电力信息化行业研究：电力IT机遇明朗重点关注虚拟电厂

电力信息化行业研究：电力IT机遇明朗，重点关注虚拟电厂新型电力系统倒逼电网数字化转型，信息化投入有望高增数字电网建设全面提速，电网信息化建设需求高增数字电网时代来临，电网数字化转型加速推进。我国电网建设与电力产业变革高度协同，大致分为四个发展阶段，主要经历了从小电网到互联大电网再到智能化电网的阶段性变革，目前正处于从智能电网到数字电网的跨越发展时期。早在智能电网时期，两大电网企业（国家电网、南方电网）已明确了数字化转型目标，2020年11月，南方电网发布《数字电网白皮书》，再次明确了数字电网的概念定义、平台架构、建设路径与远景目标，在智能化的基础上强调了数据作为生产要素的重要地位。2021年3月，国家提出建设以新能源为主体的新型电力系统，电网建设持续向数字电网进阶跨越，数字技术有望持续带动电网升级。数字技术内化为产业驱动，引领电网业务升级拓展数据成为电网企业的生产要素，数字技术从“外在辅助”升级为“内在驱动”。数字电网建设目标下，数字技术不再局限于业务赋能，而是进一步升级为电网业务发展的内在驱动。电网企业在保证电力安全可靠供给的前提下，更加强调电网数据价值的发现和创造，希望通过数据优化自身的技术、管理、组织，有望通过“数据流”引领和优化“能量流、业务流”，支撑企业业务的创新升级。我们认为，数字电网建设推动下，数字技术将覆盖电力发、输、变、配、用等业务环节，数字技术结合电力业务场景有望激发更大的产业价值。数字业务技术平台日益完善，前台应用是建设重点数字业务技术平台是数字电网业务开展的核心支撑。总结南方电网《数字电网白皮书》（2020）、国家电网《新型电力系统数字技术支撑体系白皮书》（2022）来看，数字业务技术平台是数字电网建设与业务开展的关键支撑。数字业务技术平台可分为后-中-前三部分，其中，后台主要依托云平台、物联网平台等实现电力的数据采集、存储、计算，中台主要依托数据中心、云平台进一步实现电网数据、技术、业务的服务共享，前台主要基于中台提供的业务服务构建支撑电力业务场景的各类应用，实现电力业务的高效开展。中、后台搭建基本完成，前台应用持续深化完善。以南方电网的数字化转型进程为例，2019年7-12月，南方电网云平台、人工智能平台、互联网平台、底座式大数据中心陆续上线，标志着数字业务技术平台的中、后台基础平台基本搭建完成。2020-2021年，南方电网运营管理平台、南网“智瞰”（全设备时空数字孪生）、南网“智搜”（全业务、全类型、全时态数据信息查询、获取）等应用陆续上线，实现了前台应用的深化拓展。基于数字电网的建设现状与远景目标，我们认为，我国数字电网的中、后台建设日趋成熟，未来电网数字化建设将聚焦前台应用的功能优化与拓展，建议关注业务变革催生的新应用需求。电网投资额再创新高，智能化投入占比有望提升新型电力系统拉动电网投资增长，“十四五”投资总额将突破三万亿元。2015年以国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）为纲领的新一轮电改正式开启，同年电网投资总额突破5,000亿元；2018年起，受政府部门强制要求电网降低电价及特高压项目审批速度放缓等因素影响，电网投资总额连续三年呈现下降趋势；2021年新型电力系统建设目标的提出重振电网投资信心，两网积极推动新型电力系统建设以适应供需两侧的结构性变化，预计2022年电网总额将突破6,000亿元，达到历史新高。“十四五”期间国家电网规划投资约2.2万亿元，南网建设将规划投资约6,700亿元，叠加部分地区电网公司，全国电网投资总额将突破三万亿元，较“十三五”期间的电网投资总额同比增长16.73%。电网数字化转型加速，带动电网智能化投入占比持续提升。数字电网是承载新型电力系统的最佳形态，能够加强全网感知、决策、控制能力，提升清洁能源消纳能力，缓解电力供需不确定并存带来的电力平衡压力，根据南方电网规划，数字电网将于2025年全面建成，电网数字化转型的全面加速将带动电网智能化投入占比持续提升，“十三五”期间，电网智能化投资占比约为13%，考虑到数字电网建设将于“十四五”期间基本建设完成，我们预计“十四五”期间有望提升至15%，电网智能化投资金额将从约3,300亿元提升至约4,500亿元，年均电网智能化投资金额约为900亿元。用电、调度环节占比有望保持增长态势。根据赛迪咨询发布的《2022年中国智能电网市场规模及结构变化》报告显示，我国电网智能化建设重点逐步从供给侧向需求侧转移，用电环节、调度环节的智能化投入占比呈现快速增长态势，合计占比已从2017年的43.8%提升至2021年51.5%；同时受电力平衡方式从“源随荷动”向“源荷互动”转变，输、配电环节的智能化投入占比呈稳健增长趋势，合计占比从2017年的17.4%提升至2021年21.1%。输、配环节或最先受益，用电环节是星辰大海新型电力系统倒逼电网升级，催生电力IT投资新机遇。2021年3月，我国首次提出新型电力系统概念，“构建清洁低碳安全高效的能源体系，构建以新能源为主体的新型电力系统”。新型电力系统以电网为枢纽，其电源结构（集中式与分布式新能源广泛接入）与负荷特性（终端电气化率及负荷主动性提升）的变化催生大量新业务需求，倒逼电网结构与业务系统升级。以电网为建设主体的电力IT软件作为电网运营管理与业务开展的重要依托，呈现出功能拓展与加速渗透的发展态势，催生了电力IT投资的新机遇。调度、配电环节或将最先受益，发、用电环节次之。新型电力系统建设将对电网企业在发、输、变、配、用等环节的软件系统提出全新要求。从建设需求来看：调度、配电环节受电力结构转型影响最大，建设的紧迫性最高；发、用电环节由于建设主体不局限于电网企业，网侧建设的紧迫性次之；输、变电环节受影响再次之。从市场空间来看：发电环节受我国新能源建设快速推进影响，具有较大的增量空间；用电环节受商业模式不断拓展、电力市场化改革深入影响，下游需求有望快速释放，市场规模将实现高速增长；输、变、配环节建设基础较强，主要由存量空间业务升级带动增长。我们认为，未来2-3年配电、调度环节或将最先受益，用电环节受益趋势明朗并将贡献最大的增量市场。调度环节：电力供需平衡难度升级，源荷互动提出全新技术要求新型电力系统重塑电力供需格局，从“源随荷动”到“源荷互动”。从传统电力系统到新型电力系统，源、网、荷三侧均产生较大变化：1）电源结构：由可控连续出力的火电占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电占主导转变，集中式、分布式新能源的大量接入让电力供给侧的不确定性明显增强；2）负荷特征：由传统的刚性、纯消费型负荷，向柔性、产消兼具型负荷转变，同时终端电气化率的不断提升导致用电需求持续高增；3）电网结构：从单向逐级输配电网，向交直流混联大电网、主动配电网、智能微网多形态并存转变，电网不仅承担电能传输的作用，而且更多地承担电能互济、备用共享的职能。