電力設備與新能源行業(yè)用電側分析報告：電價趨勢明確用電側蓄勢待發(fā)

%%%%電價趨勢明確，用電側蓄勢待發(fā)——用電側深度報告2023-07-13%%1%%%%%%?證券研究報告

?評級

看好

維持目

錄01

行業(yè)總覽：用電側是新型電力系統(tǒng)的關鍵一環(huán)02

商業(yè)模式：服務模式多樣，正處于0-1發(fā)展階段03

驅動因素：電價機制為核心，成長路徑逐步打開04

競爭壁壘：聚焦B端客戶，軟件重要性有望提升%%2%%%%%%01行業(yè)總覽：用電側是新型電力系統(tǒng)的核心環(huán)節(jié)%%3%%%%%01

行業(yè)總覽：用電側是新型電力系統(tǒng)的重要一環(huán)

新型電力系統(tǒng)涵蓋“源網荷儲”四大要素，電源側將光伏、風電等新能源作為發(fā)電主體，電網側形成大電網和分布式智能電網的并存格局，用電側產銷模式發(fā)生深刻變革，儲能側實現電力系統(tǒng)動態(tài)平衡。電源側、電網側、儲能側均有相關報告詳細闡述，本篇報告重點討論用電側的發(fā)展趨勢。圖：新型電力系統(tǒng)框架新型電力系統(tǒng)電源側（源）電網側（網）用電側（荷）儲能側（儲）光伏風電

煤電水電大電網分布式智能電網工業(yè)

商業(yè)

居民農業(yè)功率型

能量型容量型??新能源逐步成為發(fā)電量結構主體電源電能與氫能等二次能源深度融合利用??新型輸電組網技術實現創(chuàng)新突破電力與能源輸送深度耦合協(xié)同??電力生產和消費關系深刻變革用電側與電力系統(tǒng)高度靈活互動?覆蓋全周期的多類型儲能協(xié)同運行，電力系統(tǒng)實現動態(tài)平衡資料：《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》，長江證券研究所%%4%%%%%%01

用電側：新能源消納壓力逐步向下傳導

全國主要電網最高用電負荷持續(xù)攀升，全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織預測到2025年將達到15.7億千瓦，電力系統(tǒng)平衡壓力不斷增大，缺電、限電現象時有發(fā)生，電力需求側管理受到了重視。隨著分布式能源的廣泛應用，配電網向有源化發(fā)展的趨勢日益顯著，傳統(tǒng)電網的運行模式受到了挑戰(zhàn)；同時，電力電子設備接入規(guī)模越來越大，使得負荷的可預測性變差。以上情況都對用電側的靈活調節(jié)能力提出了更高的要求。圖：全國主要電網最高用電負荷情況圖：國內分布式光伏裝機情況140,000120,000100,00080,00060,00040,00020,000010,00070%60%50%40%30%20%10%0%8,0006,0004,0002,00002011

2012

2013

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2021

2022201720182019202020212022全國主要電網最高用電負荷（萬千瓦）集中式光伏（萬千瓦）分布式光伏（萬千瓦）分布式占比資料：Wind，長江證券研究所資料：國家能源局，長江證券研究所%%5%%%%%%01

用電側：用電成本抬升且不確定性放大

2019年，OECD國家居民與工業(yè)電價之比普遍大于1，而中國工商業(yè)電價高于居民電價，主要是工商業(yè)用戶承擔了交叉補貼，這說明工商業(yè)用戶的用電成本偏高。另外，高耗能行業(yè)的市場交易電價不受上浮20%的限制，相關企業(yè)的用電成本面臨上漲壓力。根據國家關于進一步完善分時電價機制的通知，各省市相繼出臺了拉大峰谷價差的政策，負荷曲線對用電成本的影響進一步增大，這加強了用電側對降低用電成本的需求。圖：2019年OECD成員國的居民/工業(yè)比價圖：2022年各地區(qū)1-10kV工商業(yè)峰谷價差（元/kWh）2.51.61.41.21.00.80.60.40.20.02.01.51.00.50.0資料：國家電網，長江證券研究所資料：CNESA，長江證券研究所%%6%%%%%01

用電側：清潔低碳發(fā)展的需求愈加強烈

國家“十四五”規(guī)劃提出2025年單位GDP二氧化碳排放較2020年下降18%的約束性目標，同時2022年政府報告提出推動能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變。工業(yè)、建筑、交通等終端用能部門的二氧化碳排放量占比合計超過50%，在國家政策的指導下，用電側對清潔低碳發(fā)展的需求愈加強烈。電能替代是終端用能部門實現清潔低碳發(fā)展的重要途徑，用電側將持續(xù)提升電氣化率水平，并且擴大綠電消費的規(guī)模。圖：2020年中國分終端部門二氧化碳排放占比圖：中國電氣化率發(fā)展趨勢70%2%60%50%40%30%20%10%0%38%40%10%10%工業(yè)

建筑

交通

電力

其他部門20202025E2030E2060E資料：清華大學氣候變化與可持續(xù)發(fā)展研究院，長江證券研究所資料：《中國電氣化年度發(fā)展報告（2021）》中電聯(lián)著，長江證券研究所%%7%%%%%%02商業(yè)模式：服務模式多樣，正處于0-1發(fā)展階段%%8%%%%%%02

商業(yè)模式：服務形式多樣，促進用能水平提升

基于實現清潔低碳、提升調節(jié)能力、降低用能成本的需求，目前用電側衍生出了多種商業(yè)模式，包括能源銷售服務（以售電業(yè)務為例）、分布式能源服務（以工商業(yè)光伏&儲能為例）、節(jié)能減排服務（以合同能源管理為例）、需求響應服務（以虛擬電廠為例）等。圖：用電側商業(yè)模式及作用能源銷售服務：以售電業(yè)務為例實現清潔低碳提升調節(jié)能力降低用能成本分布式能源服務：以工商業(yè)光伏&儲能為例節(jié)能減排服務：以合同能源管理為例需求響應服務：以虛擬電廠為例用電側商業(yè)模式獲得需求響應激勵資料：長江證券研究所%%9%%%%%02

售電服務：市場化改革深化，釋放存量空間表：售電政策梳理時間發(fā)布單位文件名稱相關內容

售電是“發(fā)-輸-配-售-用”體系中最接近用電側的環(huán)節(jié)，是連接電力批發(fā)市場和零售市場的樞紐。加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系，持續(xù)提升跨省區(qū)電力交易市場化程度，推進南方區(qū)域電力市場建設運營，研究推動京津冀、長三角電力市場建設。2023年4月

國家能源局《2023年能源工作指導意見》從2015年開啟電力體制改革后，國家加速推進工商業(yè)用戶進入電力市場的進程，售電市場空間持續(xù)擴大。國家、《關于做好年電力中長期合

確保市場主體高比例簽約；強化分時段簽約；優(yōu)化跨省區(qū)中長期交易機20232022年12月2022年1月制；完善市場價格形成機制；建立健全中長期合同靈活調整機制；強化中長期合同履約和監(jiān)管。能源局同簽訂履約工作的通知》推動落實增量配電企業(yè)在配電區(qū)域內擁有與電網企業(yè)同等的權利和義務，國家能源局、《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》

研究完善增量配電網配電價格形成機制。完善售電主體準入和退出機制，圖：售電流程示意圖推動售電主體參與各類市場交易，理順購售電電費結算關系。嚴格售電公司準入標準和條件，引導社會資本有序參與售電業(yè)務，發(fā)揮國家、、《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市

好電網企業(yè)和國有售電公司重要作用，健全確保供電可靠性的保底供電2022年1月能源局場體系的指導意見》制度，鼓勵售電公司創(chuàng)新商業(yè)模式，提供綜合能源管理、負荷集成等增值服務。國家文件細化了售電公司的注冊條件、注冊程序、權利與義務等條款，增加了運營管理、保底售電等內容，亮點在于引入市場化的保底售電公司。2021年11月《售電公司管理辦法》能源局售電公司各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。交易結算《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》2021年10月

