虚拟电厂:具有经济性的灵活性资源建设,蓝海市场蓄势待发 —行业深度报告 武浩电新行业首席分析师 S1500520090001010-83326711 wuhao@cindasc.com 曾一赟电新行业研究助理 15919166181 zengyiyun@cindasc.com 有 相关研究 信达证券股份有限公司 CINDASECURITIESCO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼 邮编:100031 联系电话:15919166181 邮箱:zengyiyun@cindasc.com 电新行业研究助理 曾一赟 执业编号:S1500520090001 联系电话:010-83326711 邮箱:wuhao@cindasc.com 电新行业首席分析师 武浩 上次评级 看好 投资评级 证券研究报告 行业研究 行业深度报告 电力设备与新能源 虚拟电厂:具有经济性的灵活性资源建设,蓝海市场蓄势待发 2023年9月21日 本期内容提要: ⯁风光装机提升带来发用电时间错配矛盾,虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设。我国风电、光伏产业发展迅速,发电量、装机容量占比逐年上升,进而带动电力系统灵活性调节资源需求提升。灵活性资源建设包括 供给侧和需求侧两大类,虚拟电厂是需求侧中解决时间错配的有效措施。从定义上看,虚拟电厂是聚合资源的能源管理系统,其基础是分布式、灵活性资源和电力市场。从分类来看,虚拟电厂可分为一体化和负荷侧虚拟电厂,一体化虚拟电厂范围更广。从发展阶段来看,虚拟电厂发展可以分为三个阶段:邀约型阶段、市场化阶段、自主调度型阶段,我国当前处于邀约型发展初期。从经济性来看,虚拟电厂在经济性方面具备显著优势,前期投入为200-400元/KW,建设/运营/激励等环节投资为853元/KW。 ⯁顶层政策推动虚拟电厂示范运行,虚拟电厂远期空间广阔。政策端,中央部委多次提及建立虚拟电厂,近两年政策密集出台。各省也出台电力需求侧响应利好政策,助力构建需求侧响应盈利性。基础建设端,电力市场化改革逐步深化,现货市场、中长期市场、辅助服务市场等模块逐步完 善,虚拟电厂盈利环境向好;工商业储能、电动车、空调改造等灵活性资源建设加速进行,为虚拟电厂构建可调动资源。 ⯁我国虚拟电厂示范项目大幅增加,海外虚拟电厂商业模式趋于完善。目前,我国虚拟电厂以试点示范为主,相比欧美国家,我国虚拟电厂仍处于起步阶段,项目实际收益仍处于较低水平,其中上海的收益约0.41元/KW* 次,冀北项目约30元/KW*年,深圳约0.274元/KWH,仍处于较低水平。 但我们认为我国的虚拟电厂收益模式逐步多元化,未来有望随电力市场建设进一步丰富。日本来看,丰富的电力市场品类带动虚拟电厂盈利模式丰富,包括输配电侧、零售电侧、用户侧的收益来源。欧洲来看,虚拟电厂的资源主要为发电侧资源,收益模式主要电网平衡服务和用户侧服务。我国与海外的虚拟电厂的发展差距,主要来自电力市场的成熟度差异,我们预期未来或将有相关政策逐步出台落地。 ⯁虚拟电厂空间广阔,蓝海赛道蓄势待发。我们测算得到2025年虚拟电厂 制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元,其中平台建设约 244.5亿元,2030年产业链市场空间有望达917.0亿元,其中平台建设约 322.5亿元。虚拟电厂在峰谷差率较高,电力市场进度较快的省份有望率先上量。我们认为广东、浙江、山东、四川等地有望成为虚拟电厂率先起量的省份,其产业链也有望率先快速发展 ⯁看好虚拟电厂系统产业链投资机会,具有先发优势企业有望受益。虚拟电厂产业链涉及上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方。从投资 角度来看,我们认为0-1的过程有望率先起量的是产业链的上游资源和中游设备建设。从行业壁垒来看,虚拟电厂管理平台由国家电网建设,电力资质是参与虚拟电厂的门槛性壁垒。通信系统是虚拟电厂功能的关键,具有一定的技术壁垒。企业的核心竞争力主要为项目积累和先发优势,虚拟电厂需要聚合灵活性资源,资源规模影响虚拟电厂的规模。 ⯁投资建议:建议关注率先布局虚拟电厂业务的系统平台建设企业:四方股份、苏文电能、安科瑞、国能日新、东方电子、国网信通、恒实科技、朗新科技、国电南瑞等;建议关注具有灵活性资源,参与虚拟电厂运营相关企业:芯能科技、特锐德、晶科科技等。 ⯁风险因素:原材料价格波动风险、虚拟电厂建设不及预期、市场发展不及预期、国内外相关政策风险等 目录 投资逻辑5 一、虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设,以解决发用电时间错配问题6 1.1风光发展带来发用电时间错配矛盾,电力系统灵活性资源需求日益增长6 1.2虚拟电厂具有较强的调节能力,我国的虚拟电厂处于发展初期9 1.3虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设12 二、顶层政策推动虚拟电厂示范运行,虚拟电厂远期空间广阔14 2.1中央政策方向明确,虚拟电厂的建设有望加速14 2.2虚拟电厂的两大基础建设加速推进,虚拟电厂正处于0-1的过程18 2.3我国虚拟电厂示范项目大幅增加,海外虚拟电厂商业模式趋于完善21 2.4虚拟电厂空间广阔,蓝海赛道蓄势待发23 三、看好虚拟电厂系统产业链投资机会,具有先发优势企业有望受益25 3.1看好虚拟电厂上中游环节,当前竞争力在于项目积累与资源优势25 四、投资建议27 �、风险因素28 表目录 表1:电力时间错配的解决措施8 表2:虚拟电厂和微电网的区别8 表3:根据山西省能源局的实施方案划分的虚拟电厂类型10 表4:虚拟电厂商业模式11 表5:各类资源提升灵活性的成本构成12 表6:虚拟电厂国家政策14 表7:各省电力需求响应补贴政策汇总15 表8:灵活性资源及电力市场建设政策18 表9:以分布式光伏配储+独立工商业储能为逻辑测算工商业储能装机规模及市场空间预测.19 表10:国外主要虚拟电厂项目21 表11:虚拟电厂试点示范项目21 表12:日本虚拟电厂盈利模式总结22 表13:德国虚拟电厂项目情况以及其盈利模式情况23 表14:我国虚拟电厂空间测算23 表14:虚拟电厂建设壁垒及优势26 表16:虚拟电厂相关标的估值27 图目录 图1:中国发电量结构(亿千瓦时)6 图2:中国发电累计装机结构(万千瓦)6 图3:风电光伏占比提升增加电力系统灵活性调节需求7 图4:虚拟电厂模式示意图9 图5:虚拟电厂发展阶段10 图6:2022年上海市主要类型建筑分项用电占比情况19 图7:2017-2023年我国新能源车保有量(辆)及渗透率20 图8:2023年7月高峰-低谷电价差24 图9:虚拟电厂产业图谱25 投资逻辑 风光装机提升带来发用电时间错配矛盾,虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设。虚拟电厂前期投入为200-400元/KW,建设/运营/激励等环节投资为853元/KW,相比于其他的灵活性资源建设更具有经济性。 虚拟电厂的痛点来自可调动的分布式资源不足和盈利模式欠缺。分布式资源来自电动车、可控负荷、分布式储能,盈利模式依赖于电力市场的进展。当前时间来看,电动汽车、工商业储能发展迅速,奠定虚拟电厂灵活性资源基础。电力市场主要看政策推进,而当前节点电力市场正加速建设,未来电力市场相关政策落地也有望成为虚拟电厂发展的有效催化。 空间上看,我们测算得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2 亿元,其中平台建设约244.5亿元,2030年产业链市场空间有望达917.0亿元,其中平台 建设约322.5亿元。因此我们看好虚拟电厂系统产业链投资机会,具有先发优势企业有望受益。 一、虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设,以解决发用电时间错配问题 1.1风光发展带来发用电时间错配矛盾,电力系统灵活性资源需求日益增长 我国风电、光伏产业发展迅速,发电量、装机容量占比逐年上升。发电量方面,2009年至 2022年间,风电发电量从276.15亿千瓦时增长至最高7624亿千瓦时;光伏发电量从0增长至4276亿千瓦时,风光发电量占比从0.8%增长至13.7%,年度复合增长率约为22.5%。