光大证券：电力需求侧响应，基于数字技术的灵活性调节方式.pdf

敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2023 年 8 月 30 日 行业研究 电力需求侧响应：基于数字技术的灵活性调节方式 ——新型电力系统深度研究三 电力设备新能源 需求侧响应是电力系统灵活性提升的重要一环。 电力需求侧响应是指电力用户基于价格信号或激励措施，通过暂时调整其用电需 求，减少或增加特定时段的用电负荷，从而保障电网稳定运行，促进电力供需平 衡的行为，是建立新型电力系统并提升其灵活性的重要一环。 短期来看，缺电、中长期新能源发电比例不断提升等有望倒逼电力市场化改革进 程加快推进，有利于电力需求侧响应套利机制的完善，从而打通需求侧响应的商 业模式并推动市场规模稳步提升；长期来看，随着工商业电气化、电动车保有量 提升及分布式能源的进一步发展，精准调控的需求越来越大，需求侧响应具备长 期发展的重要潜力。 近期我国新电改政策提速，推动电力需求侧响应商业模式逐渐完善。 （1）5 月 19日国家发改委就《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负 荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；（2）7 月 11 日中央全面深化 改革委员会第二次会议上通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统 的指导意见》；（3）7 月 13 日，国家能源局提出全面加快建设全国统一电力市场 体系，研究制定“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制。需求侧响应的 相关制度和能力建设正加速推进，为需求侧响应商业模式的完善奠定基础。 电力需求侧响应及综合能源服务市场空间广阔，2030 年有望达到千亿级别。 电力需求侧响应方面，根据我们测算：（1）2025 年，我国县级负荷管理平台资 产存量市场空间将达 60 亿元（渗透率达 100%），虚拟电厂平台资产存量市场 空间达 204 亿元，聚合商、虚拟电厂邀约型/市场型运营空间达到 238/219 亿元。 （2）2030 年，我国虚拟电厂平台资产存量市场空间达 320 亿元，聚合商、虚 拟电厂邀约型/市场型运营空间有望达到 504/526 亿元。 综合能源服务方面，根据清大科越招股说明书（申报稿）中援引自中国电力企业 联合会《综合能源服务发展情况研究》中的有关数据，预计 2020-2025 年，我 国包括能源互联网在内的综合能源服务产业市场潜力规模将由 0.5 万亿元增长 到 0.8~1.2 万亿元；2035 年步入成熟期，市场潜力规模约在 1.3~1.8 万亿元。 投资建议：我们认为新电改政策是建设新型电力系统的重要支撑，电力现货、灵 活性资源整合、数字电力电网、统一电力市场是关键词。我们持续重点推荐电力 需求侧响应（虚拟电厂、综合能源管理、电力电网数字化等）投资机会。 （1）软件类、综合能源管理业务或电力通讯类拓展综合能源管理公司，重点推 荐：国能日新、安科瑞，建议关注：朗新科技、特锐德、威胜信息、鼎信通讯、 友讯达、海兴电力、苏文电能。 （2）在电力需求侧响应中的负荷管理平台、虚拟电厂（聚合商）平台搭建具有 先发优势和资源优势的国网、南网下属公司或重要供应商，重点推荐：国网信通、 东方电子、南网科技、南网能源，建议关注国电南瑞、远光软件、恒实科技。 （3）以电表类业务为基，进一步扩展综合能源管理、电力 EPC 业务，拥有更高 的业绩弹性，建议关注海兴电力、炬华科技、万胜智能、泽宇智能、苏文电能。 风险分析：产业政策变动风险、电网建设不及预期风险、用电需求下降风险、上 网电价波动风险。 买入（维持） 作者 分析师：殷中枢 执业证书编号：S0930518040004 010-58452071 yinzs@ebscn.com 分析师：吴春旸 执业证书编号：S0930521080002 021-52523686 wuchunyang@ebscn.com 分析师：郝骞 执业证书编号：S0930520050001 021-52523827 haoqian@ebscn.com 分析师：宋黎超 执业证书编号：S0930523060001 021- 52523797 songlichao@ebscn.com 行业与沪深 300 指数对比图 - 2 3 % - 1 5 % - 6 % 2% 10% 0 7 /2 2 0 9 /2 2 1 2 /2 2 0 4 /2 3 电力设备新能源 沪深 300 资料来源：Wind 相关研报 新能源大基地加速特高压建设——新型电力系 统深度研究一（2022-05-18） 深化电力市场改革，破解能源不可能三角——新 型电力系统深度研究二（2022-06-16） 要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 电力设备新能源 投资聚焦 近期我国新电改政策提速，5 月 19 日国家发改委就《电力需求侧管理办法（征 求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；7 月 11 日中央全面深化改革委员会第二次会议上通过了《关于深化电力体制改革加 快构建新型电力系统的指导意见》；7 月 13 日，国家能源局提出全面加快建设全 国统一电力市场体系，研究制定“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制。 