國家推動降低制造業(yè)用電成本和企業(yè)電信資費，全部放開規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易。2020年1月國務院國務院常務會議交易結算交易結算原則上全部放開經營性電力用戶的發(fā)用電計劃，除居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等行業(yè)電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經營性電力用戶?！蛾P于全面放開經營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》2019年6月

國家用戶交易中心發(fā)電公司2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個行業(yè)電力用戶發(fā)用電計劃，全電量參與交易，并承擔清潔能源配額。條件允許地區(qū)，大工業(yè)用戶外的商業(yè)企業(yè)也可放開進入市場，可先行放開用電量大、用電穩(wěn)定的零售、住宿和餐飲服務行業(yè)企業(yè)（例如酒店、商場等），并逐步放開商務服務、對外貿易及加工、金融、房地產等企業(yè)參與交易?！蛾P于積極推進電力市場化交易，進一步完善交易機制的通知》2018年7月

國家國家、《關于推進售電側改革的實施意

向社會資本開放售電業(yè)務，多途徑培育售電側市場競爭主體，有利于更見》

多的用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平。2015年11月供電公司：零碳綠電網公眾號，長江證券研究所能源局資料資料：國家

，國家能源局，長江證券研究所%%10%%%%%%02

售電服務：電力交易規(guī)模逐年擴大

2022年，全國各電力交易中心累計完成市場交易電量52543.4億千瓦時，占全社會用電量比重為60.8%，同比增加15.4pct，售電市場規(guī)模進一步擴大。從交易電量結構來看，省內電力直接交易和省間外送交易占比最高，分別為76.4%和17.1%，其次是省內發(fā)電權交易、省間電力直接交易等品種。圖：2017-2022年市場化交易電量及占比圖：2022年電力市場交易電量結構60,00050,00040,00030,00020,00010,000070%60%50%40%30%20%10%0%省間外送交易省間發(fā)電權交易17.13%0.18%省間電力直接交易2.41%省內其他交易0.23%省內抽水電量交易0.02%電力直接交易76.40%省內發(fā)電權交易3.63%20172018市場交易電量（億千瓦時）：北極星售電網，長江證券研究所2019202020212022占全社會用電量比重資料資料：北極星售電網，長江證券研究所%%11%%%%%%02

售電服務：以廣東省為例，盈利水平波動較大

截至2022年底，廣東省累計注冊的售電公司有284家，其中獨立售電公司約占84%；從平均零售電量來看，發(fā)電背景售電公司最高，獨立售電公司最低。2022年，廣東省共有268家售電公司被強制退市，主要原因是依據國家能源局發(fā)布的《售電公司管理辦法》，廣東電力交易中心對處于工商注銷狀態(tài)或連續(xù)三年未開展售電業(yè)務的公司啟動強制退出程序。廣東省售電公司平均度電獲利波動較大，2017、2020、2022年相對較高，而2018、2019、2021年相對較低；2021年，售電公司整體盈利面大幅下降，主要原因是批發(fā)市場交易價差快速收窄，而售電公司與電力用戶簽署固定價差合同，普遍存在批零倒掛的情況。表：截至2022年底售電公司數量及結構圖：廣東省售電公司盈利新增數量（家）累計數量（家）參與交易數量（家）平均零售電量（億千瓦時）1412108100%80%60%40%20%0%市場主體售電公司4802843415129619.859.023.29.8其中：發(fā)電背景電網背景獨立售電未注冊63124450238011602020172018平均度電獲利（厘/千瓦時）：廣東電力交易中心，長江證券研究所2019202020212022已退市268271-售電公司盈利面資料：廣東電力交易中心，長江證券研究所資料%%12%%%%%02

售電服務：購售價差盈利壓力大，向增值服務延伸

售電服務的盈利模式是購售價差，即售電公司銷售電能的價格要高于從電力市場批發(fā)電能的價格才能獲得盈利。由于售電服務競爭激烈，該模式盈利水平較低。在基礎售電服務之外，售電公司逐漸向增值服務延伸（包括綜合能源服務、需求側管理服務、設備管理服務等），以此實現差異化競爭，東京電力、法國電力等海外電力公司均開啟轉型之路。圖：售電服務的盈利模式購電競價電力交易市場售電公司業(yè)務流電能流資金流提供增值服務增值服務收入競價結算憑證購售價差委托電費電能電費電能發(fā)電公司電網公司電力用戶資料：前海供電公眾號，長江證券研究所%%13%%%%%%02

工商業(yè)光伏：補貼逐步退出，全面進入市場化發(fā)展表：分布式光伏政策梳理分布式光伏通常接入35kV及以下電壓等級的電網，根據用戶類型可分為工商業(yè)和戶用，運行方式有自發(fā)自用、余電上網和全額上網兩種。國家全面推進分布式光伏開發(fā)，實施光伏“千家萬戶沐光行動”，目前國家補貼已經退出，僅部分省份仍有地方性補貼。時間發(fā)布單位文件名稱相關內容

實施風電“千鄉(xiāng)萬村馭風行動”和光伏“千家萬戶沐光行動”，穩(wěn)步推進整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點，促進農村用能清潔化。2023年4月國家能源局《2023年能源工作指導意見》全面推進分布式光伏開發(fā)，重點推進工業(yè)園區(qū)、經濟開發(fā)區(qū)、公共建筑等屋頂光伏開發(fā)利用行動，在新建廠房和公共建筑積極推進光伏建筑一體化開發(fā)，實施“千家萬戶沐光行動”，規(guī)范有序推進整縣（區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)，建設光伏新村。國家、能

《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)2022年

月6源局等九部門劃》《關于公布整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點名單的通知》

光伏開發(fā)試點。676個縣（市、區(qū)）被列為整縣（市、區(qū)）屋頂分布式2021年9月2021年6月國家能源局圖：分布式光伏項目示意圖《關于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》

縣（市、區(qū)）推進屋頂分布式光伏開發(fā)試點工作。為加快推進屋頂分布式光伏發(fā)展，擬在全國組織開展整國家能源局《關于2021年新能源上網電價政

2021年起，對新備案工商業(yè)分布式光伏項目，中央財2021年6月2021年5月國家策有關事項的通知》政不再補貼，實行平價上網?！蛾P于2021年風電、光伏發(fā)電開

2021年戶用光伏發(fā)電項目國家財政補貼預算額度為5億國家能源局發(fā)建設有關事項的通知》元。執(zhí)行居民用戶電價的學校分布式光伏獎勵標準0.12元/千瓦時，其他分布式光伏獎勵標準0.05元/千瓦時。執(zhí)行非居民用戶電價的分布式光伏項目獎勵上網電量，其他常規(guī)光伏項目獎勵發(fā)電量。當項目發(fā)電量利用小時達到6050小時或者獎勵期滿5年，獎勵結束。上海、財

《上海市可再生能源和新能源發(fā)展專項資金扶持辦法》2022年11月政局按照發(fā)電量給予補貼，補貼標準為非公共機構應用方0.15元/千瓦時、公共機構應用方0.3元/千瓦時，最高享受補貼時間為5年；對采用合同能源管理模式建設的項目，按照項目裝機容量給予一次性補貼，補貼標準為0.2元/瓦，單個項目最高補貼200萬元。廣州黃埔區(qū)發(fā)改

《廣州市黃埔區(qū)

廣州開發(fā)區(qū)

廣州局、工信局等

高新區(qū)促進綠色低碳發(fā)展辦法》2021年5月對2021年1月1日至2023年12月31日期間建成并網且符合國家和行業(yè)標準的分布式光伏項目，自并網次月起給予投資人0.1元/千瓦時補貼，連續(xù)補貼5年。陜西西安市工信

