电力设备与新能源行业用电侧分析报告：电价趋势明确用电侧蓄势待发

%%%%电价趋势明确，用电侧蓄势待发——用电侧深度报告2023-07-13%%1%%%%%%•证券研究报告

•评级

看好

维持目

录01

行业总览：用电侧是新型电力系统的关键一环02

商业模式：服务模式多样，正处于0-1发展阶段03

驱动因素：电价机制为核心，成长路径逐步打开04

竞争壁垒：聚焦B端客户，软件重要性有望提升%%2%%%%%%01行业总览：用电侧是新型电力系统的核心环节%%3%%%%%01

行业总览：用电侧是新型电力系统的重要一环

新型电力系统涵盖“源网荷储”四大要素，电源侧将光伏、风电等新能源作为发电主体，电网侧形成大电网和分布式智能电网的并存格局，用电侧产销模式发生深刻变革，储能侧实现电力系统动态平衡。电源侧、电网侧、储能侧均有相关报告详细阐述，本篇报告重点讨论用电侧的发展趋势。图：新型电力系统框架新型电力系统电源侧（源）电网侧（网）用电侧（荷）储能侧（储）光伏风电

煤电水电大电网分布式智能电网工业

商业

居民农业功率型

能量型容量型••新能源逐步成为发电量结构主体电源电能与氢能等二次能源深度融合利用••新型输电组网技术实现创新突破电力与能源输送深度耦合协同••电力生产和消费关系深刻变革用电侧与电力系统高度灵活互动•覆盖全周期的多类型储能协同运行，电力系统实现动态平衡资料：《新型电力系统发展蓝皮书》，长江证券研究所%%4%%%%%%01

用电侧：新能源消纳压力逐步向下传导

全国主要电网最高用电负荷持续攀升，全球能源互联网发展合作组织预测到2025年将达到15.7亿千瓦，电力系统平衡压力不断增大，缺电、限电现象时有发生，电力需求侧管理受到了重视。随着分布式能源的广泛应用，配电网向有源化发展的趋势日益显著，传统电网的运行模式受到了挑战；同时，电力电子设备接入规模越来越大，使得负荷的可预测性变差。以上情况都对用电侧的灵活调节能力提出了更高的要求。图：全国主要电网最高用电负荷情况图：国内分布式光伏装机情况140,000120,000100,00080,00060,00040,00020,000010,00070%60%50%40%30%20%10%0%8,0006,0004,0002,00002011

2012

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2022201720182019202020212022全国主要电网最高用电负荷（万千瓦）集中式光伏（万千瓦）分布式光伏（万千瓦）分布式占比资料：Wind，长江证券研究所资料：国家能源局，长江证券研究所%%5%%%%%%01

用电侧：用电成本抬升且不确定性放大

2019年，OECD国家居民与工业电价之比普遍大于1，而中国工商业电价高于居民电价，主要是工商业用户承担了交叉补贴，这说明工商业用户的用电成本偏高。另外，高耗能行业的市场交易电价不受上浮20%的限制，相关企业的用电成本面临上涨压力。根据国家关于进一步完善分时电价机制的通知，各省市相继出台了拉大峰谷价差的政策，负荷曲线对用电成本的影响进一步增大，这加强了用电侧对降低用电成本的需求。图：2019年OECD成员国的居民/工业比价图：2022年各地区1-10kV工商业峰谷价差（元/kWh）2.51.61.41.21.00.80.60.40.20.02.01.51.00.50.0资料：国家电网，长江证券研究所资料：CNESA，长江证券研究所%%6%%%%%01

用电侧：清洁低碳发展的需求愈加强烈

国家“十四五”规划提出2025年单位GDP二氧化碳排放较2020年下降18%的约束性目标，同时2022年政府报告提出推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。工业、建筑、交通等终端用能部门的二氧化碳排放量占比合计超过50%，在国家政策的指导下，用电侧对清洁低碳发展的需求愈加强烈。电能替代是终端用能部门实现清洁低碳发展的重要途径，用电侧将持续提升电气化率水平，并且扩大绿电消费的规模。图：2020年中国分终端部门二氧化碳排放占比图：中国电气化率发展趋势70%2%60%50%40%30%20%10%0%38%40%10%10%工业

建筑

交通

电力

其他部门20202025E2030E2060E资料：清华大学气候变化与可持续发展研究院，长江证券研究所资料：《中国电气化年度发展报告（2021）》中电联著，长江证券研究所%%7%%%%%%02商业模式：服务模式多样，正处于0-1发展阶段%%8%%%%%%02

商业模式：服务形式多样，促进用能水平提升

基于实现清洁低碳、提升调节能力、降低用能成本的需求，目前用电侧衍生出了多种商业模式，包括能源销售服务（以售电业务为例）、分布式能源服务（以工商业光伏&储能为例）、节能减排服务（以合同能源管理为例）、需求响应服务（以虚拟电厂为例）等。图：用电侧商业模式及作用能源销售服务：以售电业务为例实现清洁低碳提升调节能力降低用能成本分布式能源服务：以工商业光伏&储能为例节能减排服务：以合同能源管理为例需求响应服务：以虚拟电厂为例用电侧商业模式获得需求响应激励资料：长江证券研究所%%9%%%%%02

售电服务：市场化改革深化，释放存量空间表：售电政策梳理时间发布单位文件名称相关内容

售电是“发-输-配-售-用”体系中最接近用电侧的环节，是连接电力批发市场和零售市场的枢纽。加快建设全国统一电力市场体系，持续提升跨省区电力交易市场化程度，推进南方区域电力市场建设运营，研究推动京津冀、长三角电力市场建设。2023年4月

国家能源局《2023年能源工作指导意见》从2015年开启电力体制改革后，国家加速推进工商业用户进入电力市场的进程，售电市场空间持续扩大。国家、《关于做好年电力中长期合

确保市场主体高比例签约；强化分时段签约；优化跨省区中长期交易机20232022年12月2022年1月制；完善市场价格形成机制；建立健全中长期合同灵活调整机制；强化中长期合同履约和监管。能源局同签订履约工作的通知》推动落实增量配电企业在配电区域内拥有与电网企业同等的权利和义务，国家能源局、《“十四五”现代能源体系规划》

研究完善增量配电网配电价格形成机制。完善售电主体准入和退出机制，图：售电流程示意图推动售电主体参与各类市场交易，理顺购售电电费结算关系。严格售电公司准入标准和条件，引导社会资本有序参与售电业务，发挥国家、、《关于加快建设全国统一电力市

好电网企业和国有售电公司重要作用，健全确保供电可靠性的保底供电2022年1月能源局场体系的指导意见》制度，鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。国家文件细化了售电公司的注册条件、注册程序、权利与义务等条款，增加了运营管理、保底售电等内容，亮点在于引入市场化的保底售电公司。2021年11月《售电公司管理办法》能源局售电公司各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。交易结算《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》2021年10月

