电力设备行业专题研究：收益机制有望拓展，虚拟电厂加速成长

电网新变化：用电结构和分时电价变化 1）用电结构变化，第三产业用电量呈现高增趋势，加剧电网负荷峰差，影响电网稳定，第三产业用电量同比增长12.35%，对用电同比增速贡献达到37.3%，终端电气化率提升增加尖峰负荷，加剧电网负荷峰差。2）分时电价机制不断完善。用电侧角度，6月份代购电大多数省份峰谷价差在0.3-1.0元/kWh以内，超过0.5元/kWh有22个省份。发电侧角度，2023年广东现货价差高于0.76元/kWh天数占比为66.1%，山东现货价差高于0.7元/kWh天数占比为26.9%。 虚拟电厂：低价高效的灵活性资源聚合平台 虚拟电厂既可以作为“正电厂”向系统供电，也可作为“负电厂”消纳系统冗余电量。虚拟电厂建设成本相对较低，考虑推广费用、相关智能设备以及管理运维平台成本后，单位投资为200-400元/kW，需求响应为主的虚拟电厂项目提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低，性价比更高。 电改带来机会：盈利模式渐清晰 《电力市场运行基本规则》2024年7月1日开始执行，规定虚拟电厂市场经营主体地位，过去国内虚拟电厂主要处于邀约型的试点和探索，虚拟电厂结合已代理的用户资源条件申报各时段的应邀容量和邀约价格。未来虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与电能量市场、辅助服务市场，盈利模式逐渐清晰。 需求：负荷逐年提升增加灵活性资源需求，虚拟电厂盈利性初显 电网尖峰负荷逐年提升，2023年同比增长3.84%，2024年预计同比+1亿千瓦，依据《电力需求侧管理办法（2023年版）》，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，需求响应能力要求不断提升，加大虚拟电厂建设需求。同时虚拟电厂盈利能力初显，200万kW虚拟电厂，含储能成本5.36亿元，投资回收期为5.08年，不含储能建设成本2.9亿元，投资回收期为3.6年。 市场规模：迎来建设高增期 悲观情境下2024/2025/2030年虚拟电厂建设市场空间分别为28/44/75亿元，同比分别+40.8%/55.6%/15.3%，乐观情境下2024/2025/2030年虚拟电厂建设市场空间分别为44/73/151亿元，同比分别+116.6%/68.6%/19.9%。 该测算仅为满足需求响应能力所需虚拟电厂规模，当现货市场、辅助服务市场建设完全后，虚拟电厂盈利方式有望拓宽，经济效益有望提升，驱动虚拟电厂建设规模加速。 投资建议:关注电网信息化环节 基本面情况来看：一方面用电侧呈现尖峰负荷快速增加情景，另一方面分布式电源、分布式负荷等加速建设带动需求。当前电改政策持续推进，虚拟电厂盈利模式有望丰富，经济效益驱动虚拟电厂建设规模持续提升。建议关注虚拟电厂平台建设型企业如国电南瑞、许继电气等。 风险提示：政策推进不及预期，建设进度不及预期，测算的相关风险。 1.虚拟电厂受益当前电网新变化 1.1电网新变化：用电结构&分时电价 现象一：用电量结构性变化趋势造成电网高峰负荷增加 用电结构变化，第三产业用电量呈现高增趋势。在用电量高增背景下，产业用电结构也有明显变化趋势，2023年全社会用电量同比增速为6.8%，拆分结构来看，第一产业/第二产业/第三产业/城乡居民用电量占比分别1.39%/65.85%/18.1%/14.66%。 我们观察到2023年第三产业用电量同比增长12.35%，对用电同比增速贡献达到37.3%，高于用电量占比，表明第三产业贡献明显。 图表1：第三产业用电量及贡献率（%） 图表2：各类型用电量占比情况（%） 当前第三产业用电量不仅是狭义服务业用电量，还包括充电桩、数据中心等用电，以江苏为例，2023年充换电服务业用电量增速为89.98%、电气化铁路用电量增速为58.36%，这类负荷用电特征为增加尖峰负荷，加剧电网负荷峰差，对电网稳定性要求更高。 