量市场空间分别为113/204/320亿元。 （3）2024/2025/2030年我国聚合商、虚拟电厂邀约型市场运营空间分别为66/238/504亿元。 （4）2024/2025/2030年我国聚合商、虚拟电厂市场型市场运营空间分别为59/219/526亿元。 表2：电力需求侧响应市场空间测算