国家推动降低制造业用电成本和企业电信资费，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易。2020年1月国务院国务院常务会议交易结算交易结算原则上全部放开经营性电力用户的发用电计划，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》2019年6月

国家用户交易中心发电公司2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。条件允许地区，大工业用户外的商业企业也可放开进入市场，可先行放开用电量大、用电稳定的零售、住宿和餐饮服务行业企业（例如酒店、商场等），并逐步放开商务服务、对外贸易及加工、金融、房地产等企业参与交易。《关于积极推进电力市场化交易，进一步完善交易机制的通知》2018年7月

国家国家、《关于推进售电侧改革的实施意

向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更见》

多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。2015年11月供电公司：零碳绿电网公众号，长江证券研究所能源局资料资料：国家

，国家能源局，长江证券研究所%%10%%%%%%02

售电服务：电力交易规模逐年扩大

2022年，全国各电力交易中心累计完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，占全社会用电量比重为60.8%，同比增加15.4pct，售电市场规模进一步扩大。从交易电量结构来看，省内电力直接交易和省间外送交易占比最高，分别为76.4%和17.1%，其次是省内发电权交易、省间电力直接交易等品种。图：2017-2022年市场化交易电量及占比图：2022年电力市场交易电量结构60,00050,00040,00030,00020,00010,000070%60%50%40%30%20%10%0%省间外送交易省间发电权交易17.13%0.18%省间电力直接交易2.41%省内其他交易0.23%省内抽水电量交易0.02%电力直接交易76.40%省内发电权交易3.63%20172018市场交易电量（亿千瓦时）：北极星售电网，长江证券研究所2019202020212022占全社会用电量比重资料资料：北极星售电网，长江证券研究所%%11%%%%%%02

售电服务：以广东省为例，盈利水平波动较大

截至2022年底，广东省累计注册的售电公司有284家，其中独立售电公司约占84%；从平均零售电量来看，发电背景售电公司最高，独立售电公司最低。2022年，广东省共有268家售电公司被强制退市，主要原因是依据国家能源局发布的《售电公司管理办法》，广东电力交易中心对处于工商注销状态或连续三年未开展售电业务的公司启动强制退出程序。广东省售电公司平均度电获利波动较大，2017、2020、2022年相对较高，而2018、2019、2021年相对较低；2021年，售电公司整体盈利面大幅下降，主要原因是批发市场交易价差快速收窄，而售电公司与电力用户签署固定价差合同，普遍存在批零倒挂的情况。表：截至2022年底售电公司数量及结构图：广东省售电公司盈利新增数量（家）累计数量（家）参与交易数量（家）平均零售电量（亿千瓦时）1412108100%80%60%40%20%0%市场主体售电公司4802843415129619.859.023.29.8其中：发电背景电网背景独立售电未注册63124450238011602020172018平均度电获利（厘/千瓦时）：广东电力交易中心，长江证券研究所2019202020212022已退市268271-售电公司盈利面资料：广东电力交易中心，长江证券研究所资料%%12%%%%%02

售电服务：购售价差盈利压力大，向增值服务延伸

售电服务的盈利模式是购售价差，即售电公司销售电能的价格要高于从电力市场批发电能的价格才能获得盈利。由于售电服务竞争激烈，该模式盈利水平较低。在基础售电服务之外，售电公司逐渐向增值服务延伸（包括综合能源服务、需求侧管理服务、设备管理服务等），以此实现差异化竞争，东京电力、法国电力等海外电力公司均开启转型之路。图：售电服务的盈利模式购电竞价电力交易市场售电公司业务流电能流资金流提供增值服务增值服务收入竞价结算凭证购售价差委托电费电能电费电能发电公司电网公司电力用户资料：前海供电公众号，长江证券研究所%%13%%%%%%02

工商业光伏：补贴逐步退出，全面进入市场化发展表：分布式光伏政策梳理分布式光伏通常接入35kV及以下电压等级的电网，根据用户类型可分为工商业和户用，运行方式有自发自用、余电上网和全额上网两种。国家全面推进分布式光伏开发，实施光伏“千家万户沐光行动”，目前国家补贴已经退出，仅部分省份仍有地方性补贴。时间发布单位文件名称相关内容

实施风电“千乡万村驭风行动”和光伏“千家万户沐光行动”，稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，促进农村用能清洁化。2023年4月国家能源局《2023年能源工作指导意见》全面推进分布式光伏开发，重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推进光伏建筑一体化开发，实施“千家万户沐光行动”，规范有序推进整县（区）屋顶分布式光伏开发，建设光伏新村。国家、能

《“十四五”可再生能源发展规2022年

月6源局等九部门划》《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》

光伏开发试点。676个县（市、区）被列为整县（市、区）屋顶分布式2021年9月2021年6月国家能源局图：分布式光伏项目示意图《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》

县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。为加快推进屋顶分布式光伏发展，拟在全国组织开展整国家能源局《关于2021年新能源上网电价政

2021年起，对新备案工商业分布式光伏项目，中央财2021年6月2021年5月国家策有关事项的通知》政不再补贴，实行平价上网。《关于2021年风电、光伏发电开

2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为5亿国家能源局发建设有关事项的通知》元。执行居民用户电价的学校分布式光伏奖励标准0.12元/千瓦时，其他分布式光伏奖励标准0.05元/千瓦时。执行非居民用户电价的分布式光伏项目奖励上网电量，其他常规光伏项目奖励发电量。当项目发电量利用小时达到6050小时或者奖励期满5年，奖励结束。上海、财

《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》2022年11月政局按照发电量给予补贴，补贴标准为非公共机构应用方0.15元/千瓦时、公共机构应用方0.3元/千瓦时，最高享受补贴时间为5年；对采用合同能源管理模式建设的项目，按照项目装机容量给予一次性补贴，补贴标准为0.2元/瓦，单个项目最高补贴200万元。广州黄埔区发改

《广州市黄埔区

广州开发区

广州局、工信局等

高新区促进绿色低碳发展办法》2021年5月对2021年1月1日至2023年12月31日期间建成并网且符合国家和行业标准的分布式光伏项目，自并网次月起给予投资人0.1元/千瓦时补贴，连续补贴5年。陕西西安市工信

《关于进一步促进光伏产业持续2020年12月局健康发展的意见（征求意见稿）》资料：南网能源招股说明书，长江证券研究所资料：国家，国家能源局，上海，广州黄埔区发改局，西安工信局，长江证券研究所%%14%%%%%%02