《關于進一步促進光伏產業(yè)持續(xù)2020年12月局健康發(fā)展的意見（征求意見稿）》資料：南網能源招股說明書，長江證券研究所資料：國家，國家能源局，上海，廣州黃埔區(qū)發(fā)改局，西安工信局，長江證券研究所%%14%%%%%%02

工商業(yè)光伏：自發(fā)自用率是決定收益率的核心因素

工商業(yè)光伏：以合同能源管理模式為例，收入率越高，項目收益率越高。分為客戶自用、余電上網、補貼收入三部分，服務期通常為20-25年，光伏自發(fā)自用圖：工商業(yè)光伏盈利模式（合同能源管理模式）客戶自用：根據月度用電額（實際用電量

以客戶用電電價為基礎的協(xié)商電價）向客戶收取，給予客戶的電費價格折扣通常為90%左右。收入余電上網：根據銷售給當地電網的月度售電額（實際售電量

上網電價）向電網公司收取。補貼收入：補貼金額=總發(fā)電量

國家政策確定的補貼單價，由電網公司轉付。資料：南網能源招股說明書，長江證券研究所%%15%%%%%02

工商業(yè)光伏：建設成本下降，利好收益率提升

2023年以來，光伏級多晶硅現貨價格快速下降，帶動光伏組件價格下行，工商業(yè)光伏收益率顯著提升。假設年利用小時1100小時、自發(fā)自用率90%、電價折扣85%、貸款比例70%，若組件價格降低到1.3元/W、電價超過0.55元/kWh時，項目投資收益率將達到10%以上。圖：光伏級多晶硅現貨周平均價格走勢表：工商業(yè)光伏收益率測算45403530252015105電價（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%組件價格（元/W）09.7%9.1%11.8%

14.0%

16.3%

18.8%

21.3%

24.1%11.1%

13.2%

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17.8%

20.2%

22.8%光伏級多晶硅（美元/千克）資料：Wind，長江證券研究所資料：長江證券研究所注：年利用小時1100小時，自發(fā)自用率90%，電價折扣85%，貸款比例70%%%16%%%%%%02

工商業(yè)光伏：東部省份是帶動裝機規(guī)模的主力軍

從累計裝機量來看，山東超過3000萬千瓦，明顯領先，其次是浙江、河北、河南、江蘇、安徽超過1000萬千瓦，分布式光伏裝機大省均在東部地區(qū)，預計主要是電價較高、工商業(yè)企業(yè)較多使得項目經濟性更好。從新增裝機量來看，河南、山東、浙江、河北、江蘇均超過500萬千瓦，排名前五省份合計占比約66%；河南、河北以戶用光伏為主，浙江、江蘇以工商業(yè)光伏為主，山東裝機結構相對均衡。圖：2022年國內分布式光伏累計裝機量圖：2022年國內分布式光伏新增裝機量35003000250020001500100050090080070060050040030020010000分布式光伏累計裝機（萬千瓦）戶用光伏新增裝機（萬千瓦）工商業(yè)光伏新增裝機（萬千瓦）資料：國家能源局，長江證券研究所資料：國家能源局，長江證券研究所%%17%%%%%%02

工商業(yè)儲能：電價、交易、補貼等政策逐步落地表：工商業(yè)儲能政策梳理分類時間發(fā)布單位文件名稱相關內容

工商業(yè)儲能配置在工商業(yè)用電側，按照與分布式光伏的耦合方式，可以分為交流和直流耦合兩種形式。優(yōu)化工業(yè)用電季節(jié)性尖峰電價，以峰段電價為基礎上浮20%；試行工業(yè)用電重大節(jié)日深谷電價，在平段電價基礎上，以峰20%《關于進一步完善分時電價政策的通知》2023年5月

江蘇段電價為計算基礎，下浮?！蛾P于工商業(yè)分時電價政策

高峰時段上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮有關事項的通知》《關于完善分時電價機制有

高峰時段電價上浮50%，尖峰時段電價在高峰時段電價基礎關事項的通知》2022年11月

山東2022年10月

江西100%、深谷時段下浮90%。分時電價改革加速，進一步拉大峰谷電價差；電力市場化改革深化，工分時電價上上浮20%，低谷時段電價下浮50%。商業(yè)儲能收益補貼。增加；鼓勵分布式光伏配置儲能，并根據放電量提供合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1?！蛾P于進一步完善分時電價機制的通知》2021年7月

國家在電力用戶計量關口內并網的用電側儲能，保持與電力用戶作為整體的運營模式，聯(lián)合參與市場交易（電能量交易和需求響應交易）。廣東能源局、

《廣東省新型儲能參與電力南方能監(jiān)局

市場交易實施方案》2023年4月圖：工商業(yè)儲能項目示意圖《關于浙江省第三方獨立主

第三方獨立主體常態(tài)化參與電力輔助服務，儲能、虛擬電廠、2023年2月

浙江能監(jiān)局

體參與電力輔助服務有關事

負荷聚合商及電力用戶等第三方獨立主體按“獨立輔助服務項的通知》

提供者”注冊。、

《“十四五”能源規(guī)劃任務

推進新能源“隔墻售電”就近交易，積極探索分布式發(fā)電市電力市場重慶2022年8月能源局國家能源局分解實施方案》場化交易。交流耦合系統(tǒng)直流耦合系統(tǒng)《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》、各地要根據電力供需實際情況，適度拉大峰谷價差，為用電側儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。2022年5月“十四五”期間建成年利用小時數不低于600小時的區(qū)統(tǒng)調儲能項目，給予投資主體容量補貼，按儲能功率300元/千瓦給予投資經營主體一次性補貼。杭州市蕭山區(qū)

《杭州市蕭山區(qū)電力保供三2023年3月政府年行動方案（2022-2024）》《深圳市促進綠色低碳產業(yè)

對利用分布式能源、儲能裝置和可控負荷組成的微電網示范高質量發(fā)展的若干措施》

項目，按總投資給予一定比例財政資金支持。2022年12月

深圳市政府《合肥市進一步促進光伏產

對裝機容量1兆瓦時及以上的新型儲能電站，自投運次月起業(yè)高質量發(fā)展若干政策實施

按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時補貼，連續(xù)補貼細則》合肥經信局、2022年10月財政局儲能補貼不超過2年，同一企業(yè)累計最高不超過300萬元。對新建光伏發(fā)電項目配套建設儲能系統(tǒng)，儲能電池采用符合《關于加快光伏發(fā)電推廣應

相關行業(yè)規(guī)范條件的產品，自項目投運次月起對儲能系統(tǒng)按2022年3月

蕪湖市政府用的實施意見》實際放電量給予儲能電站運營主體0.3元/千瓦時補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。支持光伏項目配置儲能設施，2022年1月1日后并網、且接入園區(qū)碳達峰平臺的儲能項目，對項目投資方按項目放電量補貼0.3元/千瓦時，補貼3年。蘇州工業(yè)園區(qū)

《蘇州工業(yè)園區(qū)進一步推進2022年3月：各省市政府網站，長江證券研究所管委會分布式光伏發(fā)展的若干措施》資料：江蘇省儲能行業(yè)協(xié)會，長江證券研究所資料注：不完全統(tǒng)計%%18%%%%%02