市场较为关注电改政策持续推进背景下电力需求侧响应业务相关的投资机会。 我们的创新之处 （1）详细测算了“十四五”以及到 2030 年我国负荷管理平台、虚拟电厂运营、 综合能源服务产业的市场空间。 （2）介绍了全球典型虚拟电厂以及综合能源管理平台的商业模式，并对我国具 备电力需求侧响应业务发展潜力的重点公司进行了全面梳理。 投资观点 我们认为新电改政策是建设新型电力系统的重要支撑，电力现货、灵活性资源整 合、数字电力电网、统一电力市场是关键词。我们持续重点推荐电力需求侧响应 （虚拟电厂、综合能源管理、电力电网数字化等）投资机会。 （1）软件类、综合能源管理业务或电力通讯类拓展综合能源管理公司，重点推 荐：国能日新、安科瑞，建议关注：朗新科技、特锐德、威胜信息、鼎信通讯、 友讯达、海兴电力、苏文电能。 （2）在电力需求侧响应中的负荷管理平台、虚拟电厂（聚合商）平台搭建具有 先发优势和资源优势的国网、南网下属公司或重要供应商，重点推荐：国网信通、 东方电子、南网科技、南网能源，建议关注国电南瑞、远光软件、恒实科技。 （3）以电表类业务为基，进一步扩展综合能源管理、电力 EPC 业务，拥有更高 的业绩弹性，建议关注海兴电力、炬华科技、万胜智能、泽宇智能、苏文电能。 1ZEVwPsPmPrQsMnOmRsNoP8O8Q6MpNoOnPsRiNpPuMjMsRmNaQpPuMwMsRvNuOtQsO 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 电力设备新能源 目 录 1、 电力需求侧响应是建立新型电力系统并提升其灵活性的重要一环 . 7 2、 我国电力需求侧响应运行体系日趋完善 11 2.1、 政策推动电力需求侧管理平台加速建设 . 11 2.2、 电力需求侧响应如何进行交易？ 14 3、 电力需求侧响应的市场空间及商业模式 17 3.1、 电力需求侧响应市场空间广阔 17 3.2、 海外虚拟电厂模式与公司梳理 20 3.2.1、 电力市场化打开全球虚拟电厂市场空间 20 3.2.2、 Next Kraftwerke: 欧洲最大的虚拟电厂与可再生能源电力交易商之一 21 3.2.3、 特斯拉Autobidder：美国虚拟电厂平台的先行者与标杆 . 23 3.3、 综合能源平台管理公司情况梳理 26 3.3.1、 施耐德电气：数字化、电气化双管齐下，加速实现“碳中和”目标 26 3.3.2、 朗新科技：“能源数字化+能源互联网”双轮驱动发展 27 3.3.3、 安科瑞：能效管理平台功能换代升级，面向ToB制定多行业解决方案 28 4、 投资建议 . 31 4.1、 国能日新（301162.SZ） . 32 4.2、 安科瑞（300286.SZ） . 37 4.3、 国网信通（600131.SH） . 39 4.4、 东方电子（000682.SZ） . 42 4.5、 南网科技（688248.SH） . 44 4.6、 南网能源（003035.SZ） . 49 5、 风险分析 . 55 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 电力设备新能源 图目录 图1：新型电力系统建设“三步走”发展路径 7 图2：电力系统灵活性多元提升路线图 . 8 图3：新型电力系统基本特征 . 9 图4：新型电力系统下源网荷储多元互动 . 9 图5：电力需求侧资源的优化负荷曲线 . 9 图6：电力需求侧响应三级架构 12 图7：电力需求侧响应参与主体及架构 . 12 图8：电力需求侧响应定价机制流程 12 图9：有效响应与无效响应 . 15 图10：实际响应负荷与有效响应负荷. 15 图11：分布式智能电网. 18 图12：美国加州电力市场实时平均电价（美国时间2023年2月1日-3月31日） . 20 图13：欧洲电力市场电价（2023年5月1日-5月29 日） 21 图14：NEXTRA软件提供透明化的电力交易数据与预测服务 . 22 图15：2016-2021年NEXT公司营收情况及同比增速 23 图16：NEXT公司发展历程和聚合装机容量变化 . 23 图17：特斯拉新能源生态体系架构 24 图18：特斯拉虚拟电厂需求响应界面. 25 图19：特斯拉发电和储能业务营收情况及同比增速 . 25 图20：特斯拉发电和储能业务毛利率情况 . 25 图21：朗新科技综合能源服务云平台架构 . 27 图22：“新电途”聚合充电服务平台架构 . 