工商业光伏：自发自用率是决定收益率的核心因素

工商业光伏：以合同能源管理模式为例，收入率越高，项目收益率越高。分为客户自用、余电上网、补贴收入三部分，服务期通常为20-25年，光伏自发自用图：工商业光伏盈利模式（合同能源管理模式）客户自用：根据月度用电额（实际用电量

以客户用电电价为基础的协商电价）向客户收取，给予客户的电费价格折扣通常为90%左右。收入余电上网：根据销售给当地电网的月度售电额（实际售电量

上网电价）向电网公司收取。补贴收入：补贴金额=总发电量

国家政策确定的补贴单价，由电网公司转付。资料：南网能源招股说明书，长江证券研究所%%15%%%%%02

工商业光伏：建设成本下降，利好收益率提升

2023年以来，光伏级多晶硅现货价格快速下降，带动光伏组件价格下行，工商业光伏收益率显著提升。假设年利用小时1100小时、自发自用率90%、电价折扣85%、贷款比例70%，若组件价格降低到1.3元/W、电价超过0.55元/kWh时，项目投资收益率将达到10%以上。图：光伏级多晶硅现货周平均价格走势表：工商业光伏收益率测算45403530252015105电价（元/kWh）0.404.9%4.5%4.1%3.7%3.3%0.457.1%6.6%6.1%5.6%5.2%0.509.4%8.8%8.2%7.6%7.1%0.550.600.650.700.750.800.851.31.41.51.61.711.7%

14.1%

16.7%

19.4%

22.3%

25.3%

28.5%11.0%

13.3%

15.7%

18.3%

21.0%

23.9%

26.9%10.3%

12.5%

14.8%

17.3%

19.8%

22.5%

25.4%组件价格（元/W）09.7%9.1%11.8%

14.0%

16.3%

18.8%

21.3%

24.1%11.1%

13.2%

15.5%

17.8%

20.2%

22.8%光伏级多晶硅（美元/千克）资料：Wind，长江证券研究所资料：长江证券研究所注：年利用小时1100小时，自发自用率90%，电价折扣85%，贷款比例70%%%16%%%%%%02

工商业光伏：东部省份是带动装机规模的主力军

从累计装机量来看，山东超过3000万千瓦，明显领先，其次是浙江、河北、河南、江苏、安徽超过1000万千瓦，分布式光伏装机大省均在东部地区，预计主要是电价较高、工商业企业较多使得项目经济性更好。从新增装机量来看，河南、山东、浙江、河北、江苏均超过500万千瓦，排名前五省份合计占比约66%；河南、河北以户用光伏为主，浙江、江苏以工商业光伏为主，山东装机结构相对均衡。图：2022年国内分布式光伏累计装机量图：2022年国内分布式光伏新增装机量35003000250020001500100050090080070060050040030020010000分布式光伏累计装机（万千瓦）户用光伏新增装机（万千瓦）工商业光伏新增装机（万千瓦）资料：国家能源局，长江证券研究所资料：国家能源局，长江证券研究所%%17%%%%%%02

工商业储能：电价、交易、补贴等政策逐步落地表：工商业储能政策梳理分类时间发布单位文件名称相关内容

工商业储能配置在工商业用电侧，按照与分布式光伏的耦合方式，可以分为交流和直流耦合两种形式。优化工业用电季节性尖峰电价，以峰段电价为基础上浮20%；试行工业用电重大节日深谷电价，在平段电价基础上，以峰20%《关于进一步完善分时电价政策的通知》2023年5月

江苏段电价为计算基础，下浮。《关于工商业分时电价政策

高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮有关事项的通知》《关于完善分时电价机制有

高峰时段电价上浮50%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础关事项的通知》2022年11月

山东2022年10月

江西100%、深谷时段下浮90%。分时电价改革加速，进一步拉大峰谷电价差；电力市场化改革深化，工分时电价上上浮20%，低谷时段电价下浮50%。商业储能收益补贴。增加；鼓励分布式光伏配置储能，并根据放电量提供合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过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。《关于进一步完善分时电价机制的通知》2021年7月

国家在电力用户计量关口内并网的用电侧储能，保持与电力用户作为整体的运营模式，联合参与市场交易（电能量交易和需求响应交易）。广东能源局、

《广东省新型储能参与电力南方能监局

市场交易实施方案》2023年4月图：工商业储能项目示意图《关于浙江省第三方独立主

第三方独立主体常态化参与电力辅助服务，储能、虚拟电厂、2023年2月

浙江能监局

体参与电力辅助服务有关事

负荷聚合商及电力用户等第三方独立主体按“独立辅助服务项的通知》

提供者”注册。、

《“十四五”能源规划任务

推进新能源“隔墙售电”就近交易，积极探索分布式发电市电力市场重庆2022年8月能源局国家能源局分解实施方案》场化交易。交流耦合系统直流耦合系统《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》、各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用电侧储能发展创造空间。2022年5月“十四五”期间建成年利用小时数不低于600小时的区统调储能项目，给予投资主体容量补贴，按储能功率300元/千瓦给予投资经营主体一次性补贴。杭州市萧山区

《杭州市萧山区电力保供三2023年3月政府年行动方案（2022-2024）》《深圳市促进绿色低碳产业

对利用分布式能源、储能装置和可控负荷组成的微电网示范高质量发展的若干措施》

项目，按总投资给予一定比例财政资金支持。2022年12月

深圳市政府《合肥市进一步促进光伏产

对装机容量1兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起业高质量发展若干政策实施

按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时补贴，连续补贴细则》合肥经信局、2022年10月财政局储能补贴不超过2年，同一企业累计最高不超过300万元。对新建光伏发电项目配套建设储能系统，储能电池采用符合《关于加快光伏发电推广应

相关行业规范条件的产品，自项目投运次月起对储能系统按2022年3月

芜湖市政府用的实施意见》实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。支持光伏项目配置储能设施，2022年1月1日后并网、且接入园区碳达峰平台的储能项目，对项目投资方按项目放电量补贴0.3元/千瓦时，补贴3年。苏州工业园区

《苏州工业园区进一步推进2022年3月：各省市政府网站，长江证券研究所管委会分布式光伏发展的若干措施》资料：江苏省储能行业协会，长江证券研究所资料注：不完全统计%%18%%%%%02