因此，传统通过调度常规发电机组跟踪电力负荷曲线的“源随荷动”调度方式，已经难以适应新的系统需求，考虑到供需双侧不确定性增强、供需结构性问题加剧，电力系统高度关注供需双侧的灵活性、主动性，电力供需平衡调度逐步向“源荷互动”演变。“源荷互动”关键在于实现源网荷储的高效协同，对电网调度软件提出全新需求。“源荷互动”从根本上改变了原有的“大电网一体化控制”平衡模式，电力平衡向“更大时空尺度的非完全源荷实时平衡”模式转变，催生了电网调度自动化系统可靠高效全景控制、多级电网协调、源网荷储协调控制的业务新需求。2020年起由中国电力科学研究院牵头、南瑞集团参与研发的新一代调度控制系统，在华东、西北、华中等网调中心以及江苏、上海、宁夏、新疆等省调中心展开试点应用，根据试点情况来看，新一代调度控制系统可使电网负荷峰谷差降低约5%、新能源消纳能力提高约3%，有效提升了大电网调度“预想、预判、预控”能力和智能化水平，应用效果显著，更加符合新型电力系统的调度要求。国电南瑞占据省调及以上大部分市场。我国电力调度层级自上而下分为国调、网调、省调、地调、县调五层，其中国调、网调、省调系统的技术壁垒较高，调度控制系统的行业集中度较高，国电南瑞作为新一代调度控制系统的研发参与者，占据了我国省调及以上的大部分市场份额；地调及以下层级技术壁垒较低，主要参与者包括积成电子、东方电子等厂商。配电环节：配网建设迈入全新阶段，智能化程度有望同步提升配网建设成为工作重点，有望满足新型电力系统终端自治需求。伴随新能源开发集中式与分布式并举推进，新型电力系统的电网形态呈现“大电网”与“分布式电网”兼容互补的总体格局，交直流混联大电网、柔性直流输电网、主动型配网、微电网等多种形态电网协同并存。配网侧来看，大量分布式新能源电源的配网侧接入，推动配电网由单向无源网络向供需互动的有源网络演变，供需平衡难度加大，源荷界限更加模糊，网络潮流出现复杂多向流动，对配电网的安全可靠运行提出更高要求，主动型配网建设成为电网的工作重点。根据国家电网与南方电网发布的“十四五”投资规划，配网投资金额约占电网总投资的60%。配网自动化系统壁垒较高，智能化程度有待提升。配网自动化系统由配电主站、配电子站、配电远方终端及通信网络组成，自下而上包括智能感知、智能运维、智能控制、智能决策四部分，系统结构复杂、技术壁垒较高。新型电力系统配网环节的快速建设对配网自动化系统的配网状态监测、故障快速定位、故障自动隔离、分布式电源接入控制等功能提出了更高要求，新一代配电自动化系统也呈现出信息采集更广、专业支撑更精、故障自愈更快、安全防护更强的特点，智能化水平有望实现进一步提升。主站、子站环节市场集中度较高，终端环节格局分散。主站及子站系统的技术壁垒较高，市场集中度较高，据华经产业研究院统计，以2017年为例，配网自动化主站系统CR3高达76%，国电南瑞市占率达43%；配电终端技术壁垒较低，竞争格局更为分散，据华经产业研究院测算，2018年配网自动化主站系统CR5仅为31%。截至2021年，配电自动化市场主要参与厂商包括国电南瑞、许继电气、积成电子、四方股份等。发电环节：电网承担新能源消纳主体责任，新能源管理重要性凸显新型电力系统要求新能源电力高水平消纳，电网承担主体责任。为解决弃风、弃光严重等问题，提升新能源电力的消纳水平，2018年起，国家发改委、国家能源局陆续颁布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制》、《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等多项文件，加强新能源电力并网考核，分配新能源电力消纳责任权重，逐步明确各电力主体责任，“电网企业要承担电网建设发展和可再生能源并网消纳的主体责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”。新型电力系统背景下新能源装机占比快速攀升，实现新能源电力的高水平消纳成为基本要求，因此，作为主体责任方的电网企业将积极加强新能源管理系统建设。新能源管理以发电预测为基础，实现源网有机协同。以电网为建设主体的新能源管理系统主要包括区域发电功率预测系统、电网（省级、地市级）新能源管理系统两大类。1）区域发电功率预测系统：不同于以新能源电站为建设主体的单站/集中发电预测系统，主要用于电网对下属区域内并网电站发电功率进行集中预测，可以使电网更精确地了解下属并网电站的发电功率，从而更有效地安排区域内的电力调度计划。目前，我国新能源发电预测系统建设仍以电站为主，但考虑到未来分布式新能源建设快速推进以及电网新能源消纳主体责任的逐步压实，区域发电功率预测系统有望实现较快发展。2）电网新能源管理系统：根据面向主体的不同，电网新能源管理系统主要分为省级和地市级两类，主要用于满足电网企业对新能源电站进行消纳分析、承载力评估、数据管理的业务需求，实现对下属新能源发电企业的有效管理和科学评估。新能源发电预测厂商或将优先受益。电网新能源管理体系的底层基础仍是发电功率的精准预测，通过新能源发电功率的精准预测可以有效提升新能源消纳水平，优化电网企业对下属电站的管理效果，落实源网共担的新能源消纳责任。主要参与厂商包括国能日新、金风慧能、东润环能等新能源信息化厂商。用电环节：电力交易、虚拟电厂、储能管理等系统趋势明朗电力市场化改革逐步深入，有望实现电力需求侧潜力的充分挖掘。新型电力系统的快速建设必须要以配套的市场机制为支撑，我国电力市场改革呈现两大趋势：1）全国统一市场建设加速：2022年1月，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，积极推进全国市场的建设进程，满足电力省间交易、跨省跨区平衡的需求；2）辅助服务市场日益完善：2021年12月，国家能源局发布新修订的《电力辅助服务管理办法》，进一步完善辅助服务考核补偿机制，为需求侧资源参与电力辅助市场交易提供了政策支撑。市场改革下，电网企业作为电力调度中心有望通过需求侧挖潜提升经济效益，我们认为，以电网为建设主体的电力交易、虚拟电厂、储能管理等用电环节系统或将加速发展。电力交易平台升级与市场机制变革相适配。2012年起，全国统一电力市场技术支撑平台开始建设，实现了交易组织、合同管理、交易结算、市场服务等业务的在线运作，支持省间中长期电力交易、电力直接交易和发电权交易等多种交易品种，截至2020年底，平台注册市场主体近27万家，全年总交易电量超2.3万亿千瓦时。为适应电力市场改革逐步深化带来的现货市场加速推进、交易业务需求快速迭代、多层级市场协同需求增长等现状，新一代电力交易平台采用微服务架构，重塑了市场服务、市场出清、市场结算、信息发布、市场合规、系统管理等六大业务应用，可快速适应不断变化的电力市场化交易需求。目前，电力交易平台的主要参与厂商包括远光软件、恒华科技、清大科越、恒天软件等企业。运营平台是虚拟电厂的核心支撑，短期内仍将以电网为建设主体。虚拟电厂作为分布式电源、储能系统、可控负荷的协同聚合体，可充分发挥电力需求侧资源的主动性与灵活性，兼具“源-荷”双重特性。