工商業(yè)儲能：峰谷套利是主要盈利模式

工商業(yè)儲能收入有峰谷套利、需量管理、配電增容、需求響應、電力市場交易等，目前以峰谷套利模式為主，峰谷價差和日充放次數決定了工商業(yè)儲能項目的收益情況。圖：工商業(yè)儲能盈利模式收入①峰谷套利②需量管理③配電增容④需求響應⑤電力市場交易??儲能在低谷或平時段充電，在尖峰和高峰時段放電，獲得峰谷電價差收益。2022年以來國內各省峰谷價差持續(xù)走闊，浙江、山東、山西等地將午間時段設置為低谷電價，使儲能具備兩充兩放條件。??對于執(zhí)行需量電價計費的兩部制用戶，儲能可以將負載率控制在相對平穩(wěn)狀態(tài)，即儲能在負荷快速增加時放電。根據第三監(jiān)管周期核定的輸配電價，負荷率在62.5%以下時，執(zhí)行需量電價計費具備經濟性。??廣東允許用電側儲能聯(lián)合電力用戶參與批發(fā)或零售電能量交易。福建引導分布式儲能、電動汽車（充電樁、充換電站）等可調節(jié)負荷資源提供調峰服務。?根據《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》，新型儲能可參與需求響應。以廣東為例，用電側儲能可參與需求響應，日前邀約申報價格在70-3500元/MWh。?當工商業(yè)用戶配電容量不足時，儲能可在用電負荷超過變壓器容量時放電，以減少自身高峰用電需求，從而降低接入電力系統(tǒng)的增容投資。資料：江蘇省儲能行業(yè)協(xié)會，長江證券研究所%%19%%%%%%02

工商業(yè)儲能：裝機規(guī)模穩(wěn)步增加，東部省份占比較高

國內用電側儲能以工商業(yè)應用為主，2019年及之前，無論是新增裝機還是累計裝機，用電側儲能占比均在40%以上；2019年之后，隨著新能源配儲能和獨立儲能的發(fā)展，用電側儲能的市場份額逐年下降。2022年，浙江、廣東、安徽、江蘇、內蒙古、湖南的用電側儲能新增裝機量位居前列，排名前四省份合計占比高達87%。2022年各省市用電側儲能新增裝機情況圖：國內用電側儲能新增及累計裝機規(guī)模圖：240070%60%50%40%30%20%10%0%80070060050040030020010002000160012008004000浙江

廣東

安徽

江蘇

內蒙古

湖南

河北

重慶

上海

山東

福建

山西

湖北201720182019202020212022累計裝機（MW）新增裝機（MW）累計裝機占比新增裝機占比用戶側儲能新增裝機（MWh）資料：CNESA，儲能與電力市場公眾號，長江證券研究所資料：儲能與電力市場公眾號，長江證券研究所%%20%%%%%%02

工商業(yè)儲能：價差增加和碳酸鋰跌價利好收益率提升圖：國內工商業(yè)峰谷價差走勢（元/kWh）

在循環(huán)壽命5000次、DOD為90%、電價分成10%的條件下，當儲能系統(tǒng)價格下降到1600元/kWh時，峰谷價差在0.80元/kWh以上的地區(qū)的用電側儲能具備經濟性。結合碳酸鋰價格下降、工商業(yè)峰谷價差增加的趨勢，工商業(yè)儲能的經濟性有望進一步凸顯。表：工商業(yè)儲能收益率測算峰谷價差

(元/kWh)0.75

0.85資料：各省市，長江證券研究所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圖：國產碳酸鋰現貨價格（元/噸）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%投資成本(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資料：北極星電力網，長江證券研究所注：循環(huán)壽命5000次、DOD為90%、電價分成10%、一充一放資料：Wind，長江證券研究所%%21%%%%%02

節(jié)能減排：服務覆蓋范圍廣，政策支持力度大表：節(jié)能減排政策梳理時間發(fā)布單位文件名稱相關內容

節(jié)能減排服務覆蓋范圍很廣，包括工業(yè)、建筑、交通、電力等行業(yè)。例如，南網能源的節(jié)能服務涉足工業(yè)、建筑、城市照明領域，涪陵電力涉足配電網節(jié)能領域。完善支持綠色發(fā)展的政策，發(fā)展循環(huán)經濟，推進資源節(jié)約集約利用，推動重點領域節(jié)能降碳，持續(xù)打好藍天、碧水、凈土保衛(wèi)戰(zhàn)。2023年3月國務院《2023年政府工作報告》加快制定修訂一批重點領域節(jié)能標準；穩(wěn)步提升重點用能行業(yè)能耗限額要求；持續(xù)提高重點用能產品設備能效水平；不斷擴大節(jié)能標準覆蓋范圍。國家市場監(jiān)管總局、《關于進一步加強節(jié)能標準更新升級和應用實施的通知》2023年3月2022年1月根據《“十四五”節(jié)能減排綜合工作方案》，將在重點行業(yè)、工業(yè)園區(qū)、綠色城鎮(zhèn)、交通物流、農業(yè)農村等領域實施節(jié)能減排重點工程。以鋼鐵、有色金屬、建材、石化化工等行業(yè)為重點，推進節(jié)能《“十四五”節(jié)能減排綜合工

改造和污染物深度治理。全面提高建筑節(jié)能標準，加快發(fā)展超國務院作方案》低能耗建筑，積極推進既有建筑節(jié)能改造、建筑光伏一體化建設。引導工業(yè)企業(yè)開展清潔能源替代，降低單位產品碳排放，鼓勵具備條件的企業(yè)率先形成低碳、零碳能源消費模式。提升建筑節(jié)能標準，推動超低能耗建筑、低碳建筑規(guī)模化發(fā)展，推進和支持既有建筑節(jié)能改造，積極推廣使用綠色建材，健全建筑能耗限額管理制度。圖：節(jié)能減排項目示意圖國家能源局、《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》2022年1月廣東大廈綜合節(jié)能改造項目肇慶市高新區(qū)LED路燈節(jié)能改造項目到2025年，單位工業(yè)增加值二氧化碳排放降低18%，規(guī)模以2021年11月

國家工信部《“十四五”工業(yè)綠色發(fā)展規(guī)劃》

上工業(yè)單位增加值能耗降低13.5%，粗鋼、水泥、乙烯等重點工業(yè)產品單耗達到世界先進水平。實施城市節(jié)能降碳工程，開展建筑、交通、照明、供熱等基礎設施節(jié)能升級改造。實施園區(qū)節(jié)能降碳工程，以高耗能高排放項目集聚度高的園區(qū)為重點，推動能源系統(tǒng)優(yōu)化和梯級利用?！?030年前碳達峰行動方案》

實施重點行業(yè)節(jié)能降碳工程，推動電力、鋼鐵、有色金屬、建材、石化化工等行業(yè)開展節(jié)能降碳改造。實施重大節(jié)能降碳技術示范工程，支持已取得突破的綠色低碳關鍵技術開展產業(yè)化示范應用。2021年10月國務院到2025年，綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經濟體系初步形成，重點行《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》業(yè)能源利用效率大幅提升。到2030年，經濟社會發(fā)展全面綠色轉型取得顯著成效，重點耗能行業(yè)能源利用效率達到國際先進水平。2021年9月國務院《中華人民共和國國民經濟和

壯大節(jié)能環(huán)保、清潔生產、清潔能源、生態(tài)環(huán)境、基礎設施綠2021年3月

中央人民政府

社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和

色升級、綠色服務等產業(yè)，推廣合同能源管理、合同節(jié)水管理、2035年遠景目標綱要》環(huán)境污染第三方治理等服務模式。資料：南網能源招股說明書，長江證券研究所資料：國務院，國家，國家工信部，長江證券研究所%%22%%%%%%02

節(jié)能減排：合同能源管理是主要盈利模式

合同能源管理是節(jié)能減排服務的主要商業(yè)模式，主要分為節(jié)能效益分享型、節(jié)能量保證型、能源費用托管型三種。以節(jié)能效益分享型為例，節(jié)能公司負責項目投資，在合同期內按照約定的比例共同分享節(jié)能效益，用于回收設備投資款、安裝調試費、技術服務費以及獲得合理利潤，合同結束后項目所有權和收益全部歸客戶所有。