工商业储能：峰谷套利是主要盈利模式

工商业储能收入有峰谷套利、需量管理、配电增容、需求响应、电力市场交易等，目前以峰谷套利模式为主，峰谷价差和日充放次数决定了工商业储能项目的收益情况。图：工商业储能盈利模式收入①峰谷套利②需量管理③配电增容④需求响应⑤电力市场交易••储能在低谷或平时段充电，在尖峰和高峰时段放电，获得峰谷电价差收益。2022年以来国内各省峰谷价差持续走阔，浙江、山东、山西等地将午间时段设置为低谷电价，使储能具备两充两放条件。••对于执行需量电价计费的两部制用户，储能可以将负载率控制在相对平稳状态，即储能在负荷快速增加时放电。根据第三监管周期核定的输配电价，负荷率在62.5%以下时，执行需量电价计费具备经济性。••广东允许用电侧储能联合电力用户参与批发或零售电能量交易。福建引导分布式储能、电动汽车（充电桩、充换电站）等可调节负荷资源提供调峰服务。•根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，新型储能可参与需求响应。以广东为例，用电侧储能可参与需求响应，日前邀约申报价格在70-3500元/MWh。•当工商业用户配电容量不足时，储能可在用电负荷超过变压器容量时放电，以减少自身高峰用电需求，从而降低接入电力系统的增容投资。资料：江苏省储能行业协会，长江证券研究所%%19%%%%%%02

工商业储能：装机规模稳步增加，东部省份占比较高

国内用电侧储能以工商业应用为主，2019年及之前，无论是新增装机还是累计装机，用电侧储能占比均在40%以上；2019年之后，随着新能源配储能和独立储能的发展，用电侧储能的市场份额逐年下降。2022年，浙江、广东、安徽、江苏、内蒙古、湖南的用电侧储能新增装机量位居前列，排名前四省份合计占比高达87%。2022年各省市用电侧储能新增装机情况图：国内用电侧储能新增及累计装机规模图：240070%60%50%40%30%20%10%0%80070060050040030020010002000160012008004000浙江

广东

安徽

江苏

内蒙古

湖南

河北

重庆

上海

山东

福建

山西

湖北201720182019202020212022累计装机（MW）新增装机（MW）累计装机占比新增装机占比用户侧储能新增装机（MWh）资料：CNESA，储能与电力市场公众号，长江证券研究所资料：储能与电力市场公众号，长江证券研究所%%20%%%%%%02

工商业储能：价差增加和碳酸锂跌价利好收益率提升图：国内工商业峰谷价差走势（元/kWh）

在循环寿命5000次、DOD为90%、电价分成10%的条件下，当储能系统价格下降到1600元/kWh时，峰谷价差在0.80元/kWh以上的地区的用电侧储能具备经济性。结合碳酸锂价格下降、工商业峰谷价差增加的趋势，工商业储能的经济性有望进一步凸显。表：工商业储能收益率测算峰谷价差

(元/kWh)0.75

0.85资料：各省市，长江证券研究所IRR分析0.60-2.1%-1.2%-0.3%0.7%1.9%3.1%4.5%6.1%7.9%0.65-0.7%0.2%1.2%2.2%3.4%4.7%6.2%7.9%9.8%0.700.6%1.5%2.6%3.7%4.9%6.3%7.9%9.6%11.7%0.803.1%4.1%5.3%6.5%7.9%9.4%11.2%13.2%15.5%0.905.5%0.956.7%1.00图：国产碳酸锂现货价格（元/吨）2000190018001700160015001400130012001.9%2.8%3.9%5.1%6.4%7.9%9.5%11.4%13.6%4.3%5.4%7.9%600,0006.6%7.9%9.1%500,000400,000300,000200,000100,00006.6%7.9%9.2%10.4%11.9%13.6%15.5%17.7%20.2%23.3%7.9%9.2%10.6%12.2%14.0%16.0%18.5%21.3%投资成本(元/kWh)9.3%10.7%12.5%14.4%16.7%19.3%10.9%12.8%14.9%17.4%2023/1/32023/2/32023/3/32023/4/32023/5/32023/6/32023/7/3资料：北极星电力网，长江证券研究所注：循环寿命5000次、DOD为90%、电价分成10%、一充一放资料：Wind，长江证券研究所%%21%%%%%02

节能减排：服务覆盖范围广，政策支持力度大表：节能减排政策梳理时间发布单位文件名称相关内容

节能减排服务覆盖范围很广，包括工业、建筑、交通、电力等行业。例如，南网能源的节能服务涉足工业、建筑、城市照明领域，涪陵电力涉足配电网节能领域。完善支持绿色发展的政策，发展循环经济，推进资源节约集约利用，推动重点领域节能降碳，持续打好蓝天、碧水、净土保卫战。2023年3月国务院《2023年政府工作报告》加快制定修订一批重点领域节能标准；稳步提升重点用能行业能耗限额要求；持续提高重点用能产品设备能效水平；不断扩大节能标准覆盖范围。国家市场监管总局、《关于进一步加强节能标准更新升级和应用实施的通知》2023年3月2022年1月根据《“十四五”节能减排综合工作方案》，将在重点行业、工业园区、绿色城镇、交通物流、农业农村等领域实施节能减排重点工程。以钢铁、有色金属、建材、石化化工等行业为重点，推进节能《“十四五”节能减排综合工

改造和污染物深度治理。全面提高建筑节能标准，加快发展超国务院作方案》低能耗建筑，积极推进既有建筑节能改造、建筑光伏一体化建设。引导工业企业开展清洁能源替代，降低单位产品碳排放，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。提升建筑节能标准，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，推进和支持既有建筑节能改造，积极推广使用绿色建材，健全建筑能耗限额管理制度。图：节能减排项目示意图国家能源局、《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》2022年1月广东大厦综合节能改造项目肇庆市高新区LED路灯节能改造项目到2025年，单位工业增加值二氧化碳排放降低18%，规模以2021年11月

国家工信部《“十四五”工业绿色发展规划》

上工业单位增加值能耗降低13.5%，粗钢、水泥、乙烯等重点工业产品单耗达到世界先进水平。实施城市节能降碳工程，开展建筑、交通、照明、供热等基础设施节能升级改造。实施园区节能降碳工程，以高耗能高排放项目集聚度高的园区为重点，推动能源系统优化和梯级利用。《2030年前碳达峰行动方案》

实施重点行业节能降碳工程，推动电力、钢铁、有色金属、建材、石化化工等行业开展节能降碳改造。实施重大节能降碳技术示范工程，支持已取得突破的绿色低碳关键技术开展产业化示范应用。2021年10月国务院到2025年，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，重点行《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》业能源利用效率大幅提升。到2030年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平。2021年9月国务院《中华人民共和国国民经济和

壮大节能环保、清洁生产、清洁能源、生态环境、基础设施绿2021年3月

中央人民政府

社会发展第十四个五年规划和

色升级、绿色服务等产业，推广合同能源管理、合同节水管理、2035年远景目标纲要》环境污染第三方治理等服务模式。资料：南网能源招股说明书，长江证券研究所资料：国务院，国家，国家工信部，长江证券研究所%%22%%%%%%02