统计2019-2022年我国虚拟电厂示范项目可以看出，目前大型虚拟电厂项目多以电网企业为建设主体，能源信息化厂商主要通过技术合作与电网企业共建虚拟电厂。主要参与厂商包括国网信通、国电南瑞、国能日新、恒实科技、东方电子、易事特、远光软件、浙达能源、国网综能等企业。储能管理系统有望发挥重要协同优势。储能系统分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能，其中源侧储能用于解决新能源电站弃风弃光，实现新能源电力就地消纳；电网侧储能承担调峰、调频等辅助服务；用户侧储能实现电价峰谷套利、综合能源管理等功能。电网企业通过建立基于云平台的储能管理系统，可实现电网侧储能与电源侧储能、用户侧储能的充放电协同，以国能日新发布的储能智慧管理云平台为例，该平台可通过储能资源的云共享满足不同用户需求并制定充放电策略，具有较高成本优势，大幅提升了储能资源的利用率。目前，储能管理系统的参与厂商主要有国能日新、南网科技、电享科技等企业。虚拟电厂黄金时代加速到来，催生千亿级蓝海市场新型电力系统叠加电力市场改革深化，虚拟电厂的黄金时代或将加速到来。虚拟电厂概念在中国兴起已达十年之久，目前已初步实现从“虚拟概念”到“业务实体”的试点落地。回顾虚拟电厂在中国的发展历程，我们看到，虚拟电厂是电力系统供需变革催生的新产业形态，其推进情况主要取决于以下四个方面：1）配套顶层设计的推行进度；2）电力产业价值链的转移速度；3）电力市场化改革的开放程度；4）数字电力基建的渗透深度。十四五期间，我国电力产业将围绕建设“新型电力系统”发生深刻变革，电力供需格局将进一步改写，虚拟电厂的黄金时代或将加速到来。十年变革拆解：外驱内生，由虚向实需求侧响应时期，虚拟电厂概念应运而生。我国电力需求侧变革主要经历三个阶段：1）“三电办”时期（1996-2002年）：此阶段电力供需具有较强的“计划经济”特性，国家通过成立“三电办”，以行政手段开展“计划用电、节约用电、安全用电”工作，缓解电力供应紧缺；2）“需求侧管理”时期（2002-2013年）：电力市场化改革初步开启，政府对市场主体的行政干预减少，需求侧管理通过能效管理、负荷管理、有序用电实现削峰填谷，调节电力供需；3）“需求侧响应”时期（2013年至今）：市场化改革深入，以市场激励/价格信号为驱动的需求侧响应应运而生，虚拟电厂概念也在此阶段兴起，成为需求响应的重要载体。虚拟电厂发展加速，十年积累有望厚积薄发。万得虚拟电厂指数（884188.WI）2013年以来的指数上涨趋势与虚拟电厂的产业机遇基本吻合：1）萌芽概念期（2013-2015年）：虚拟电厂概念火热，主要受益于需求侧正处于从“管理”到“响应”的市场化变革阶段，同时欧洲虚拟电厂大规模商业化，可行性得到了重要验证；2）初探发展期（2015-2018年）：得益于2015年“新电改”全面深化电力市场化改革，虚拟电厂实现了政策、技术、商业模式的逐步积累，江苏、上海等地初步开展实践；3）试点落地期（2018-2021年）：伴随《电力需求侧管理办法（修订版）》、《首批“互联网+”智慧能源示范项目的通知》等政策推进，国内虚拟电厂的试点项目加速落地，截至2021年6月，全国10个省市共开展了19个虚拟电厂试点项目，实际应用效果明显；4）产业加速期（2021年至今）：2021年新型电力系统建设加速，电力供需将进一步向“源网荷储协同”迈进，虚拟电厂历经十年积累，有望在不断完善的市场体制以及旺盛增长的产业需求中凸显自身优势，我们认为，产业将进入全新的加速发展期。外驱、内生推动虚拟电厂产业变革。深度剖析虚拟电厂的产业变革原因，一是以电力市场化改革、电力供需格局变革为代表的外驱因素，激活了虚拟电厂的应用场景，同时相关的顶层设计完善，为虚拟电厂落地提供了重要的市场基础；二是以电力数字基建、边缘计算、人工智能为代表的内在要素快速发展，带动了虚拟电厂智能化应用的技术基础日益完善。作为电力新业态，虚拟电厂已实现从概念到落地的关键跨越，产业前景明朗。总结来看，虚拟电厂是电力市场化改革催生的新兴产业形态，目前已完成了从概念到落地的最艰难跨越，正处于以需求为主导的快速发展阶段，未来其业务发展对政策、需求、技术的依赖程度将随电力产业变革持续发生改变：1）政策主导阶段（2013-2018年）：电力市场化改革深度不足，虚拟电厂的盈利模式尚不清晰，投资建设虚拟电厂的实际运营效果缺少本土化验证，因此，此阶段虚拟电厂的发展对政策的依赖性最强，发展动力稍显不足；2）需求主导阶段（2018-2025年）：电力市场化改革进入快速发展期，市场参与主体与商业模式多元化发展，政策趋势明朗的前提下，虚拟电厂受下游需求影响更强，新型电力系统将加速电力业务需求变革与产业技术革新，有望带动虚拟电厂实现新一轮跨越发展；3）技术主导阶段（2025-2030年）：虚拟电厂商业模式逐步成熟，市场竞争格局趋于稳固，虚拟电厂的产业竞争将转向数字运营平台的技术竞争，虚拟电厂将正式迈进以技术为主导的成熟发展期，相同业务模式下，技术更强、性能更优的运营平台有望进一步凸显优势。上、下游拓展加速：商业模式有望实现突破，千亿级蓝海亟待开启虚拟电厂已进入以需求为主导的快速发展期，新型电力系统带动产业边际加速拓展。虚拟电厂的产业链大致可分为上游基础资源、中游聚合平台以及下游电力需求。新型电力系统建设的加速推进，带动虚拟电厂的上、下游产业需求加速释放：1）2021年起，上游分布式电源、储能、电动汽车等基础资源建设快速推进，虚拟电厂的可聚合资源池迅速扩大；2）下游网侧电力供需平衡日益紧张，调峰调频等需求响应需求旺盛增长。考虑到目前虚拟电厂已进入以需求为主导的快速发展期，我们认为产业上下游的边际变化，将带动中游业务模式与平台技术快速发展，未来2-3年虚拟电厂商业模式有望向电力交易、碳交易拓展。上游：系统变革带动分布式能源建设加速以新能源为主体的新型电力系统加速上游基础资源建设。虚拟电厂聚合的上游基础资源主要包括：1）分布式电源：分布式光伏、分布式风电等分布式新能源；2）储能系统：发电侧储能、用户侧储能等；3）可控负荷：电动汽车、智能家居负荷、工业负荷等。“双碳”战略目标下，我国于2021年3月提出“两个构建”能源转型路径，即构建清洁低碳安全高效的能源体系和构建以新能源为主体新型电力系统。为加快新型电力系统建设，国家陆续出台《“十四五”现代能源体系规划》、《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》、《关于进一步推进电能替代的指导意见》等多部政策文件，带动新型源荷储资源快速发展。1）电源：分布式新能源进入发展快车道新型电力系统以新能源为主体，电力供给出现三类重要变化。电力系统传统电源结构以连续可控的火电机组为主导，可实现负荷需求的实时跟踪，新型电力系统的电源结构逐步向以强不确定、弱可控出力的新能源为主导转变，系统的电力供给出现三类重要变化：1）出力随机性、波动性增强：以光伏、风力发电为代表的新能源电源出力受天气、季节、区域等多种不确定因素影响，发电功率呈现较强的随机性与波动性；2）系统调峰压力变大：风电反调峰特性显著，凌晨时系统负荷较低而风电出力处于较高水平，午时或晚间系统负荷较高而风电出力处于较低水平，增加系统调峰压力；3）系统结构性问题更加突出：新能源基地多分布于风光资源丰富的西北部地区，与中东部的负荷中心呈现逆向分布特性。