以上海市“十三五”期間合同能源管理項目為例，項目投資回收期均值為2.5年。表：合同能源管理三種模式介紹圖：合同能源管理（節(jié)能效益分享型）示意圖能源費用消減客戶收益合同類型模式介紹這是目前最常見的合同能源管理模式，由節(jié)能公司負責項目投資，在合同期內與用能單位按照合同約定的比例共同分享節(jié)能效益，合同期內的項目所有權歸于節(jié)能服務公司，合同期滿后，項目所有權與節(jié)能效益全部歸于用能單位所有。節(jié)能效益分享型節(jié)能量保證型由節(jié)能服務公司和用能單位雙方共同或任意一方單獨出資實施節(jié)能項目，節(jié)能服務公司保證承諾的節(jié)能量。項目實施完畢，經雙方確認達到承諾的節(jié)能量，用能單位向節(jié)能服務公司支付相關費用（如服務費、投資及合理利潤、稅費等），如達不到承諾的節(jié)能量，由節(jié)能服務公司按合同約定給予用能單位補足或賠償。此種類型適于實施周期短的項目，項目的所有權和產生的節(jié)能效益均歸用能單位。項目投入費用和服務費用服務費用能源費用能源費用能源費用用能單位按照約定的費用委托節(jié)能服務公司管理進行能源系統(tǒng)的運行管理以及節(jié)能改造。節(jié)能服務公司出資形成的項目所有權在合同期內歸節(jié)能服務公司所有，合同期滿后轉移給用能單位。項目實施前項目實施后合同服務期間項目實施后合同終止時能源費用托管型資料：合同能源管理公眾號，長江證券研究所資料：南網能源招股說明書，長江證券研究所%%23%%%%%%02

節(jié)能減排：市場空間超千億元，競爭格局較分散

2016-2021年，我國節(jié)能服務產業(yè)總產值呈穩(wěn)步增長態(tài)勢；2020年以來，合同能源管理項目投資保持快速增長，2022年發(fā)展超預期，同比增速達到19.5%。2022年，我國從事節(jié)能服務業(yè)務的企業(yè)數量逆勢增長到11,835家，同比增加了35.6%，我們認為一定程度反映了行業(yè)格局較為分散。圖：我國節(jié)能服務產業(yè)產值及合同能源管理投資情況

圖：我國從事節(jié)能服務業(yè)務的企業(yè)數量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節(jié)能服務產值（億元）節(jié)能服務增速合同能源管理項目投資（億元）合同能源管理增速企業(yè)數量（家）同比增速資料：EMCA，長江證券研究所資料：EMCA，長江證券研究所%%24%%%%%02

節(jié)能減排：建筑和工業(yè)是主要應用場景

從下游行業(yè)分布來看，根據EMCA對2020-2021新簽項目抽查結果，建筑領域超過50%，工業(yè)占比39%，公共設施占比10%，平均合同期為6.8年。從合同類型來看，合同能源管理占比達到46.4%，是最主要的合同模式，其中節(jié)能效益分享型、節(jié)能量保證型、能源費用托管型分別占24.3%、8.7%、13.4%。圖：2020-2021年新簽項目數量分布2021年節(jié)能服務項目合同類型占比圖：融資租賃,

0.1%公共設施,技術咨詢/技10%設備購銷,

0.8%術服務,16.2%節(jié)能效益分享型,24.3%建筑,

51%工業(yè),

39%節(jié)能量保證型,工程總承包/節(jié)能工程,32.6%8.7%能源費用托管型,13.4%BT/BOO/BOT,

3.9%資料：EMCA，長江證券研究所資料：EMCA，長江證券研究所%%25%%%%%%02

虛擬電廠：聚合可控資源，實現優(yōu)化調度

虛擬電廠是將不同空間的可調負荷、儲能、微電網、電動汽車、分布式電源等一種或多種可控資源聚合起來，實現自主協(xié)調優(yōu)化控制，參與電力系統(tǒng)運行和電力市場交易的智慧能源系統(tǒng)。它既可作為“正電廠”向系統(tǒng)供電或控制可調負荷調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納，配合填谷。虛擬電廠構架可分為資源層、過程層和站控層，資源層是分布式電源、儲能、可控負荷等，過程層主要由智能終端組成，實現數據采集、通信、控制等功能，站控層上行與電力調控中心通行并接受調度指令，下行與智能終端通信并下發(fā)運行指令，自身實現優(yōu)化調度計算。圖：虛擬電廠示意圖圖：虛擬電廠系統(tǒng)結構資料：ABB《虛擬電廠白皮書》，長江證券研究所資料：《虛擬電廠關鍵技術及其建設實踐》劉健、劉雨鑫等著，長江證券研究所%%26%%%%%%02

虛擬電廠：國家政策多次提及，部分省市先行先試

目前，國家政策多次提及“虛擬電廠”，但尚未有整體規(guī)劃；地區(qū)方面，寧夏、山西、上海、山東等省市先行先試，相繼出臺工作方案。表：國內虛擬電廠相關政策梳理（國家層面+地區(qū)層面）時間發(fā)布單位國家文件名稱相關內容2023年5月2023年3月2022年11月2022年6月《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》《關于加快推進能源數字化智能化發(fā)展的若干意見》《電力現貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》《科技支撐碳達峰碳中和實施方案（2022-2030年）》建立和完善需求側資源與電力運行調節(jié)的銜接機制，逐步將需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡，提高電力系統(tǒng)的靈活性。推動柔性負荷智能管理、虛擬電廠優(yōu)化運營、分層分區(qū)精準匹配需求響應資源等，提升綠色用能多渠道智能互動水平。推動儲能、分布式發(fā)電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。建立一批適用于分布式能源的“源-網-荷-儲-數”綜合虛擬電廠。國家能源局國家能源局科技部等九部門拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織其參與需求響應，支持用電側儲能、電動汽車充電設施、分布式發(fā)電等用電側可調節(jié)資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等參與電力市場交易和系統(tǒng)運行調節(jié)。2022年1月2022年1月2022年1月2021年12月國家發(fā)展改革委、能源局國家發(fā)展改革委、能源局國家發(fā)展改革委、能源局國家能源局《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》開展工業(yè)可調節(jié)負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用電側儲能、新能源汽車與電網（V2G）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。豐富輔助服務交易品種，推動儲能設施、虛擬電廠、用戶可中斷負荷等靈活性資源參與輔助服務，研究爬坡等交易品種。引導各地區(qū)根據實際情況，建立市場化的發(fā)電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節(jié)電源的投資建設?！蛾P于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》《電力并網運行管理規(guī)定》、《電力輔助服務管理辦法》本規(guī)定適用于傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節(jié)負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）等負荷側并網主體。大力提升電力系統(tǒng)綜合調節(jié)能力，加快靈活調節(jié)電源建設，引導自備電廠、傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網絡、虛擬電廠等參與系統(tǒng)調節(jié)，建設堅強智能電網，提升電網安全保障水平。2021年10月2023年5月2022年6月國務院寧夏《2030年前碳達峰行動方案》《虛擬電廠建設工作方案（試行）》《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》構建虛擬電廠管理機制，建設虛擬電廠運營管理平臺，聚合分布式電源、儲能與可調節(jié)負荷等資源，打造虛擬電廠示范工程。依托我省電力現貨市場建設成果，充分發(fā)揮分時價格信號作用，引導發(fā)、用、儲側資源通過虛擬電廠方式積極參與電力平衡，大幅提升電力系統(tǒng)的靈活性和可靠性。山西省能源局《關于同意進一步開展上海市電力需求響應和虛擬電廠工作