节能减排：合同能源管理是主要盈利模式

合同能源管理是节能减排服务的主要商业模式，主要分为节能效益分享型、节能量保证型、能源费用托管型三种。以节能效益分享型为例，节能公司负责项目投资，在合同期内按照约定的比例共同分享节能效益，用于回收设备投资款、安装调试费、技术服务费以及获得合理利润，合同结束后项目所有权和收益全部归客户所有。

以上海市“十三五”期间合同能源管理项目为例，项目投资回收期均值为2.5年。表：合同能源管理三种模式介绍图：合同能源管理（节能效益分享型）示意图能源费用消减客户收益合同类型模式介绍这是目前最常见的合同能源管理模式，由节能公司负责项目投资，在合同期内与用能单位按照合同约定的比例共同分享节能效益，合同期内的项目所有权归于节能服务公司，合同期满后，项目所有权与节能效益全部归于用能单位所有。节能效益分享型节能量保证型由节能服务公司和用能单位双方共同或任意一方单独出资实施节能项目，节能服务公司保证承诺的节能量。项目实施完毕，经双方确认达到承诺的节能量，用能单位向节能服务公司支付相关费用（如服务费、投资及合理利润、税费等），如达不到承诺的节能量，由节能服务公司按合同约定给予用能单位补足或赔偿。此种类型适于实施周期短的项目，项目的所有权和产生的节能效益均归用能单位。项目投入费用和服务费用服务费用能源费用能源费用能源费用用能单位按照约定的费用委托节能服务公司管理进行能源系统的运行管理以及节能改造。节能服务公司出资形成的项目所有权在合同期内归节能服务公司所有，合同期满后转移给用能单位。项目实施前项目实施后合同服务期间项目实施后合同终止时能源费用托管型资料：合同能源管理公众号，长江证券研究所资料：南网能源招股说明书，长江证券研究所%%23%%%%%%02

节能减排：市场空间超千亿元，竞争格局较分散

2016-2021年，我国节能服务产业总产值呈稳步增长态势；2020年以来，合同能源管理项目投资保持快速增长，2022年发展超预期，同比增速达到19.5%。2022年，我国从事节能服务业务的企业数量逆势增长到11,835家，同比增加了35.6%，我们认为一定程度反映了行业格局较为分散。图：我国节能服务产业产值及合同能源管理投资情况

图：我国从事节能服务业务的企业数量7,0006,0005,0004,0003,0002,0001,000025%20%15%10%5%14,00012,00010,0008,0006,0004,0002,000040%35%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%-20%20162017201820192020202120220%2016201720182019202020212022节能服务产值（亿元）节能服务增速合同能源管理项目投资（亿元）合同能源管理增速企业数量（家）同比增速资料：EMCA，长江证券研究所资料：EMCA，长江证券研究所%%24%%%%%02

节能减排：建筑和工业是主要应用场景

从下游行业分布来看，根据EMCA对2020-2021新签项目抽查结果，建筑领域超过50%，工业占比39%，公共设施占比10%，平均合同期为6.8年。从合同类型来看，合同能源管理占比达到46.4%，是最主要的合同模式，其中节能效益分享型、节能量保证型、能源费用托管型分别占24.3%、8.7%、13.4%。图：2020-2021年新签项目数量分布2021年节能服务项目合同类型占比图：融资租赁,

0.1%公共设施,技术咨询/技10%设备购销,

0.8%术服务,16.2%节能效益分享型,24.3%建筑,

51%工业,

39%节能量保证型,工程总承包/节能工程,32.6%8.7%能源费用托管型,13.4%BT/BOO/BOT,

3.9%资料：EMCA，长江证券研究所资料：EMCA，长江证券研究所%%25%%%%%%02

虚拟电厂：聚合可控资源，实现优化调度

虚拟电厂是将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷。虚拟电厂构架可分为资源层、过程层和站控层，资源层是分布式电源、储能、可控负荷等，过程层主要由智能终端组成，实现数据采集、通信、控制等功能，站控层上行与电力调控中心通行并接受调度指令，下行与智能终端通信并下发运行指令，自身实现优化调度计算。图：虚拟电厂示意图图：虚拟电厂系统结构资料：ABB《虚拟电厂白皮书》，长江证券研究所资料：《虚拟电厂关键技术及其建设实践》刘健、刘雨鑫等著，长江证券研究所%%26%%%%%%02

虚拟电厂：国家政策多次提及，部分省市先行先试

目前，国家政策多次提及“虚拟电厂”，但尚未有整体规划；地区方面，宁夏、山西、上海、山东等省市先行先试，相继出台工作方案。表：国内虚拟电厂相关政策梳理（国家层面+地区层面）时间发布单位国家文件名称相关内容2023年5月2023年3月2022年11月2022年6月《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022-2030年）》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。推动柔性负荷智能管理、虚拟电厂优化运营、分层分区精准匹配需求响应资源等，提升绿色用能多渠道智能互动水平。推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。建立一批适用于分布式能源的“源-网-荷-储-数”综合虚拟电厂。国家能源局国家能源局科技部等九部门拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用电侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用电侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。2022年1月2022年1月2022年1月2021年12月国家发展改革委、能源局国家发展改革委、能源局国家发展改革委、能源局国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《“十四五”现代能源体系规划》开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用电侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。丰富辅助服务交易品种，推动储能设施、虚拟电厂、用户可中断负荷等灵活性资源参与辅助服务，研究爬坡等交易品种。引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》本规定适用于传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）等负荷侧并网主体。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，建设坚强智能电网，提升电网安全保障水平。2021年10月2023年5月2022年6月国务院宁夏《2030年前碳达峰行动方案》《虚拟电厂建设工作方案（试行）》《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》构建虚拟电厂管理机制，建设虚拟电厂运营管理平台，聚合分布式电源、储能与可调节负荷等资源，打造虚拟电厂示范工程。依托我省电力现货市场建设成果，充分发挥分时价格信号作用，引导发、用、储侧资源通过虚拟电厂方式积极参与电力平衡，大幅提升电力系统的灵活性和可靠性。山西省能源局《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作

电力需求响应工作是上海市电力体制改革的重点工作之一，请按照上海市电力体制改革工作方案，积极构建“城市电仓”，进一步建设虚2020年9月2020年7月上海市经信委的批复案》拟电厂，深化双向负荷调控能力规模。开展虚拟电厂参与的现货能量市场、备用容量市场和辅助服务市场的交易，构建主动调节、被动响应的市场模式。完成虚拟电厂报价报量参与日前现货的机制衔接，抑制市场价格波动；完成与山东需求侧管理办法的机制衔接，实现需求响应补偿费用由政策补贴向市场化转变。建设资源准入、聚合调节、代理交易、分摊结算的虚拟电厂运营技术支撑平台。山东电力交易中心《山东虚拟电厂运营试点项目工作方案》资料：国家，国家能源局，科技部，国务院，各省市政府网站，北极星电力网，长江证券研究所%%27%%%%%02