新能源建设集中式与分布式并举，分布式风、光迎来重要产业机遇。随着以新能源为主体的新型电力系统建设推进，分布式光伏、分布式风电的装机规模快速增长，2021年我国新增分布式光伏装机29.3GW（占21年新增光伏装机的53.3%）、新增分布式风电装机8.03GW（占21年新增风电装机的8.1%）；其中，2021年分布式光伏新增装机容量同比增长88.6%，累计装机容量同比增长59%；分布式风电新增装机容量同比增长703%，累计装机容量同比增长414.6%。从建设地区来看，分布式风、光建设目前多集中在我国中、东部负荷中心，利于实现新能源电力就地消纳，也有助于缓解电力供需的结构性问题的加剧趋势。受益于国家政策持续加码，分布式风、光装机有望持续快速增长。据北极星电力网的不完全统计，仅2022年上半年我国已累计发布分布式风、光利好政策40余项。以“千家万户沐光行动”、“千乡万村驭风行动”计划为典型代表，分布式风、光建设在我国快速推进：1）充分“沐光”：全国各省、市、自治区积极开展整县光伏建设，截至2022年6月全国整县屋顶分布式光伏开发试点方案报送数量已达676个，其中山东省试点数量最多，达到70个县市，预计到2025年山东整县光伏规模将突破20GW。通过估算屋顶面积、装机功率密度、各类用户（户用、工商业、公共建筑）渗透率，我们判断，2022-2025年全国分布式光伏累计新增装机有望达176GW（参见公用环保团队2022年2月14日发布的《分布式光伏：下一个蓝海市场》）；2）加速“驭风”：自2022年6月《“十四五”可再生能源规划》提出“开展千乡万村驭风行动，以县域为单元大力推动乡村风电建设”以来，国家能源局已加紧开展驭风行动方案编制，同时四川、张家口等地已跟进表态落实政策，据中国风能协会测算，驭风行动有望带来1,000GW分布式风电装机增量。2）负荷：电能替代推动柔性负荷占比提升新型电力系统加速电能替代，柔性负荷重要性逐渐凸显。新型电力系统的终极目标是构建“以电为中心”的能源供应体系，在电力成为主要能源形态的远景要求下，终端电能替代的深度、广度也在不断拓展，负荷特性呈现三大变化趋势：1）负荷结构更加多元：随着以电代油、以电代煤的电能替代战略逐步落实，工业、建筑、交通等领域的电力负荷类型有望快速拓展，用电负荷需求也将快速增长；2）双向互动更加深入：新型电力系统发电侧调节能力不足，发挥电动汽车、用户侧储能等负荷的双向互动特性，可实现负荷可调潜力的充分挖掘；3）负荷特性更加复杂：温升型、冲击型等新型负荷大量涌现，受极端性气候影响的季节性负荷尖峰问题将更加突出，具备电网互动特性的柔性负荷的重要性有望凸显。终端电气化率攀升，可控负荷规模迅速扩大。虚拟电厂的可控负荷按领域划分，主要集中在工业、建筑、交通三大领域，其中，工业负荷分为连续生产电力用户、非连续生产电力用户；建筑负荷分为公共建筑、商业建筑、居民建筑；交通负荷主要分为电动汽车、港口岸电。据国网能源研究院预测，我国工业、建筑、交通电气化率2035年将分别达到43%、54%、13%，2050年将分别达到52%、65%、35%，终端电气化率的快速提升，有望带动工业、建筑、交通等领域的可控负荷体量大幅增长，据中国电科院预测，预计2060年我国可控负荷规模可达到电网最大负荷的10%-15%。同时由于用电负荷从工业高占比向第三产业、居民用电负荷比重增加的方向转移，电力系统负荷的柔性可控特征将更加明显。电动汽车负荷价值潜力大，聚合优势明显。电动汽车负荷作为典型的双向特性负荷，可视为移动的储能系统，同时具有明显的时空分布特性。截至2022年6月，全国新能源汽车保有量已突破1001万辆，占汽车总量的3.23%，其中，纯电动汽车保有量为810.4万辆，占新能源汽车总量的80.93%。根据彭博新能源财经发布的《新能源汽车市场长期展望》预测，2025年全国纯电动汽车保有量有望超过2100万辆，2021-2025年复合增长率为33.56%。虚拟电厂可通过电动车负荷的大规模聚合，提升电动汽车负荷的双向互动能力，同时实现电动汽车负荷的多区域协同，实现虚拟电厂可调能力的深度挖掘。3）储能：分布式储能建设动力更加充足储能系统成为新型电力系统的关键支撑，分布式储能成为虚拟电厂主要聚合单元。储能系统作为优质的灵活性调节资源，同时具有源荷双重属性，是新型电力系统源侧消纳与荷侧管理的重要技术支持。因此，新型电力系统的市场主体也从“源网荷”三个主体转变为“源网荷储”四个主体。根据应用场景不同，储能系统大致可分为三类：1）发电侧储能：主要解决集中式新能源电站的弃风弃光问题；2）电网侧储能：主要用于提供调峰调频等电网辅助服务，同时满足新能源并网需求；3）用户侧储能：主要解决分布式能源消纳问题，同时实现峰谷价差套利、容量费用管理等功能。其中，用户侧储能多为分布式储能，单体规模规模较小，盈利模式有待进一步丰富，因此也成为虚拟电厂聚合的主要储能类型。根据细分应用领域不同，用户侧分布式储能包括分布式新能源配储、5G基站储能、数据中心储能、工商业储能、户用储能、社区储能、充电站储能等多种类型。根据中国能源研究会储能专委会发布的《储能产业研究白皮书2022》数据显示，2021年中国新型储能新增投运规模为2.45GW，其中用户侧储能占比约为24%，新增容量同比增长240%，考虑到以下几方面的变化趋势，我们认为未来2-3年分布式储能将实现持快速增长：一是分布式新能源建设加速：“千家万户沐光行动”等政策推动下，我国分布式新能源电源建设提速，分布式配储有望实现同步增长。截至2022年5月，全国已有23省区发布新能源配储政策，其中多地市对分布式光伏提出配套建设储能的强制要求，如浙江诸暨市整市推进分布式光伏方案中提到，“应按照不低于光伏装机容量10%要求总体建设配套储能设施”；山东枣庄市要求分布光伏配储需达到装机容量的15%-30%。同时分布式电源“整县推进”改变了原有的配储模式，户用配储有望朝集中化、系统化的运营模式转变。二是新基建全面推进。2018年中央经济工作会议就明确了5G基建、特高压、城际高速铁路和城际轨道交通、充电桩、大数据中心、人工智能、工业互联网作为“新型基础设施建设”的重要地位，2022年2月起，中央政治局、中央全面深化改革委员会等多部门接连召开工作会议，强调“要加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度”，新基建建设有望全面提速，其中5G基站、数据中心、充电桩等高能耗新基建将带动分布式储能快速增长。据前瞻产业研究院预测，2021-2025年仅新开通5G基站带来的储能增量需求就将达到78.6GWh，2021-2025年新增数据中心有望释放储能增量需求22.5GWh。三是商业模式更加成熟：用户侧储能最重要的商业模式是需求响应以及峰谷电价套利。