電力需求響應工作是上海市電力體制改革的重點工作之一，請按照上海市電力體制改革工作方案，積極構建“城市電倉”，進一步建設虛2020年9月2020年7月上海市經信委的批復案》擬電廠，深化雙向負荷調控能力規(guī)模。開展虛擬電廠參與的現貨能量市場、備用容量市場和輔助服務市場的交易，構建主動調節(jié)、被動響應的市場模式。完成虛擬電廠報價報量參與日前現貨的機制銜接，抑制市場價格波動；完成與山東需求側管理辦法的機制銜接，實現需求響應補償費用由政策補貼向市場化轉變。建設資源準入、聚合調節(jié)、代理交易、分攤結算的虛擬電廠運營技術支撐平臺。山東電力交易中心《山東虛擬電廠運營試點項目工作方案》資料：國家，國家能源局，科技部，國務院，各省市政府網站，北極星電力網，長江證券研究所%%27%%%%%02

虛擬電廠：投資成本低，潛在市場空間百億元

虛擬電廠的投資成本主要包括智能設備加裝成本和虛擬電廠平臺建設成本，遠低于氣電、煤電、抽蓄等傳統(tǒng)調節(jié)電源。市場空間方面，2025年全國最高用電負荷預計達到15.7億千瓦，若虛擬電廠響應能力達到最高用電負荷的5%，按照200元/kW的投資成本測算，則“十四五”期間的累計投資規(guī)模將達到157億元。根據《虛擬電廠效益評價指標體系構建及其范例分析》，假設虛擬電廠削峰填谷收益在20-85元/kW/年，則2025年運營收益的市場規(guī)模約數十億元。若響應能力更大和盈利模式多樣化，虛擬電廠的市場空間將進一步擴大。表：虛擬電廠投資成本結構圖：虛擬電廠投資成本對比（元/kW）8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000分類成本項目發(fā)電設備投資成本土地投資成本成本組成包括購買鍋爐、渦輪機、發(fā)電機等包括購買電廠所需土地的相關成本包括加裝新建線路和變電站設備等傳統(tǒng)能源發(fā)電接入成本包括加裝需求響應終端、雙向通信適配器、計量傳感設備等智能設備加裝成本虛擬電廠平臺建設成本虛擬電廠包括運營平臺設計成本、開發(fā)成本、測試成本等氣電煤電抽蓄儲能虛擬電廠資料：《虛擬電廠效益評價指標體系構建及其范例分析》毛田、黃寧馨等著，長江證券研究所資料：《虛擬電廠效益評價指標體系構建及其范例分析》毛田、黃寧馨等著，長江證券研究所注：以30MW建筑樓宇、160MW充電站和10MW儲能構成的虛擬電廠為例%%28%%%%%%02

虛擬電廠：國內運營項目容量超過450萬千瓦

據不完全統(tǒng)計，國內至少有8個區(qū)域運營虛擬電廠項目，接入容量超過450萬千瓦。在發(fā)展初期，運營主體以國家電網和南方電網為主，盈利模式以參與需求響應為主。表：國內虛擬電廠運營情況區(qū)域冀北上海河北河南浙江山東聚合資源類型容量（萬千瓦）運營主體冀北綜合能源服務公司上海綜合能源服務公司參與市場情況參與華北調峰輔助服務市場參與需求響應可調節(jié)工商業(yè)、蓄熱式電鍋爐、智慧樓宇、智能家居等商業(yè)樓宇、5G基站等35.87.1715公交充電、石油化工、可控工業(yè)、電動汽車充電站等可控負荷新能源、儲能、充電樁、可調節(jié)負荷等河北綜合能源公司、電動汽車公司

參與河北調峰輔助服務市場6.1815082河南綜合能源服務公司浙江綜合能源服務公司第三方主體參與需求響應分布式電源、儲能、充電樁、光儲充電站、可調負荷等11個負荷聚合商代理425家電力用戶參與需求響應參與需求響應、參與山東調峰輔助服務市場合作運營商累計66家（注冊30家），包含綜合能源運營商23家、充電樁運營商22家、智能樓宇運營商8家、通信基站運營商5家、電化學儲能運營商4家、5G基站儲能運營商2家、冰蓄冷運營商1家、動力電池儲能運營商1家。深圳廣州>160-深圳供電局廣州供電局參與需求響應、參與輔助服務市場參與需求響應2022年有10家負荷聚合商和96家電力用戶參與，2021年有18家負荷聚合商和8家電力用戶參與。資料：《市場機制：虛擬電廠發(fā)展的關鍵》田士君、呂琛等著，2023虛擬電廠與電力市場發(fā)展論壇，廣州市工信局，北極星電力網，長江證券研究所%%29%%%%%%02

虛擬電廠：參與需求響應是主要盈利模式

目前，虛擬電廠的主要盈利模式是參與需求響應，需求響應的市場化程度較低，補貼資金金空間、項目專項基金等，資金規(guī)模相對有限而且波動較大。于尖峰電價增收資金、現貨市場形成的資圖：虛擬電廠參與需求響應需求響應輔助服務市場電能量/容量市場目前，絕大多數省份已經發(fā)布了需求響應工作方案，目標是建成最大用電負荷3%-5%的需求響應能力。根據公開數據估算需求響應能力占最大用電負荷的比例，河北、天津、云南、廣東等省市的需求響應能力建設相對領先。根據部分省市需求響應補貼金額（億元）的統(tǒng)計結果，廣東、浙江等用電大省的補貼規(guī)模較大，但不同年份波動顯著。①響應品種：削峰響應、填谷響應。1210%1088%②參與主體：電力用戶、負荷聚合商、虛擬電廠等。③市場設計：日前市場、日內市場、實時市場。④組織方式：以“邀約型”為主，由省級電力公司負責。⑤報價出清：以“報量報價、邊際出清”為主。⑥補償模式：電量補償、容量補償、兩部制補償6%4%62%40%2河北

冀北

天津

云南

廣東

湖北

廣西

湖南

山東

江西0南網

電網寧夏廣東浙江天津注：江西是2020年數據，湖北、湖南是2021年數據，河北是2023年預測數據，其余均為2022年數據。2021年

2022年資料：各省市政府網站，廣東電力交易中心，北極星電力網，《我國電力需求響應發(fā)展成效及“十四五”工作展望》何勝、徐玉婷等著，長江證券研究所%%30%%%%%02

虛擬電廠：部分區(qū)域和省市開放輔助服務市場

部分區(qū)域和省級的輔助服務市場規(guī)則（以調峰、調頻為主）已將虛擬電廠納入到參與主體中。冀北虛擬電廠全程參與了華北（京津唐）調峰輔助服務市場出清，納入了電網調度計劃和AGC閉環(huán)調控。深圳虛擬電廠運用5G專用切片技術，在國內首次驗證了虛擬電廠調頻技術，調頻對響應速度和網絡安全有更高的要求。中遠期，持續(xù)完善虛擬電廠參與輔助服務市場規(guī)則（調峰市場在現貨市場成熟后逐步退出），拓展轉動慣量、爬坡、備用等交易品種。圖：虛擬電廠參與輔助服務市場需求響應輔助服務市場電能量/容量市場類型地區(qū)華北政策文件準入條件報價出清結算規(guī)則《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場》報量報價；華北地區(qū)報價格上限為600元/(MW·h)可參與省網市場或華

華北市場：服用費用=調峰電量*出清時長*出清價格；北市場，具有日前內和實時市場不少于10MW的穩(wěn)定調節(jié)電力、30(MW·h)定調節(jié)量省網市場有30%偏差電量懲罰報量報價；最大調峰能力低于20

MW不報價；分低谷和腰荷申報，市場申報最低限價0.12元/(kW·h)；可參與省間和省內市場，具有日前和日內市場《新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場》服務賣出省的服務費用=調峰電量*（電網代理購電價格-日前調峰價格-輸電價格1-輸電價格2）華中單次調節(jié)容量大于25(MW·h)，最大調節(jié)功率大于5MW《上海電力調峰輔助服務市場運營