虚拟电厂：投资成本低，潜在市场空间百亿元

虚拟电厂的投资成本主要包括智能设备加装成本和虚拟电厂平台建设成本，远低于气电、煤电、抽蓄等传统调节电源。市场空间方面，2025年全国最高用电负荷预计达到15.7亿千瓦，若虚拟电厂响应能力达到最高用电负荷的5%，按照200元/kW的投资成本测算，则“十四五”期间的累计投资规模将达到157亿元。根据《虚拟电厂效益评价指标体系构建及其范例分析》，假设虚拟电厂削峰填谷收益在20-85元/kW/年，则2025年运营收益的市场规模约数十亿元。若响应能力更大和盈利模式多样化，虚拟电厂的市场空间将进一步扩大。表：虚拟电厂投资成本结构图：虚拟电厂投资成本对比（元/kW）8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000分类成本项目发电设备投资成本土地投资成本成本组成包括购买锅炉、涡轮机、发电机等包括购买电厂所需土地的相关成本包括加装新建线路和变电站设备等传统能源发电接入成本包括加装需求响应终端、双向通信适配器、计量传感设备等智能设备加装成本虚拟电厂平台建设成本虚拟电厂包括运营平台设计成本、开发成本、测试成本等气电煤电抽蓄储能虚拟电厂资料：《虚拟电厂效益评价指标体系构建及其范例分析》毛田、黄宁馨等著，长江证券研究所资料：《虚拟电厂效益评价指标体系构建及其范例分析》毛田、黄宁馨等著，长江证券研究所注：以30MW建筑楼宇、160MW充电站和10MW储能构成的虚拟电厂为例%%28%%%%%%02

虚拟电厂：国内运营项目容量超过450万千瓦

据不完全统计，国内至少有8个区域运营虚拟电厂项目，接入容量超过450万千瓦。在发展初期，运营主体以国家电网和南方电网为主，盈利模式以参与需求响应为主。表：国内虚拟电厂运营情况区域冀北上海河北河南浙江山东聚合资源类型容量（万千瓦）运营主体冀北综合能源服务公司上海综合能源服务公司参与市场情况参与华北调峰辅助服务市场参与需求响应可调节工商业、蓄热式电锅炉、智慧楼宇、智能家居等商业楼宇、5G基站等35.87.1715公交充电、石油化工、可控工业、电动汽车充电站等可控负荷新能源、储能、充电桩、可调节负荷等河北综合能源公司、电动汽车公司

参与河北调峰辅助服务市场6.1815082河南综合能源服务公司浙江综合能源服务公司第三方主体参与需求响应分布式电源、储能、充电桩、光储充电站、可调负荷等11个负荷聚合商代理425家电力用户参与需求响应参与需求响应、参与山东调峰辅助服务市场合作运营商累计66家（注册30家），包含综合能源运营商23家、充电桩运营商22家、智能楼宇运营商8家、通信基站运营商5家、电化学储能运营商4家、5G基站储能运营商2家、冰蓄冷运营商1家、动力电池储能运营商1家。深圳广州>160-深圳供电局广州供电局参与需求响应、参与辅助服务市场参与需求响应2022年有10家负荷聚合商和96家电力用户参与，2021年有18家负荷聚合商和8家电力用户参与。资料：《市场机制：虚拟电厂发展的关键》田士君、吕琛等著，2023虚拟电厂与电力市场发展论坛，广州市工信局，北极星电力网，长江证券研究所%%29%%%%%%02

虚拟电厂：参与需求响应是主要盈利模式

目前，虚拟电厂的主要盈利模式是参与需求响应，需求响应的市场化程度较低，补贴资金金空间、项目专项基金等，资金规模相对有限而且波动较大。于尖峰电价增收资金、现货市场形成的资图：虚拟电厂参与需求响应需求响应辅助服务市场电能量/容量市场目前，绝大多数省份已经发布了需求响应工作方案，目标是建成最大用电负荷3%-5%的需求响应能力。根据公开数据估算需求响应能力占最大用电负荷的比例，河北、天津、云南、广东等省市的需求响应能力建设相对领先。根据部分省市需求响应补贴金额（亿元）的统计结果，广东、浙江等用电大省的补贴规模较大，但不同年份波动显著。①响应品种：削峰响应、填谷响应。1210%1088%②参与主体：电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等。③市场设计：日前市场、日内市场、实时市场。④组织方式：以“邀约型”为主，由省级电力公司负责。⑤报价出清：以“报量报价、边际出清”为主。⑥补偿模式：电量补偿、容量补偿、两部制补偿6%4%62%40%2河北

冀北

天津

云南

广东

湖北

广西

湖南

山东

江西0南网

电网宁夏广东浙江天津注：江西是2020年数据，湖北、湖南是2021年数据，河北是2023年预测数据，其余均为2022年数据。2021年

2022年资料：各省市政府网站，广东电力交易中心，北极星电力网，《我国电力需求响应发展成效及“十四五”工作展望》何胜、徐玉婷等著，长江证券研究所%%30%%%%%02

虚拟电厂：部分区域和省市开放辅助服务市场

部分区域和省级的辅助服务市场规则（以调峰、调频为主）已将虚拟电厂纳入到参与主体中。冀北虚拟电厂全程参与了华北（京津唐）调峰辅助服务市场出清，纳入了电网调度计划和AGC闭环调控。深圳虚拟电厂运用5G专用切片技术，在国内首次验证了虚拟电厂调频技术，调频对响应速度和网络安全有更高的要求。中远期，持续完善虚拟电厂参与辅助服务市场规则（调峰市场在现货市场成熟后逐步退出），拓展转动惯量、爬坡、备用等交易品种。图：虚拟电厂参与辅助服务市场需求响应辅助服务市场电能量/容量市场类型地区华北政策文件准入条件报价出清结算规则《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场》报量报价；华北地区报价格上限为600元/(MW·h)可参与省网市场或华

华北市场：服用费用=调峰电量*出清时长*出清价格；北市场，具有日前内和实时市场不少于10MW的稳定调节电力、30(MW·h)定调节量省网市场有30%偏差电量惩罚报量报价；最大调峰能力低于20

MW不报价；分低谷和腰荷申报，市场申报最低限价0.12元/(kW·h)；可参与省间和省内市场，具有日前和日内市场《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场》服务卖出省的服务费用=调峰电量*（电网代理购电价格-日前调峰价格-输电价格1-输电价格2）华中单次调节容量大于25(MW·h)，最大调节功率大于5MW《上海电力调峰辅助服务市场运营