1）需求响应：2021年起，山东、广东、江苏等地将用户侧储能纳入电力需求响应市场范畴，2022年广东省印发的《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》明确，“响应资源指大用户直属或负荷聚合商代理的具备负荷调节能力的资源”，用户侧储能也列入其中，同时细则提出要“研究出台各类资金支持政策引导用户侧储能、用户负控装置及配套技术支持系统的建设”；2）峰谷套利：2022年8月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求“系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%”，峰谷价差的扩大，将进一步提升用户侧储能的收益率，提升储能用户的建设意愿。下游：供需矛盾加剧带动下游需求释放新型电力系统供需矛盾加剧，虚拟电厂有望成为面向配网的终端自治单元。以新能源为主体的新型电力系统在电力供需平衡方面呈现三大特征：1）终端电气化比率提升，用电需求高增；2）电源侧风、光发电波动性强，易受极端天气影响；3）新能源大基地与电力负荷中心逆向分布，结构性问题突出。在此背景下，新型电力系统的供需矛盾加剧，聚合分布式能源的虚拟电厂，一是可以通过源储荷协同实现高度自治，二是可以与配网双向互动提升系统的调节能力，或将成为缓解电网供需矛盾重要手段。电力供需平衡挑战加剧，多地出现电力短缺。2022年8月起，安徽、浙江、江苏、四川等地陆续启动“有序用电”倡议，要求“工业企业错峰生产，优先保障民生用电”，截至目前全国共有28个省市发布“有序用电”通知，电力系统供需平衡问题再度凸显。本轮电力短缺成因与2021年“缺电潮”不同，清洁能源电力不稳定性缺点暴露。2021年5月、9月出现两轮“缺电潮”，电力短缺波及全国20多个省市，甚至出现用电高峰时段突然“拉闸限电”的情况。2021年两轮“缺电潮”主要由煤价居高不下、各地激进开展能耗双控导致，2021年9月29日，北方港口5500大卡动力煤主流交易价格已上涨至每吨1,650元-1,700元，约为2020年同期价格的2.7倍-2.8倍。2022年电力短缺原因与2021年不同，主要受以下三方面影响：1）多地异常高温导致居民用电负荷激增，山东、湖北等地尖峰负荷创6年来新高；2）气候干旱导致四川等地的水力发电量严重不足，清洁能源电力的不稳定性凸显；3）跨省市输电网络容量有限，无法充分发挥各地间的电力互济能力。新型电力系统供需不确定性并存，电力供需紧张或将加剧。从2022年的电力短缺原因来看，极端天气导致的供电紧张是未来新型电力系统供需压力的预演，以新能源为主体的新型电力系统同样面临供需不确定性强、能源基地与电力负荷逆向分布等多重压力。根据2022年中国电力规划总院发布的《未来三年电力供需形势分析》报告，2022-2024年全国电力供需紧张问题或将加剧，结合当前电源、电网投产进度，预计2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段将出现电力供需紧张，2023年、2024年全国电力供需紧张区域将分别增加至6个和7个。提升需求侧响应能力是缓解电力供需紧张的重要手段。电力系统供需紧张以尖峰负荷升高为典型表现，但电力负荷尖峰化具有时间短、频次低与累计持续时间短两大特征。1）时间短、频次低：2016-2019年，南方五省（区）5%尖峰负荷单次持续时间最长为3-6小时，全年出现频次10-40次；3%尖峰负荷单次持续时间最长为2-6小时，全年出现频次6-25次；2）累计持续时间短：南方五省（区）3%尖峰负荷持续时间一般不超过30小时，5%尖峰负荷持续时间一般不超过100小时。电力尖峰问题突出，提升需求侧响应能力迫在眉睫，根据国家发改委、国家能源局以及各省市印发的“十四五”能源规划，到2025年电力需求侧响应能力要普遍达到最大用电负荷的3%以上，有条件的地区要力争达到5%。以虚拟电厂为载体的需求响应成本优势突出。虚拟电厂通过聚合需求侧资源，能够有效抑制尖峰负荷对电网的冲击，从而延缓电源电网建设投资。根据国家电网测算，为满足5%尖峰负荷，若通过火电厂和配套电网建设需要投资4,000亿，而通过虚拟电厂建设仅需要投资500-600亿元，成本仅为火电厂的1/8-1/7，优势明显。我们认为，随虚拟电厂调节能力的进一步提升，其经济性与规模效益将进一步凸显，以虚拟电厂为载体的需求侧响应，将为下游供需矛盾平衡提供高经济性的解决方案。虚拟电厂将推动需求响应向智能化、标准化方向发展。与传统的电力需求响应（面向大负荷的邀约型响应）不同，以虚拟电厂为响应主体的需求响应，广泛聚合海量的分散可控负荷，响应资源池容量更大、综合可调能力更强；同时，虚拟电厂对不同负荷可调能力差异的理解更深，可根据用电场景识别，制定更加智能的响应方案。目前，全国多地新建的虚拟电厂均以年度最大负荷5%左右的稳定调节能力为远期建设目标，与电力需求侧响应能力提升目标高度吻合。我们认为，虚拟电厂未来将成为电力需求响应的主要参与主体，推动需求响应向自主化、多元化、智能化、标准化、市场化的方向持续发展。新型电力系统带动电网结构变化，终端自治成为配电网新增需求，虚拟电厂有望成为配网终端自治的重要载体。电网的基本属性是电力输配载体，其结构变化与电源变化高度适配，伴随新能源开发集中式与分布式并举推进，新型电力系统的电网形态也将呈现“大电网”与“分布式电网”兼容互补的总体格局，交直流混联大电网、柔性直流输电网、主动配网、微电网等多种形态电网将协同并存。我们认为，未来电网不仅承担电能传输的作用，而且将更多地承担电能互济、备用共享的职能：1）大电网：将主要承担能源大基地电能的大容量、远距离传输任务，保障新能源电力的安全稳定供给；2）配电网：将从交流电网转为柔性交直流配网，通过分布式能源的开放接入，实现灵活性需求的就地平衡；3）微电网：实现电力供应网络与用能终端网络的互联互通，内部实现源网荷储等资源的高效协同与高度自治，外部与配电网完成协同交互。与微电网的的概念相似，虚拟电厂对内主要实现源网荷储的协同优化，对外呈现完整的发电厂特性实现在配电网侧的有源接入。但两者在聚合有效区域、配网连接方式、运行方式等方面略有不同：1）聚合区域：微电网主要聚合地理位置相近的分布式能源，区域性特征较强，而虚拟电厂可以实现地理位置分散的跨区域聚合；2）配网连接方式：微电网是局部能源的聚合，一般只在某一公共连接点接入配网，而虚拟电厂不受地域限制，与配电网可以有多个公共连接点，其自身不一定具备独立的电网架构；3）运行方式：微电网依托于自身对电网的拓展，有独立的物理结构，可以孤岛运行或并网运行，而虚拟电厂必须依托于并网运行。虚拟电厂有望聚合微电网环节，成为面向配电网的终端自治单元。总结来看，虚拟电厂由于具备跨区域性特征，既可以通过分布式能源协同实现单区域内的自治，又可以通过并网运行，为电网提供容量、有功、无功等服务，助力电网安全可靠运行，而与虚拟电厂高度相似的微电网有望成为其重要聚合单元。我们认为，未来虚拟电厂有望进一步聚合微电网及其他分散的分布式能源，通过与配电网多点连接，在区域自治的前提下，进一步满足配电网多区域共享、多能互济互补、供需实时互动等需求，成为面向配电网的终端自治单元。