可調容量1MW及以上；參與實時調峰虛擬電廠信息采集時間周

報量報價；報價上限：日前市場價100元/(MW·h)，而實時市場價400

補償費=實際執(zhí)行量*報價；實際執(zhí)行量=實際發(fā)用電曲上海山東規(guī)則(試行)》《山東電力輔助服務市場運營規(guī)則

實時采集周期小于60

s，可調節(jié)電力大于10

MW，連續(xù)調節(jié)時(試行)(2021修訂版)》

間大于4h期小于15min，響應時間小于15

min，持續(xù)時間小于30

min元/(MW·h)；具有日前、日內和實時市場線與基準曲線積分差值調峰日前費用=50%日前價格和日內實時價格的較大值*實際調用量，實時費用=實時價格*實際調用量報量報價；報價上限為400元/(MW·h)；可參與日前、日內和實時市場報量報價；可參與中長期、日前和日內市場；低谷和尖峰時段填谷出

實際調峰量大于中標量120%，小于70%部分不補償；清電價上限分別為400元/(MW·h)和500元/(MW·h)，削峰電價上限500

中長期按合同結算，參考華東“兩個細則”，日前和《浙江省第三方獨立主體參與電力

調節(jié)容量大于2.5(MW·h)、調節(jié)功率大于5MW，持續(xù)響應時間輔助服務市場交易規(guī)則》

大于1h浙江甘肅元/(MW·h)日內按填谷收益和調峰收益分別結算報量報價；日前申報、日內調用，申報交易時段、15min充放電力、交易價格等，非現貨時期報價上限0.5元/(kW·h)，現貨時期價格上限0.3元/

(kW·h)《甘肅省電力輔助服務市場運營暫

允許用電側電儲能與新能源電廠簽訂協(xié)議形成虛擬電廠，在新調峰補償費用為調峰電量與出清價格乘積，由傳統(tǒng)機組和新能源分攤行規(guī)則》能源棄風棄光時使用電儲能，或參與電網調頻調峰《浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易則》報量報價；可參與中長期、日前和內市場；次調頻出清價格上限為120元/(MW·h)，二次調頻出清價格上限為60元/(MW·h)一次調頻性能指標小于0.6時不予補償；參考華東“兩個細則”調頻收益浙江江蘇額定充/電功大于5MW、持續(xù)響應時間大于2h調頻《江蘇電力輔助服務(調頻)市場交易規(guī)則(試行)》儲能電站單站充/放電功率大于5

MW，總充/放電功率大于10MW，持續(xù)時間于2h基本補償費=調頻性能*調頻容量*投運率；調用補償費=調頻里程*調頻性能*里程單價報量不報價，市場最高價出清；參與日前市場，日內調用資料：《國內虛擬電廠市場機制與應用綜述》馮家賢、郭強等著，長江證券研究所%%31%%%%%%02

虛擬電廠：參與電能量/容量市場的規(guī)則有待于完善

對于電能量市場，虛擬電廠可視市場建設情況選擇是否參與中長期交易和現貨交易，山東將虛擬電廠填谷和頂峰交易與現貨日前市場統(tǒng)一出清，收益通過現貨價差實現。對于容量市場，近期，虛擬電廠可參與固定價格的容量補償機制（例如山東）；中遠期，虛擬電廠可參與容量市場競拍。圖：虛擬電廠參與電能量/容量市場需求響應輔助服務市場電能量/容量市場電力市場類型近期中遠期虛擬電廠可視市場建設等情況選擇是否參與中長期市場。一方面，虛擬電廠的特點決定了其主要以參與調節(jié)性市場盈利；另一方面，虛擬電廠參與中長期市場相關規(guī)則不完善。虛擬電廠可參與電力中長期交易包括年度、月度、多日等各時間尺度和雙邊協(xié)商、集中交易等各類中長期交易品種。在中長期交易中需按照國家政策要求和中長期市場規(guī)則，明確交易價格、交易曲線、統(tǒng)一結算點、偏差處理等基本信息。中長期交易現貨交易電能量市場虛擬電廠可視市場建設等情況選擇是否參與現貨市場，主要是虛擬電廠兼具發(fā)電商、電力用戶雙重屬性。目前，用電側參與現貨市場機制不健全，僅甘肅部分電力用戶可報量報價參與現貨市場。隨著用電側參與現貨市場機制完善，虛擬電廠可參與包括日前、日內、實時等各時間尺度的電力現貨市場集中競價。虛擬電廠作為統(tǒng)一市場主體按照現貨市場規(guī)則和配套細則，承擔偏差結算責任和相關市場運營費用的分攤。由于電力市場機制尚不健全，容量補償以固定價格的容量補償機制為主。虛擬電廠按照能源主管部門核定的有效容量分攤或分享容量費用。容量市場隨著容量市場機制的建立健全，虛擬電廠基于核定的有效容量參與容量市場競拍。資料：《市場機制：虛擬電廠發(fā)展的關鍵》田士君、呂琛等著，長江證券研究所%%32%%%%%%02

虛擬電廠：我國處于邀約型向市場型轉變的階段

虛擬電廠發(fā)展可分為邀約型、市場型、自由調控型三個階段，我國處于從邀約型向市場型轉變的階段，而歐美等國家已進入自由調控型階段，在明確合法身份、成熟市場機制、先進技術支撐方面提供了發(fā)展經驗。圖：虛擬電廠發(fā)展三階段表：國外虛擬電廠發(fā)展經驗發(fā)展經驗相關案例邀約型虛擬電廠市場型虛擬電廠自由調控型虛擬電廠2012年首次在法律上將“聚合商”定義為負荷管理服務提供商。??歐盟在德國在能源法案中明確了聚合商的定義，德國聯(lián)邦網絡局行業(yè)指導方針定義了聚合商的市場定位和規(guī)則。美國FERC2222號令允許分布式能源（DER）聚合商在區(qū)域性批發(fā)電力市場中參與競爭。明確合法身份完善市場機制先進技術支撐?

政府部門或調度機?

電能量現貨市場、?

能實現跨空間自主??構主導發(fā)出邀約信號，虛擬電廠組織資源進行響應。輔助服務市場、容量市場到位，參與電力市場運行。調度。德國允許虛擬電廠參與長期和現貨電力交易市場以及平衡市場，并且在現貨市場中設計了平衡組機制，提升了對能源聚合服務的需求。美國PJM市場允許虛擬電廠參與容量市場并優(yōu)先出清。英國由獨立虛擬電廠運營商推動開發(fā)虛擬電廠項目，建立了分別基于電網公司、社區(qū)（用戶）、發(fā)電企業(yè)的商業(yè)模式。?

實例：德國NextKraftwerke???

實例：江蘇、上海、廣東等試點虛擬電廠?

實例：冀北電力交易中心試點（電力輔助服務市場）Next-Kraftwerke的NEMOCS平臺使用基于大數據的智能算法，使可再生能源發(fā)??德

國電機組和工業(yè)用戶更加靈活、快速的響應價格信號。Tesla

Autobidder平臺可以在車輛、電池光伏設備、電網構成的生態(tài)系統(tǒng)中，美國的根據價格信號、功率預測等自動調度，以實現高效的資源分配和最大化的商業(yè)效益。資料：《走近虛擬電廠》王鵬、王冬容等著，長江證券研究所資料：《國外虛擬電廠成功的啟示》劉小聰、譚清坤等著，長江證券研究所%%33%%%%%02

用電側商業(yè)模式對比

當前市場空間：節(jié)能減排>工商業(yè)光伏>售電服務>虛擬電廠≈工商業(yè)儲能。潛在市場空間：工商業(yè)光伏≈節(jié)能減排≈工商業(yè)儲能>售電服務>虛擬電廠。當前發(fā)展階段：工商業(yè)光伏≈節(jié)能減排>售電服務≈工商業(yè)儲能>虛擬電廠。政策邊際變化：虛擬電廠>工商業(yè)儲能≈售電服務>工商業(yè)光伏≈節(jié)能減排。參與企業(yè)數量：節(jié)能減排>工商業(yè)光伏>工商業(yè)儲能≈售電服務>虛擬電廠。表：用電側商業(yè)模式對比商業(yè)模式類別售電服務當前市場空間潛在市場空間☆☆當前發(fā)展階段政策邊際變化參與企業(yè)數量☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆工商業(yè)光伏工商業(yè)儲能節(jié)能減排☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆虛擬電廠☆☆☆☆☆☆資料：長江證券研究所注：若星級越多，則數值越大/程度越深/變化越快%%34%%%%%%02