28 图23：安科瑞企业微电网能效管理平台产品生态架构图 . 29 图24：安科瑞企业EMS微电网能效管理平台 29 图25：安科瑞能效管理平台案例 30 图26：安科瑞EMS能效管理平台综合看板 . 30 图27：国能日新主要业务情况 . 32 图28：国能日新近五年营业收入情况. 33 图29：国能日新近五年归母净利润情况 . 33 图30：国能日新分部业务收入情况 33 图31：国能日新分部业务毛利率情况. 33 图32：安科瑞各项主营业务产品 38 图33：安科瑞营业收入及增速情况 38 图34：安科瑞归母净利润及增速情况. 38 图35：安科瑞分部业务营业收入 39 图36：安科瑞分部业务毛利率 . 39 图37：国网信通能源互联网营销服务系统 . 40 图38：国网信通营业收入及增速情况. 41 图39：国网信通归母净利润及增速情况 . 41 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 电力设备新能源 图40：国网信通分部业务营业收入 41 图41：国网信通分部业务毛利率 41 图42：东方电子各项数字化业务方向. 42 图43：东方电子营业收入及增速情况. 43 图44：东方电子归母净利润及增速情况 . 43 图45：东方电子2022年分部业务收入结构情况 43 图46：东方电子2022年分部业务毛利率 . 43 图47：南网科技产品与服务示意图 44 图48：南网科技营业收入及增速情况. 45 图49：南网科技归母净利润及增速情况 . 45 图50：南网科技分部业务营业收入 45 图51：南网科技分部业务毛利率 45 图52：南网能源营业收入及增速情况. 50 图53：南网能源归母净利润及增速情况 . 50 图54：南网能源分部业务营业收入 51 图55：南网能源分部业务毛利率 51 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 电力设备新能源 表目录 表1：资源灵活性特性与成本总结 10 表2：各地需求侧响应政策更新 13 表3：某工业用户参加需求响应的基础信息 . 15 表4：电力需求侧响应的三个发展阶段 . 17 表5：电网数字化和需求侧响应市场空间测算 19 表6：国内虚拟电厂项目一览 . 19 表7：Next Kraftwerke主要获利方式 22 表8：特斯拉Autobidder的运行模式和实际案例 24 表9：EcoStruxure架构与平台在四大市场的软件及其功能 . 26 表10：安科瑞能效管理平台的主要系统及其功能 30 表11：相关公司运营与技术优势梳理 . 31 表12：国能日新期间费用率预测情况. 35 表13：国能日新分项业务盈利预测情况 . 36 表14：国能日新可比公司估值比较 36 表15：国能日新业绩预测和估值指标. 37 表16：安科瑞业绩预测和估值指标 39 表17：国网信通业绩预测和估值指标. 42 表18：东方电子业绩预测和估值指标. 44 表19：南网科技储能项目中标情况 46 表20：南网科技期间费用率预测情况. 47 表21：南网科技分业务盈利预测情况. 48 表22：南网科技可比公司估值比较 49 表23：南网科技业绩预测和估值指标. 49 表24：南网能源主要业务介绍 . 50 表25：南网能源期间费用率预测情况. 52 表26：南网能源分业务盈利预测情况. 53 表27：南网能源可比公司估值比较 54 表28：南网能源业绩预测和估值指标. 54 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 电力设备新能源 1、 电力需求侧响应是建立新型电力系统并 提升其灵活性的重要一环 构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容。为实现“双碳”目标，能源 是“主战场”，而电力是“主力军”。按照 2030 年前实现碳达峰、2060 年前实 现碳中和的战略目标，国家能源局为新型电力系统建设制定“三步走”发展路 径： （1）加速转型期（当前至 2030 年）： 用户侧，灵活调节和响应能力提升至 5%以上；电源侧，非化石能源消费比重达 25%；电网侧，加快推进大型风电光伏基地建设；储能侧，多技术路线规模化发 展以满足日内平衡调节需求。 （2）总体形成期（2030-2045 年）： 用户侧，虚拟电厂、电动汽车等优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；电 源侧，新能源逐渐成为装机主体电源，煤电清洁低碳转型加速；电网侧，向柔性 化、智能化、数字化、多元化转型发展；储能侧，长时储能技术（机械储能、热 储能、氢能为代表）取得技术突破，实现日以上时间尺度调节。 （3）巩固完善期（2045-2060 年）： 用户侧与电力系统高度灵活互动，消费电能同时生产电能的电力用户涌现；电源 侧，新能源逐步成为主体电源，电能与氢能深度融合利用；电网侧，有望打造输 电输气一体化的“超导能源管道”；储能侧，覆盖全周期的多类型储能协同运行。 