中游：市场体系完善带动商业模式拓展需求响应市场成熟，商业模式日益清晰。虚拟电厂参与需求响应的流程大体可分为五步：1）可调能力分析：虚拟电厂与聚合用户签订合同，并根据各聚合用户灵活资源的出力能力约束，计算虚拟电厂整体的最大可调能力，保证响应申报的合理性、有效性；2）响应方案申报：根据上级电网发布的响应时段与削峰填谷需求，结合自身可调能力制定需求响应方案，向上级电网申报响应时段的响应价格与容量；3）响应市场出清：上级电网综合各交易单元的价格、容量申报，按照规定原则进行市场出清；4）响应结果考核：虚拟电厂实际响应容量（按小时计算）为结算基线负荷与实际测算负荷之差，上级电网将符合要求的部分计入有效响应容量并进行费用考核；5）响应收益分配：虚拟电厂根据考核后结果，将响应收益按各用户实际响应占比进行收益分配。虚拟电厂需求响应的市场参与规则加速落地。2021年12月，国家能源局发布《电力辅助服务管理办法》，指出全国电力辅助服务费用应较此前翻至少一倍，鼓励服务提供者“多元化”，为虚拟电厂参加电力辅助服务提供了良好条件。同时，江苏、湖北、山西等各省市结合自身发展情况，提出了差异性的虚拟电厂实施和辅助服务市场运营交易规则，明确了辅助服务市场交易主体、交易价格划分、参与交易方式、服务费用分摊、参与服务条件等内容，进一步规范和推进了虚拟电厂参与需求响应等辅助服务的过程。需求响应效益明显，项目收益趋于稳定。以广州市虚拟电厂为例，《广州市虚拟电厂实施细则》详细规定了电力用户和负荷聚合商参与需求响应的条件，涉及资格审核、响应时间要求、响应能力要求等内容，并划分了邀约型和实时型两类响应类型，规定了响应通知和执行时间、补贴价格等信息。据此，以典型大工业用户为例，我们按照实施细则测算其月可得补贴额，测算条件如下：1）大工业电力用户响应能力取下限500kW；2）响应时间分邀约型响应时间和实时型响应时间，根据细则可得每月最多分别为120小时和8小时；3）补贴标准取最高标准，即削峰补贴5元/千瓦时，填谷2元/千瓦时；4）邀约响应系数取中间值1.5，实时响应系数为3。由此计算，大工业电力用户每月削峰补贴为51万元（其中邀约削峰响应补贴45万元，实时削峰响应补贴6万元），填谷补贴为20.4万元（其中邀约填谷响应补贴2.4万元，实时填谷响应补贴18万元），盈利效应较为显著。市场改革持续深入，电力交易蓄势待发。我国电力市场改革始终以适配电力交易需求为起点，为解决新能源电力的跨区域平衡与就地消纳需求，我国电力市场建设呈现三大趋势：1）全国统一市场建设加速：2022年1月，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，积极推进全国市场的建设进程，满足电力省间交易、跨省跨区平衡的需求；2）省内市场协同机制更加完善：为提升省域内电力资源配置效率，省内市场向上与全国市场形成电力交易的区域协同，向下与区域市场形成批发与零售的体量互补；3）区域零售市场发展迅速：电力市场的参与主体更加多元，分布式能源可以电力用户实现点对点交易，区域市场蓬勃发展。隔墙售电是电力区域零售交易的典型代表。“隔墙售电”即分布式发电市场化交易，具体表现为“允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回”，是电力零售交易的典型代表。2022年国家层面关于推动“隔墙售电”的文件频出，3月22日，国家发改委、能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，明确了“十四五”时期电力领域流向改革任务，其中就包括积极推进分布式发电市场化交易；8月25日，国家能源局印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》，再次就“隔墙售电”作出具体指示，提出要完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。虚拟电厂或将成为“隔墙售电”的重要参与主体，实现批发、零售市场有效衔接。以隔墙售电为代表的分布式点对点交易，为分布式电源参与电力市场交易提供了重要的政策基础，与虚拟电厂内部的源、荷需求撮合高度吻合。虚拟电厂作为市场参与主体，一是可以实现内部分布式电源与工业、商业负荷等电力消费者之间直接交易，提升分布式电源的市场参与度；二是可以通过大量分布式电源聚合，提升虚拟电厂的整体容量，通过售电代理的方式进一步参与电力批发市场，实现电力批发与零售市场的有效衔接。我们认为，近年来陆续颁布的电力市场改革政策将为虚拟电厂实际参与市场化交易提供重要支持，虚拟电厂的售电商业模式也将加速落地，虚拟电厂有望成为新型电力系统配电网侧的核心交易单元。碳交易有望成为虚拟电厂商业模式的远期拓展方向。2013年起，我国先后在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建等八个省市开展碳交易试点，覆盖电力、化工、热力、钢铁、交通等众多高碳排行业。2021年全国碳交易市场正式启动，首批覆盖2,225家发电企业，覆盖配额规模约为45亿吨二氧化碳排放量，覆盖比例超40%。全国碳交易市场首个履约期内碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，成交均价42.85元/吨，履约完成率99.5%。我们认为，碳中和目标持续推进下，我国碳交易市场在电力行业的覆盖范围将进一步扩大，聚合海量分布式能源的虚拟电厂有望成为碳交易市场的新参与主体；同时参考碳交易试点，未来市场有望进一步覆盖工业、交通等虚拟电厂聚合领域。我们判断，碳交易背景下虚拟电厂的市场盈利模式将实现以下两个方向的拓展：1）碳配额交易：虚拟电厂作为发电主体参与碳配额交易市场，被政府机构分配定量的碳排放权配额。若虚拟电厂的实际碳排放超过其碳配额分配量，虚拟电厂需要在碳交易市场中购买碳配额或缴纳罚款；若虚拟电厂的实际碳排放低于其碳配额分配量，虚拟电厂可在碳交易市场中向其他交易主体出售多余的碳配额，通过碳交易增加自身的运营收益。2）绿电交易：虚拟电厂另一大优势就是聚合了海量的分布式新能源，同时也聚合了工业、建筑、交通等重点碳排放行业的负荷资源。随着工业、交通等行业逐步纳入碳交易市场，以及绿电交易市场与碳交易市场的加速衔接，虚拟电厂上游聚合主体的绿电购买意愿有望被充分激发，虚拟电厂可以通过出售绿电（中长期交易）在电力交易中的获取更多的环境溢价。总结来看，随上、下游产业边际变化，虚拟电厂中游商业模式将不只局限于需求侧响应，有望实现电力能量市场交易、碳交易等新兴模式的持续拓展。我们选取需求响应与电力交易为虚拟电厂主要商业模式，考虑到电力交易模式仍处于发展初期，我们预测VPP用于参与电力交易的比例2025年、2030年分别为5%、20%；以国家电网的虚拟电厂容量建设目标（2025年达到最大负荷的5%）作为VPP调节负荷量预测值，考虑到虚拟电厂的向好发展趋势，我们预测2030年VPP调节负荷量有望达到最大负荷的8%；根据广州市电力交易中心公布的首例虚拟电厂现货交易盈利案例，度电收益为0.27元，我们预测2025、2030年度电收益有望达到0.28、0.30元。