装机容量方面,2011年至2020年间,风电装机容量从15.28GW增长至最高72.11GW,年度复合增长率约为16.8%;2013至2022十年间,光伏装机容量从12.92GW增长至87.41GW,年度复合增长率约为21.0%。2022年光伏新增装机量再创新高,成为历年新增装机规模最大的一年。 图1:中国发电量结构(亿千瓦时)图2:中国发电累计装机结构(万千瓦) 100,000.00 90,000.00 80,000.00 70,000.00 60,000.00 50,000.00 40,000.00 30,000.00 20,000.00 10,000.00 0.00 发电量:太阳能发电发电量:风电 发电量:核电发电量:火电 发电量:水电风光占比 16.0% 14.0% 12.0% 10.0% 8.0% 6.0% 4.0% 2.0% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0.0% 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 水电火电 核电风电 太阳能发电风光装机占比 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 资料来源:Wind,信达证券研发中心资料来源:中电联,信达证券研发中心 风电光伏大量并网带动电力系统灵活性调节资源需求提升。电力即发即用,而风电一般凌晨大发,光伏中午大发,用户侧用电高峰主要集中在上午和晚上,因此发/用电天然不匹配。 随着风电光伏装机量、发电量不断提升,时间错配的矛盾愈发明显。为解决新能源发电-负荷侧用电的时间错配问题,电力系统对灵活性调节需求不断提升。 图3:风电光伏占比提升增加电力系统灵活性调节需求 资料来源:自然资源保护协会中国电力圆桌项目,信达证券研发中心 建设虚拟电厂是解决时间错配的有效措施。发用电的时间错配问题,可以分为发电侧和负荷侧有两类解决措施。供给侧的解决方式主要为三种:1)火电灵活性改造;2)独立共享储能或新能源配储;3)特高压远距离输电。需求侧的解决方式主要为三种:1)负荷管理; 2)需求侧相应;3)虚拟电厂。其中,虚拟电厂便是负荷侧中解决时间错配的有效措施,通过整合分散的分布式资源,根据电力系统需求进行削峰填谷,整体可以同时作为“发电侧”或“用电侧”。 虚拟电厂是需求侧响应的延申,需求侧响应是主动的负荷管理。负荷管理主要靠管制措施有计划的限制企业的用电,比如“有序用电”、“拉闸限电”,具有强制性,可能会影响 公司的经营生产。需求侧响应则是市场驱动的、主动性的负荷管理,通过经济性驱动,让企业主动进行的负荷管理,从而降低顶峰负荷,减少电力系统的供电压力,需求侧响应一般指的是企业的负荷管理,灵活性资源主要是用户侧的可控负荷。虚拟电厂的范围更广,是通过先进信息通信技术和软件系统,实现分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等的聚合和协调优化,以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统,其包括分布式发电资源、负荷侧的灵活性资源,可以整合一个区域的资源作为整体进行调节。 表1:电力时间错配的解决措施 解决角度解决措施 发电侧 进行火电灵活性改造,提高火电机组适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力;独立储能,建设电力“蓄水池”,缓解高峰用电压力,存储低谷溢出电力;特高压输给其他省份,通过电网将各省电力市场汇入全国,宏观调控电力适配情况。 负荷管理,采取适当措施对用电负荷有计划地进行限制和调整,以保证电力供需之间的平衡; 负荷侧建设微电网,实现自我控制、保护和管理,降低负荷波动。 需求侧响应,通过市场机制让用户侧主动调节负荷,达到削峰填谷的效果等; 资料来源:信达证券研发中心 微电网有望逐步与虚拟电厂相结合。微电网可以理解为一个独立的电网系统,其内部可以独立运行,也可以并入大电网运行