图表3：江苏2023年用电量增速超50%的细分行业 全国范围内尖峰负荷呈现增长趋势。我们统计2018-2023年各区域电网最高负荷情况，呈现以下特征：1）各区域负荷最高值逐年增加；2）华东电网、南方电网最高负荷增幅明显提高。2023年华北/东北/华东/华中/南网/西北区域当年负荷最高值分别为30,916/7,598/37,420/19,536/23,406/12,834万千瓦，相对2018年同比增长分别为33.7%/20.6%/33.1%/29.7%/38.9%/50.7%。 图表4：各区域电网当年负荷最高值（万千瓦） 现象二：分时电价机制持续完善，峰谷价差增大 电改政策推进，分时电价机制不断完善，分时电价机制通过将每天24小时划分为高峰（含尖峰）、平段、谷段等时段，对各时段分别制定不同电价水平，引导和鼓励用户削峰填谷，调整发电曲线与用电曲线匹配。 用电侧角度，我们参考电网代购电数据，我们以6月份电网代购电数据进行统计，6月份大多数省份峰谷价差在0.3-1.0元/kWh以内，超过0.5元/kWh有22个省份，其中峰谷价差超过1.0元/kWh的省份有广东、海南，峰谷价差在0.9-1.0元/kWh区间的省份有吉林、江苏、浙江、山东。 图表5：2024年6月份各省电网代购电峰平谷时段电价及峰谷价差情况 发电侧角度，我们参考部分广东、山东两地日前电价。我们统计2023年全年两省电价价差区间来看（日前市场最高电价-日前市场最低电价），广东电价价差分布相对较高，高于0.76元/kWh天数占比为66.1%，山东电价价差分布相对较低，高于0.7元/kWh天数占比为26.9%。 图表6：广东2023年电价价差分布区间 图表7：山东2023年电价价差分布区间 纵轴为出现天数（天） 纵轴为出现天数（天） 2024年两地现货电价价差情况来看，截至2024年6月，广东现货市场价差平均值为0.868元/kWh，同比增长0.052元/kWh，山东现货市场价差平均值为0.502元/kWh，同比增长0.019元/kWh，两地现货市场价差同比均有不同程度增加，价差扩大代表发电侧上网电价时间维度价值逐渐体现。 图表8：广东、山东两地现货市场日前电价价差情况 1.2虚拟电厂：低价高效的灵活性资源平台 虚拟电厂可以“正电厂”供电，“负电厂”消纳。虚拟电厂（Virtual Power Plant，简称VPP），通过控制、计量、通信等技术聚合分布式资源形成一个整体参与电力系统调配。主要聚合分布式电源（分布式光伏、冷热电联供）、可调节负荷、储能、电动汽车等资源，作为一个特殊的“电厂”参与电力市场交易和电网调度。虚拟电厂既可以作为“正电厂”向系统供电，也可作为“负电厂”消纳系统冗余电量。 图表9：虚拟电厂基本架构：分布式电源、负荷的聚合商 虚拟电厂建设成本相对较低。灵活性改造后，煤电机组可以降低负荷至20%-30%左右，煤电灵活性提升固定改造成本约600-700元/千瓦，以及低负载运行增加煤耗14-20克/千瓦时的变动成本，但调节负荷范围约宽，需要改造的花费会更高。需求响应侧（虚拟电厂），考虑推广费用、相关智能设备、管理运维平台成本后，单位投资为200-400元/kW，需求响应提升系统灵活性的成本相对其他资源更低。 图表10：部分灵活性资源投入成本 2.电改带来机会：虚拟电厂盈利模式初显 电改变化点：虚拟电厂市场地位明确。《电力市场运行基本规则》自2024年7月1日起执行。其中规定电力市场经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。虚拟电厂作为经营主体地位明确后，盈利模式有望由过去参与需求侧响应转向参与电力市场其他交易，收益路径有望打开。 各地需求侧响应文件陆续推出，总结来看主要以邀约响应和实时响应为主，结算方式一般为两种，一种为按出力结算（kWh），类似为电量补偿，一般会设定折算系数，要求出力能力达到负荷响应率的80%以上；另一种按容量结算（kW），依据装机规模计算补偿。 