海外對標：打造平臺型企業(yè)，提升市場競爭力

從海外公司發(fā)展經驗來看，發(fā)展用電側業(yè)務是大勢所趨，由于用電側需求是多樣化的，海外公司通常會涉足多種商業(yè)模式，打造平臺型企業(yè)，以此來增加客戶粘性，提升市場競爭力。我們認為微電網可將多種用電側商業(yè)模式整合在一起，是企業(yè)拓展用電側業(yè)務的重要手段和途徑。表：海外公司在用電側業(yè)務的布局情況海外公司轉型里程碑用電側業(yè)務布局Dalkia公司：綜合供能服務、樓宇能源服務等。Datanumia公司：能效監(jiān)測管理平臺。??2000年，投資Dalkia公司，獲得34%股權。??

2014年，收購Dalkia公司，該公司專注于能源服務業(yè)務。??

Sowee公司：家居設施互聯(lián)控制系統(tǒng)。??法國電力集團2020年，提出“CAP

2030”戰(zhàn)略，致力于促進低碳增長。Izivia公司：充電設施投資和運營。Citelum公司：城市照明運維服務。1994年，收購Cofathec公司，進軍能源服務領域。2009年，整合Cofathec與Elyo，成立Cofely品牌。????重資產業(yè)務：冷熱電聯(lián)供、微電網、分布式光伏等。輕資產業(yè)務：工程咨詢、運維服務等。法國天然氣蘇伊士集團

?

2011年，收購智利能源服務公司Térmika，進軍智利市場。2017年，收購3D建模企業(yè)SIRADEL，布局智慧城市業(yè)務。2019年，收購英國充電設施公司ChargePoint

Services??2016年，日本全面放開電力零售市場后，公司進行業(yè)務重組，依托售電業(yè)務順勢拓展綜合能源服務商。2018年，成立Energy

Gateway公司，并引入戰(zhàn)略合作伙伴Informeties公司，基于物聯(lián)網技術收集用電信息。???提供數據采集和加工服務，開展能源系統(tǒng)規(guī)劃設計，進而提供能源供應服務、能源管理服務等，服務房地產、安保、保險、醫(yī)療等行業(yè)。東京電力公司資料：各公司官網，《綜合能源服務—能源互聯(lián)網時代的戰(zhàn)略選擇》代紅才等著，長江證券研究所%%35%%%%%%02

微電網：誕生于分布式能源快速發(fā)展的背景表：近期微電網政策梳理時間發(fā)布單位文件名稱相關內容

微電網是由分布式電源、儲能系統(tǒng)、用電負荷、配電設施、監(jiān)控和保護裝置等組成的小型發(fā)配用電系統(tǒng)，具有微型、清潔、自治、友好的特征?！蛾P于加快推進能源數

加快新能源微網和高可靠性數字配電系統(tǒng)發(fā)展，提升用電字化智能化發(fā)展的若干

側分布式電源與新型儲能資源智能高效配置與運行優(yōu)化控國家能源局2023年3月意見》制水平。鼓勵建設工業(yè)綠色微電網，實現分布式光伏、分散式風電、多元儲能、高效熱泵、余熱余壓利用、智慧能源管控等一體化系統(tǒng)開發(fā)運行，實現多能高效互補利用。按能量傳輸類型分為直流微電網、交流微電網和混合微電網；按并網方式分為獨立型微電網和并網型微電網。工信部等六部門《關于推動能源電子產業(yè)發(fā)展的指導意見》2023年1月圖：微電網結構意圖《關于開展第三批智能

面向智能光伏系統(tǒng)的電力電子、柔性電子、信息系統(tǒng)、智光伏試點示范活動的通

能微電網、虛擬電廠及有關人工智能、工業(yè)軟件、工業(yè)機工信部等五部門2022年11月知》器人等方向。分布式電源國家、能源局《關于促進光伏產業(yè)鏈

鼓勵多晶硅生產企業(yè)直接消納光伏、風電、水電等綠電進健康發(fā)展有關事項的通

行生產制造，支持通過微電網、源網荷儲、新能源自備電2022年10月知》站等形式就近就地消納綠電。能源管理平臺新型儲能《關于印發(fā)加快電力裝

依托智能配電網、主動配電網建設，加快電網之間柔性可備綠色低碳創(chuàng)新發(fā)展行

控互聯(lián)，積極發(fā)展以消納新能源為主的智能微電網，加速工信部等五部門2022年8月2022年2月2022年1月動計劃的通知》突破綜合能源管理和利用、多電源優(yōu)化互動等技術裝備。微電網《關于完善能源綠色低

大力推進高比例容納分布式新能源電力的智能配電網建設，碳轉型體制機制和政策

鼓勵建設源網荷儲一體化、多能互補的智慧能源系統(tǒng)和微國家措施的意見》電網；積極發(fā)展以消納新能源為主的智能微電網，實現與大電網兼容互補；在具備條件的農村地區(qū)、邊遠地區(qū)探索建設高可靠性可再生能源微電網；鼓勵具備條件的重要用戶發(fā)展分布式電源和微電網。電力電子設備用戶負荷國家、能源局《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》資料：長江證券研究所資料：國家，國家能源局，工信部，長江證券研究所%%36%%%%%02

微電網：光儲充模式迎來發(fā)展契機

隨著新能源車和充電樁的保有量快速增加，光儲充解決方案逐漸成為微電網的主流發(fā)展形態(tài)，按場景可分為城市、高速服務區(qū)、工業(yè)園區(qū)三類，該模式可以發(fā)揮提升分布式能源消納水平、緩解配電網增容壓力、增強電網運行穩(wěn)定性等作用。以特來電為例，截至2023年4月，公司已建設200余座微網型充電場站，覆蓋北京、上海、深圳、天津、重慶等100多個城市。圖：光儲充微電網系統(tǒng)結構圖：光儲充一體化充電站資料：陽光電源官網，長江證券研究所資料：特來電官網，長江證券研究所%%37%%%%%%02

微電網：盈利模式進一步豐富，提升項目經濟性

微電網的傳統(tǒng)盈利模式以“自發(fā)自用、余電上網”為主，新型盈利模式增加了售電服務、微平衡交易、需求響應、輔助服務、備用容量等收入。根據華北電力大學劉敦楠等人測算，傳統(tǒng)模式的投資回收期大于10年，而新型模式的投資回收期可降至8年以下。圖：微電網的盈利模式收入①傳統(tǒng)模式②售電服務③微平衡交易④需求響應⑤輔助服務⑥節(jié)約備用容量費用鼓勵微電網作為獨立輔助服務提供者參與輔助服務交易，建立參與可中斷負荷調峰、電儲能調峰、黑啟動等服務補償機制。以“自發(fā)自用，余電上網”為主，分布式電源通過自發(fā)自用節(jié)約用電成本，富余電量銷售給電網公司。微電網運營主體可代理分布式電源和用戶參與購售電交易，通過制定合理的交易策略，獲得購售電價差額的收益。分布式電源和用戶可委托微網運營主體，代理參與微平衡市場交易，并支付微電網內部電能輸配“過網費”。傳統(tǒng)模式下按照變壓器容量申報，新型模式下按照最大需量申報，微網自平衡能力越強，繳納的備用容量費用越少。微電網作為一個整體參與所在地區(qū)