基于以上预测基础，我们判断，2025年虚拟电厂合计市场规模有望突破1,183亿元，其中，需求侧响应运营市场规模将达到1,149亿元，电力交易市场规模将达到33亿元；2030年虚拟电厂合计市场规模有望突破2,267亿元，其中，需求侧响应运营市场规模将达到1,990亿元，电力交易市场规模将达到276亿元。同时，虚拟电厂在碳交易市场的盈利模式尚不清晰，暂不计算此部分的运营市场规模。竞争格局分析：能源IT企业优势凸显，科技公司加速入局与产业核心驱动力变化适配，虚拟电厂市场参与玩家类型不断拓展。我们认为，虚拟电厂的产业发展将分别经历以政策、需求、技术为主导的三个时期，目前正处于以需求为主导的2.0阶段，2025年前后有望正式迈入以技术为主导的3.0阶段。产业核心驱动力的变化带动市场玩家类型不断丰富，与政策、需求、技术的驱动力变化相匹配，虚拟电厂的市场参与玩家也实现了从传统电网企业到能源IT企业再到科技公司的逐步拓展。传统玩家集中在工业、公用事业、信息技术三大领域虚拟电厂市场玩家以电力企业与能源信息化企业为主。我们选取Wind虚拟电厂指数中的34家上市公司，以Wind一级行业分类为统计口径得到虚拟电厂企业的行业分布概况，可以看到，目前虚拟电厂参与玩家中工业领域占比最高为67.6%，其次信息技术领域占比较高为23.5%，公用事业领域企业占比最少为8.8%。从主营业务来看，1）工业领域（23家）：电网设备公司16家、电源设备公司5家、电气通用设备公司2家；2）信息技术领域（8家）：能源信息化公司3家、电网/电源设备公司4家、通信设备公司1家；3）公用事业领域（3家）：全部为新能源发电公司。总结来看，目前的参与厂商多以虚拟电厂的上游源、储、荷资源为切入点开展虚拟电厂业务布局，符合虚拟电厂初期政策主导下的发展需求。拟电厂试点项目广泛开启，市场玩家主要包括三类。2019年起，虚拟电厂示范项目在我国广泛启动，主要参与玩家大致可分为三类：1）电网企业：主要包括国家电网、南方电网两大电力调度主体；2）发电集团：包括国家电投集团、中国华能集团、中国大唐集团等大型发电集团；3）能源IT企业：包括国网信通、恒实科技、国能日新等多家企业。三类传统玩家的建设动力与竞争优势各不相同，政策主导的发展初期电网企业优势明显。1）电网企业：目前虚拟电厂最重要的商业模式仍是需求响应，电网企业作为电力调度中心，发展虚拟电厂的动力最为充足，对需求响应的业务理解也最为深入，同时电网原有的负荷管理平台有望为虚拟电厂建设提供重要的数据、技术基础，在以政策为主导的建设初期，虚拟电厂智能化需求不高，电网企业的竞争优势最为明显；2）发电集团：发电集团具有丰富的电源资源，布局虚拟电厂业务可以有效提升企业未来在新能源市场的话语权，同时随着虚拟电厂电力交易商业模式的有效推进，发电集团有望通过新能源发电的电力现货交易实现广泛获益；3）能源IT企业：能源信息化厂商具备深厚的行业Know-How与丰富的电力信息化经验，可以更加快速地拓展以数字技术为依托的虚拟电厂业务，未来随虚拟电厂商业模式更加成熟，建设主体更加广泛，能源IT企业的技术竞争优势将更加明显。虚拟电厂已进入以需求为主导的2.0阶段，能源IT厂商优势有望稳健凸显。虚拟电厂告别以政策为主导的1.0阶段，目前其建设动力更多来自于电网企业、发电集团的业务需求，同时虚拟电厂运营平台相关技术的重要性排序也在不断上升。统计2021年9月到2022年9月的虚拟电厂项目中标情况，可以看到，电网企业、发电集团对于虚拟电厂运营平台的技术要求越来越高，高度关注区块链、数字孪生、人工智能等技术与平台的深度融合，更加关注虚拟电厂运营平台的智慧化特性，因此与能源IT厂商的合作趋势愈发明朗。我们认为，能源IT厂商基于在能效管理系统、智慧能源系统、新能源发电预测系统等传统信息化业务的深厚积累，能够实现行业Know-How向虚拟电厂运营平台的快速转移，优势有望凸显。能源IT厂商的切入角度大致可分为发电信息化、电网信息化、负荷信息化三类。1）发电信息化：随着虚拟电厂聚合的分布式新能源快速增长，发电侧信息化企业有望凭借对新能源发电预测的深厚理解，快速拓展虚拟电厂业务布局。以国能日新为典型代表的新能源发电预测厂商，具备新能源发电功率/电量的高精度预测能力，早在2020年就开始布局虚拟电厂领域。同年，国能日新承接了国网综合能源服务集团有限公司的虚拟电厂建设项目，完成了虚拟电厂平台的开发、平台联调及数据接入。2）电网信息化：实现分布式能源的协同调度是虚拟电厂的算法核心，也是虚拟电厂执行需求响应、参与电力交易的技术基础，因此电网侧信息化企业有望凭借在智能电网、能源互联网等业务场景的原有优势，实现电力调度自动化系统、微网调度系统等产品与虚拟电厂运营平台之间的技术转移与业务联动。以国网信通、国电南瑞、东方电子为代表的电网信息化企业已成为虚拟电厂示范项目的建设主力，助力多项虚拟电厂示范项目正式落地。3）负荷信息化：目前虚拟电厂的核心业务仍是需求响应，负荷资源也是虚拟电厂产业发展的重要壁垒，负荷信息化企业在负荷辨识、负荷管理、负荷预测、负荷响应等方面具备先天的技术优势，多数企业布局的综合能源管理系统、负荷聚合商管理平台与虚拟电厂的需求响应功能高度相似，有望成为此类厂商布局虚拟电厂的业务基础。以朗新科技（充电桩聚合充电业务）、恒实科技（负荷聚合商业务）、远光软件（综合能源服务平台）为代表的负荷信息化企业的负荷聚合与管理优势突出，其中，恒实科技曾经全程参与国内首个虚拟电厂国网冀北电力公司虚拟电厂的设计建设，是国内虚拟电厂设计、建设及运营的先行者。技术主导产业未来，竞争格局或将改写虚拟电厂从需求主导向技术主导迈进，多元主体入局市场。伴随虚拟电厂商业模式更加清晰与试点项目的广泛验证，未来虚拟电厂的运营主体将不再局限于电网公司、发电集团等传统电力企业，掌握灵活侧资源的新能源车企，以及具备新能源优势、大数据优势、通信优势的科技公司都有望成为独立的第三方运营主体，虚拟电厂的市场规模也将进一步扩大。我们认为，随着虚拟电厂向以技术为主导的3.0时代迈进，市场主体的多元化特征将更加明显，对新能源、新型负荷理解深入且技术优势突出的企业有望占据更大的市场份额。新能源车企掌握需求侧灵活资源，有望复制特斯拉模式。新能源车企以电动汽车为纽带，通过虚拟电厂模式有望搭建车-充-光-储协同的能源生态，虚拟电厂既可以实现光储充协同以满足电动汽车的充电需求，又可以通过车储充协同，通过充电站与配网的节点连接，实现虚拟电厂的反向供电。以特斯拉为例，其推出的虚拟电厂智能平台AutoBidder，就完成了特斯拉车-充-光-储协同下的电力实时交易、控制，不仅可以提供负荷和发电量预测共享功能，还可将各能源产品所搭载的信息和计算数据互联共享，并依据内部算法库计算的优先级相互发送或接收指令进行统一调动贯通，实现快速调度、智慧响应等重要功能。目前国内比亚迪、蔚来等新能源车企已着手布局虚拟电厂业务。