可调容量1MW及以上；参与实时调峰虚拟电厂信息采集时间周

报量报价；报价上限：日前市场价100元/(MW·h)，而实时市场价400

补偿费=实际执行量*报价；实际执行量=实际发用电曲上海山东规则(试行)》《山东电力辅助服务市场运营规则

实时采集周期小于60

s，可调节电力大于10

MW，连续调节时(试行)(2021修订版)》

间大于4h期小于15min，响应时间小于15

min，持续时间小于30

min元/(MW·h)；具有日前、日内和实时市场线与基准曲线积分差值调峰日前费用=50%日前价格和日内实时价格的较大值*实际调用量，实时费用=实时价格*实际调用量报量报价；报价上限为400元/(MW·h)；可参与日前、日内和实时市场报量报价；可参与中长期、日前和日内市场；低谷和尖峰时段填谷出

实际调峰量大于中标量120%，小于70%部分不补偿；清电价上限分别为400元/(MW·h)和500元/(MW·h)，削峰电价上限500

中长期按合同结算，参考华东“两个细则”，日前和《浙江省第三方独立主体参与电力

调节容量大于2.5(MW·h)、调节功率大于5MW，持续响应时间辅助服务市场交易规则》

大于1h浙江甘肃元/(MW·h)日内按填谷收益和调峰收益分别结算报量报价；日前申报、日内调用，申报交易时段、15min充放电力、交易价格等，非现货时期报价上限0.5元/(kW·h)，现货时期价格上限0.3元/

(kW·h)《甘肃省电力辅助服务市场运营暂

允许用电侧电储能与新能源电厂签订协议形成虚拟电厂，在新调峰补偿费用为调峰电量与出清价格乘积，由传统机组和新能源分摊行规则》能源弃风弃光时使用电储能，或参与电网调频调峰《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易则》报量报价；可参与中长期、日前和内市场；次调频出清价格上限为120元/(MW·h)，二次调频出清价格上限为60元/(MW·h)一次调频性能指标小于0.6时不予补偿；参考华东“两个细则”调频收益浙江江苏额定充/电功大于5MW、持续响应时间大于2h调频《江苏电力辅助服务(调频)市场交易规则(试行)》储能电站单站充/放电功率大于5

MW，总充/放电功率大于10MW，持续时间于2h基本补偿费=调频性能*调频容量*投运率；调用补偿费=调频里程*调频性能*里程单价报量不报价，市场最高价出清；参与日前市场，日内调用资料：《国内虚拟电厂市场机制与应用综述》冯家贤、郭强等著，长江证券研究所%%31%%%%%%02

虚拟电厂：参与电能量/容量市场的规则有待于完善

对于电能量市场，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与中长期交易和现货交易，山东将虚拟电厂填谷和顶峰交易与现货日前市场统一出清，收益通过现货价差实现。对于容量市场，近期，虚拟电厂可参与固定价格的容量补偿机制（例如山东）；中远期，虚拟电厂可参与容量市场竞拍。图：虚拟电厂参与电能量/容量市场需求响应辅助服务市场电能量/容量市场电力市场类型近期中远期虚拟电厂可视市场建设等情况选择是否参与中长期市场。一方面，虚拟电厂的特点决定了其主要以参与调节性市场盈利；另一方面，虚拟电厂参与中长期市场相关规则不完善。虚拟电厂可参与电力中长期交易包括年度、月度、多日等各时间尺度和双边协商、集中交易等各类中长期交易品种。在中长期交易中需按照国家政策要求和中长期市场规则，明确交易价格、交易曲线、统一结算点、偏差处理等基本信息。中长期交易现货交易电能量市场虚拟电厂可视市场建设等情况选择是否参与现货市场，主要是虚拟电厂兼具发电商、电力用户双重属性。目前，用电侧参与现货市场机制不健全，仅甘肃部分电力用户可报量报价参与现货市场。随着用电侧参与现货市场机制完善，虚拟电厂可参与包括日前、日内、实时等各时间尺度的电力现货市场集中竞价。虚拟电厂作为统一市场主体按照现货市场规则和配套细则，承担偏差结算责任和相关市场运营费用的分摊。由于电力市场机制尚不健全，容量补偿以固定价格的容量补偿机制为主。虚拟电厂按照能源主管部门核定的有效容量分摊或分享容量费用。容量市场随着容量市场机制的建立健全，虚拟电厂基于核定的有效容量参与容量市场竞拍。资料：《市场机制：虚拟电厂发展的关键》田士君、吕琛等著，长江证券研究所%%32%%%%%%02

虚拟电厂：我国处于邀约型向市场型转变的阶段

虚拟电厂发展可分为邀约型、市场型、自由调控型三个阶段，我国处于从邀约型向市场型转变的阶段，而欧美等国家已进入自由调控型阶段，在明确合法身份、成熟市场机制、先进技术支撑方面提供了发展经验。图：虚拟电厂发展三阶段表：国外虚拟电厂发展经验发展经验相关案例邀约型虚拟电厂市场型虚拟电厂自由调控型虚拟电厂2012年首次在法律上将“聚合商”定义为负荷管理服务提供商。••欧盟在德国在能源法案中明确了聚合商的定义，德国联邦网络局行业指导方针定义了聚合商的市场定位和规则。美国FERC2222号令允许分布式能源（DER）聚合商在区域性批发电力市场中参与竞争。明确合法身份完善市场机制先进技术支撑•

政府部门或调度机•

电能量现货市场、•

能实现跨空间自主••构主导发出邀约信号，虚拟电厂组织资源进行响应。辅助服务市场、容量市场到位，参与电力市场运行。调度。德国允许虚拟电厂参与长期和现货电力交易市场以及平衡市场，并且在现货市场中设计了平衡组机制，提升了对能源聚合服务的需求。美国PJM市场允许虚拟电厂参与容量市场并优先出清。英国由独立虚拟电厂运营商推动开发虚拟电厂项目，建立了分别基于电网公司、社区（用户）、发电企业的商业模式。•

实例：德国NextKraftwerke•••

实例：江苏、上海、广东等试点虚拟电厂•

实例：冀北电力交易中心试点（电力辅助服务市场）Next-Kraftwerke的NEMOCS平台使用基于大数据的智能算法，使可再生能源发••德

国电机组和工业用户更加灵活、快速的响应价格信号。Tesla

Autobidder平台可以在车辆、电池光伏设备、电网构成的生态系统中，美国的根据价格信号、功率预测等自动调度，以实现高效的资源分配和最大化的商业效益。资料：《走近虚拟电厂》王鹏、王冬容等著，长江证券研究所资料：《国外虚拟电厂成功的启示》刘小聪、谭清坤等著，长江证券研究所%%33%%%%%02