图表11：各地需求侧响应补贴文件 2.1当前：受益需求侧响应收益 需求响应指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，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，保障系统安全稳定运行，促进可再生能源消纳。 当前虚拟电厂主要参与需求响应获取盈利。虚拟电厂可以在供电负荷高的时间段，自动发起需求响应指令，通知用户调节负荷，目前已开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。 图表12：虚拟电厂参与市场的交易品种 过去国内虚拟电厂主要处于邀约型的试点和探索，邀约型需求响应模式下，运营机构事先向负荷集成商、虚拟电厂、大用户发布响应需求，如江苏、天津、上海、佛山等，一般为前一天通知，负荷集成商、虚拟电厂结合已代理的用户资源条件申报各时段的应邀容量和邀约价格。 图表13：国内主要省市需求侧响应市场机制 2.2未来：拓展电能量+辅助服务市场 虚拟电厂市场地位明确，随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场陆续放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与，盈利模式除需求响应外，可拓展辅助服务市场、电力现货交易等。 图表14：成熟阶段虚拟电厂盈利方式 参与辅助服务市场 当前我国电力辅助服务处于市场探索初期，主要以调峰、调频服务开展，虚拟电厂作为电力市场经营主体，可参与辅助服务市场。我们以日前辅助服务市场为基础，调度机构根据市场主体上报的预测用电数据和实际用电数据，评估实际调节情况和有效电量，按日前市场出清价和有效调节电量对市场主体予以补偿。 图表15：虚拟电厂参与辅助服务市场的整体流程图 现货市场 虚拟电厂可聚合分布式光伏、分散式风电、储能等分布式资源参与电力现货市场，我们搭建工商业储能模型计算收益率，假设建设成本为1.1元/Wh，年利用天数350天，每日充放电次数1次。 图表16：工商业储能收益率测算模型 根据6月份电网代购电数据来测算，依据我们搭建的储能收益率模型测算，多数省份储能收益率在5%-15%之间，其中6省份收益率超10%，其中收益率前五的省份为广东（+16.23%），海南（+14.59%），湖南（+13.52%），浙江（+11.92%），江苏（+11.26%）。 图表17：2024年6月工商业储能收益率测算（%） 2.3怎么看虚拟电厂市场空间？ 需求响应能力需满足。依据《电力需求侧管理办法（2023年版）》，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。依据wind数据，国内主要电网最高用电负荷逐年提升，2023年为13.4万千瓦，同比增长3.84%，以3%-5%来计算需要需求响应能力达到4017-6696万千瓦，国家能源局在2024年二季度新闻发布会上表明预测2024年负荷相较2023年增加超过1亿千瓦，我们预测2024年最高用电负荷约145000万千瓦。 图表18：国内主要电网最高用电负荷当年值（万千瓦） 200万kW虚拟电厂，含储能成本5.36亿元，不含储能建设成本2.9亿元。依据中国电科院在设计虚拟电厂盈利模型相关参数，以200万千瓦虚拟电厂建设为例，接入日前级资源150万千瓦（其中50万千瓦支撑填谷），小时级资源30万千瓦（其中10万千瓦支撑填谷），分钟级资源15万千瓦，秒级资源5万千瓦，总建设成本5.36亿元，年运行维护开支0.2亿元。 图表19：200万kW虚拟电厂成本 按照提取代理服务费，赚取调频服务费两种方式核算收益，假设日前级激励标准4元/kWh，小时级8元/kWh，分钟级15元/kWh，夜间调峰辅助服务收益0.2元/kWh，储能调频放电价差0.5元/kWh计算，年收益1.255亿元，考虑年运行维护成本0.2亿元，投资回收期为5.08年。 不考虑储能单独投资，不考虑调频服务，年运行维护成本0.2亿元时，投资回收期为3.6年。 图表20：收益及回收期测算 我们考虑满足需求响应能力所需虚拟电厂规模，行业有望迎来高增速阶段。