2020年6月，国家能源局发布关于能源领域“科技助力经济2020”重点专项拟立项项目的公示，其中多层级虚拟电厂平台由比亚迪牵头负责，比亚迪计划通过虚拟电厂平台实现负荷调控、多能协同等需求响应功能，同时通过与电力交易中心的信息交互，推进交易功能拓展。2018年起，蔚来启动NIOPower充换电网络建设，首座目的地充电站于2018年8月在成都投入运营，截至2022年7月，蔚来已建成1,079座换电站，充电桩总数超过10,000个，全国“电区房”覆盖率超过62%。基于充换电基础设施的广泛布局，蔚来加快“能源云”建设，希望打造“充换电站+电动车+储能”的虚拟电厂，从而实现削峰填谷，促进清洁能源消纳。科技公司有望打通新能源优势、大数据优势、通信优势，打造高性能虚拟电厂。以宁德时代为代表的新能源科技公司，始终坚持“以可再生能源和储能为核心实现固定式化石能源替代、以动力电池为核心实现移动式化石能源替代、以电动化+智能化为核心实现市场应用的集成创新”的发展愿景。2022年9月，宁德时代与中国移动正式签署战略合作框架协议，双方将实现新能源优势、通信优势、数据优势的高度整合，在零碳数据中心建设、分布式储能与电网智能协同、备储一体化智能锂电池及运营管控平台开发、虚拟电厂建设运营等领域开展合作。主要参与公司梳理国能日新国能日新以新能源发电功率预测为核心业务。公司以新能源发电功率预测品（包括功率预测系统及功率预测服务）为核心，以新能源并网智能控制系统、新能源电站智能运营系统、电网新能源管理系统为拓展，向新能源电站、发电集团和电网公司等新能源电力市场主体提供新能源信息化产品及相关服务。公司业务全面覆盖电力系统的源、网、荷、储各环节，为清洁能源提供专家级数据服务和应用产品，实现客户对新能源电力“可看见、可预测、可调控”的管理要求。得益于在新能源信息化业务的完善布局，国能日新实现虚拟电厂业务的快速拓展。公司通过新能源发电功率预测、新能源并网控制、电网新能源管理等业务，实现了新能源电力的深厚数据积累，新能源信息化的应用领域逐渐从传统的单一电站管理、设备管理转向发电、输电和用电等环节的全流程管理。虚拟电厂业务就是公司在新能源用电环节的再次拓展，基于深厚的数据基础与成熟的产品基础，公司2020年正式开启虚拟电厂业务，承接国网综合能源服务集团有限公司的虚拟电厂建设项目，完成了虚拟电厂平台开发、平台联调及数据接入等工作，并于2021年取得了“虚拟电厂智慧运营管理系统V1.0”的软件著作权。目前，公司已经组建了专门的虚拟电厂团队，开展虚拟电厂参与辅助服务市场的探索与实践，为客户提供虚拟电厂建设、资源评估、虚拟电厂运营等参与电力市场的一站式服务，辅助客户开展虚拟电厂业务，创造增值收益。2022年上半年，公司持续多点发力，进一步加大虚拟电厂业务布局力度，在进一步研发优化虚拟电厂平台设计的同时，公司还投资设立子公司国能日新智慧能源（江苏）有限公司拓展市场，并根据目前其参与京津冀、河北南方电网的经验以及西北、华中的政策需求，重新规划了虚拟电厂软件系统，借助于多个实际项目，公司不断优化完善虚拟电厂业务系统的功能，并形成一定的项目储备。南网科技南网科技以“电网智能化+储能”为核心驱动，聚焦新型电力系统核心环节。公司以电源清洁化和电网智能化为主线发展主营产品，为适应新型电力系统的发展方向，逐步发展出技术服务（储能系统技术服务、试验检测及调试服务）和智能设备（智能监测设备、智能配用电设备、机器人及无人机）两大业务体系。其中，1）储能系统技术服务：广泛应用于电源侧、电网侧、用户侧，用于提升新能源并网消纳能力、电源调峰调频能力、电网灵活调节和应急支撑能力以及用户侧峰谷调节能力；2）试验检测及调试服务：主要对常规火电进行检测和调试，提高机组安全运维、灵活调节能力；3）智能配用电产品：用于对配电网和用户侧设备进行运行状态监视、智能化控制、智慧化运维；4）智能监测设备：用于对电力设施及其所处环境的实时监测、分析和预警；5）机器人及无人机：主要用于自动化巡检。南网科技整合储能与网侧信息化基础实现虚拟电厂业务的快速渗透。储能资源作为虚拟电厂的重要聚合单元，在虚拟电厂开展需求响应、电力交易等业务时承担着重要的协同调度功能，南网科技基于储能系统上的领先布局，不断拓展储能技术服务领域的业务市场，推动新能源配套、用户侧、电网配建以及独立储能电站等业务场景的快速拓展。智能配用电设备是虚拟电厂高级应用的硬件基础，南网科技充分发挥公司配用电终端操作系统“丝路InOS”的产品价值，实现动态分时电价调节、电力用户灵活双向互动等重要功能。2022年8月31日，南网科技在接受投资者调研时表示，公司目前已承接广东电网的虚拟电厂运营平台的开发项目，该项目已经完成了功能设计和需求侧响应功能开发，配合广东电力市场相关规则着手开展虚拟电厂接入运行示范。未来公司将基于原有技术优势，进一步布局各类灵活性资源的聚合与优化调控业务，探索研究“源网荷储协同互动”的虚拟电厂技术，促进电能高效利用和可调节资源灵活性配置。朗新科技朗新科技专注于电力能源消费领域数字化，“能源数字化+能源互联网”双轮驱动。公司能源数字化业务以“助力新型电力系统建设和服务创新升级”为目标，主要包括：1）在电力行业，公司为包括国家电网、南方电网在内的大型企业客户提供用电服务核心系统及解决方案，截至2022年6月，公司电力业务覆盖全国22个省/自治区/直辖市，超2.7亿电力终端用户；2）在新能源领域，公司积极拓展新能源服务，为行业提供充电桩云平台、新能源运维平台等产品服务；3）在燃气行业，公司为华润燃气、中国燃气等大型燃气企业提供核心业务系统的信息化服务。公司能源互联网业务主要服务于终端能源消费的电气化场景，主要包括：1）互联网生活缴费：为居民提供水电燃热等公共事业“查询、缴费、账单、票据”的线上闭环服务；2）第三方聚合充电服务平台“新电途”：通过具备数亿活跃用户的“支付宝/高德地图/城市超级APP”形成聚合充电服务入口，为新能源车主提供充电服务；3）新耀光伏云平台：以能源物联网技术支撑众多分布式光伏电站更高效发电及运营；4）BSE智慧节能系统：以能源物联网和大数据分析技术为支撑帮助企业实现节能降耗。基于在用户侧电力信息化的深厚理解，朗新科技加速虚拟电厂业务布局。虚拟电厂业务作为用户侧电力新业态，与公司的分布式光伏管理、智慧充电平台、企业智慧节能等业务具有较强的业务重合，公司可通过原有用户侧电力信息化业务的整合升级，迅速拓展虚拟电厂业务布局：1）朗新科技的智慧能源管理系统中，包含了虚拟电厂的业务支撑能力，可作为虚拟电厂平台的产品基础；2）朗新的光伏云平台已经广泛接入了分布式光伏系统，新电途的聚合充电平台也已经接入了大量的电动汽车充电桩，拥有分布式电源和分布式负荷的数据与技术积累。2022年3月9日，朗新科技在投资者互动平台表示，公司正积极考虑和规划虚拟电厂、需求响应等电力辅助服务方面的业务发展。恒实科技恒实科技是国内综合能源服务、通信设计及物联应用解决方案供应商。2022年，公司紧密贴合国家“双碳”和数字化转型升级加速战略，投身物联网大数据应用的建设与运营，为政企客户提供各类智能化综合解决方案。同