电力设备：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。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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