用电侧商业模式对比

当前市场空间：节能减排>工商业光伏>售电服务>虚拟电厂≈工商业储能。潜在市场空间：工商业光伏≈节能减排≈工商业储能>售电服务>虚拟电厂。当前发展阶段：工商业光伏≈节能减排>售电服务≈工商业储能>虚拟电厂。政策边际变化：虚拟电厂>工商业储能≈售电服务>工商业光伏≈节能减排。参与企业数量：节能减排>工商业光伏>工商业储能≈售电服务>虚拟电厂。表：用电侧商业模式对比商业模式类别售电服务当前市场空间潜在市场空间☆☆当前发展阶段政策边际变化参与企业数量☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆工商业光伏工商业储能节能减排☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆虚拟电厂☆☆☆☆☆☆资料：长江证券研究所注：若星级越多，则数值越大/程度越深/变化越快%%34%%%%%%02

海外对标：打造平台型企业，提升市场竞争力

从海外公司发展经验来看，发展用电侧业务是大势所趋，由于用电侧需求是多样化的，海外公司通常会涉足多种商业模式，打造平台型企业，以此来增加客户粘性，提升市场竞争力。我们认为微电网可将多种用电侧商业模式整合在一起，是企业拓展用电侧业务的重要手段和途径。表：海外公司在用电侧业务的布局情况海外公司转型里程碑用电侧业务布局Dalkia公司：综合供能服务、楼宇能源服务等。Datanumia公司：能效监测管理平台。••2000年，投资Dalkia公司，获得34%股权。••

2014年，收购Dalkia公司，该公司专注于能源服务业务。••

Sowee公司：家居设施互联控制系统。••法国电力集团2020年，提出“CAP

2030”战略，致力于促进低碳增长。Izivia公司：充电设施投资和运营。Citelum公司：城市照明运维服务。1994年，收购Cofathec公司，进军能源服务领域。2009年，整合Cofathec与Elyo，成立Cofely品牌。••••重资产业务：冷热电联供、微电网、分布式光伏等。轻资产业务：工程咨询、运维服务等。法国天然气苏伊士集团

•

2011年，收购智利能源服务公司Térmika，进军智利市场。2017年，收购3D建模企业SIRADEL，布局智慧城市业务。2019年，收购英国充电设施公司ChargePoint

Services••2016年，日本全面放开电力零售市场后，公司进行业务重组，依托售电业务顺势拓展综合能源服务商。2018年，成立Energy

Gateway公司，并引入战略合作伙伴Informeties公司，基于物联网技术收集用电信息。•••提供数据采集和加工服务，开展能源系统规划设计，进而提供能源供应服务、能源管理服务等，服务房地产、安保、保险、医疗等行业。东京电力公司资料：各公司官网，《综合能源服务—能源互联网时代的战略选择》代红才等著，长江证券研究所%%35%%%%%%02

微电网：诞生于分布式能源快速发展的背景表：近期微电网政策梳理时间发布单位文件名称相关内容

微电网是由分布式电源、储能系统、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统，具有微型、清洁、自治、友好的特征。《关于加快推进能源数

加快新能源微网和高可靠性数字配电系统发展，提升用电字化智能化发展的若干

侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控国家能源局2023年3月意见》制水平。鼓励建设工业绿色微电网，实现分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行，实现多能高效互补利用。按能量传输类型分为直流微电网、交流微电网和混合微电网；按并网方式分为独立型微电网和并网型微电网。工信部等六部门《关于推动能源电子产业发展的指导意见》2023年1月图：微电网结构意图《关于开展第三批智能

面向智能光伏系统的电力电子、柔性电子、信息系统、智光伏试点示范活动的通

能微电网、虚拟电厂及有关人工智能、工业软件、工业机工信部等五部门2022年11月知》器人等方向。分布式电源国家、能源局《关于促进光伏产业链

鼓励多晶硅生产企业直接消纳光伏、风电、水电等绿电进健康发展有关事项的通

行生产制造，支持通过微电网、源网荷储、新能源自备电2022年10月知》站等形式就近就地消纳绿电。能源管理平台新型储能《关于印发加快电力装

依托智能配电网、主动配电网建设，加快电网之间柔性可备绿色低碳创新发展行

控互联，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，加速工信部等五部门2022年8月2022年2月2022年1月动计划的通知》突破综合能源管理和利用、多电源优化互动等技术装备。微电网《关于完善能源绿色低

大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，碳转型体制机制和政策

鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微国家措施的意见》电网；积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，实现与大电网兼容互补；在具备条件的农村地区、边远地区探索建设高可靠性可再生能源微电网；鼓励具备条件的重要用户发展分布式电源和微电网。电力电子设备用户负荷国家、能源局《“十四五”现代能源体系规划》资料：长江证券研究所资料：国家，国家能源局，工信部，长江证券研究所%%36%%%%%02

微电网：光储充模式迎来发展契机

随着新能源车和充电桩的保有量快速增加，光储充解决方案逐渐成为微电网的主流发展形态，按场景可分为城市、高速服务区、工业园区三类，该模式可以发挥提升分布式能源消纳水平、缓解配电网增容压力、增强电网运行稳定性等作用。以特来电为例，截至2023年4月，公司已建设200余座微网型充电场站，覆盖北京、上海、深圳、天津、重庆等100多个城市。图：光储充微电网系统结构图：光储充一体化充电站资料：阳光电源官网，长江证券研究所资料：特来电官网，长江证券研究所%%37%%%%%%02

微电网：盈利模式进一步丰富，提升项目经济性

微电网的传统盈利模式以“自发自用、余电上网”为主，新型盈利模式增加了售电服务、微平衡交易、需求响应、辅助服务、备用容量等收入。根据华北电力大学刘敦楠等人测算，传统模式的投资回收期大于10年，而新型模式的投资回收期可降至8年以下。图：微电网的盈利模式收入①传统模式②售电服务③微平衡交易④需求响应⑤辅助服务⑥节约备用容量费用鼓励微电网作为独立辅助服务提供者参与辅助服务交易，建立参与可中断负荷调峰、电储能调峰、黑启动等服务补偿机制。以“自发自用，余电上网”为主，分布式电源通过自发自用节约用电成本，富余电量销售给电网公司。微电网运营主体可代理分布式电源和用户参与购售电交易，通过制定合理的交易策略，获得购售电价差额的收益。分布式电源和用户可委托微网运营主体，代理参与微平衡市场交易，并支付微电网内部电能输配“过网费”。传统模式下按照变压器容量申报，新型模式下按照最大需量申报，微网自平衡能力越强，缴纳的备用容量费用越少。微电网作为一个整体参与所在地区