图 1：新型电力系统建设“三步走”发展路径 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》（国家能源局） 电力需求侧响应（Demand Response）是指电力用户基于价格信号或激励措施， 通过暂时调整其用电需求，减少或增加特定时段的用电负荷，从而保障电网稳定 运行，促进电力供需平衡的行为，具体而言： 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 电力设备新能源 （1）电力需求侧响应和储能是一种竞合关系：均作为灵活性调节资源在新型电 力系统中发挥重要作用；电力需求侧响应基本技术（电力预测、电力交易、电力 调度等）也有助于储能设施的精准调控。 （2）电力需求侧响应的商业模式随着电力市场化制度的不断深化而完善：短期 缺电、中长期新能源发电比例不断提升，倒逼电力市场化改革进程不断推进，有 利于电力需求侧响应套利机制的完善。 抽水蓄能、煤电灵活性改造是 2030 年之前新能源改造的主要方式，短时新型储 能也在不断发展；2030 年以后，储能和需求响应成为电力系统灵活性提升的主 力，电动汽车参与灵活性调节比重逐步提升；未来随着工商业电气化、电动车保 有量提升及分布式能源的进一步发展，精准调控的需求越来越大，电力需求侧响 应具备长期发展的重要潜力。 图 2：电力系统灵活性多元提升路线图 资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌项目组课题组） 建立清洁低碳、安全高效的新型能源体系，明确以消纳可再生能源为主的增量配 电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加强电力需求侧管理，是中央关于 实现碳达峰、碳中和的重要工作内容，也是“十四五”期间和未来一段时期内电 力行业发展的关键方向。随着新能源大规模并网，电源侧的波动性和不确定性增 强，构建新型电力系统将为新时代能源电力发展指明方向。 新型电力系统的四大特征包括： 安全高效：作为基本前提，确保电力系统安全稳定、高效运行； 清洁低碳：作为首要目标，满足经济社会高质量发展的电力需求，非化石能源发 电逐步转变为装机主体和电量主体，能源消费低碳化、绿色电力市场化； 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 电力设备新能源 柔性灵活：作为重要支撑，源网荷储多向协同、灵活互动；发展灵活发电技术、 各类储能技术和柔性电网； 智慧融合：作为基础保障，进行技术创新和机制体制创新，将数字信息技术融合 电网。 图 3：新型电力系统基本特征 图 4：新型电力系统下源网荷储多元互动 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》（国家能源局） 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》（国家能源局） 电力系统的最终目标在于满足用户的用电需求，电力规划和电力系统运行需要以 负荷曲线为基础。为了优化“驼峰形”的负荷曲线，需要提前调度需求侧资源以 引导用户行为。具体措施为： （1）通过可中断负荷在高峰、电价较高时段进行功率调节和压减； （2）通过改变用户侧的行为使电力负荷可转移。 充分调度需求侧资源在电力规划和运行管理中非常重要。通过设计合理的电价和 激励政策，提倡绿色节能的生活方式等措施，从而引导电力用户调整其用电行为、 自发优化负荷曲线，在电力运行管理之前或期间缩小负荷曲线的峰谷差，平滑负 荷曲线，在负荷高峰时段提供需求向下灵活性，降低电力供给难度和成本，保障 电力系统安全稳定运行。 图 5：电力需求侧资源的优化负荷曲线 资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌项目组课题组） 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 电力设备新能源 不同资源提供灵活性的特性、优势和成本存在明显差异。 （1）考虑前期需求侧响应平台建设和固定资产投入等成本投入，需求响应的固 定成本投入为 200-400 元/千瓦，相较于其他资源，需求响应提升电力系统灵活 性的成本更低。 （2）在调节尺度上，目前可做到的是日度级的中时调节。随着电力系统数字化 的不断升级及电力市场化的不断深入，未来需要做到日前及日内级别的短时调 节。 表 1：资源灵活性特性与成本总结 资源类型 资源特性 成本情况 调节时间尺度 运行范围（%） 响应时间 循环次数 效率 固定成本投入 机会成本 短时 中时 长时 电 源 侧 灵活性改 造煤电 常规 煤电 30-100 小时级 40 年 35-38% 灵活性改造投资成本 600-700 元/kW 损失部分 发电收益 燃煤 热电 联产 50-100 小时级 40 年 约 45% 灵活性改造投资成本 300-500 元/kW 损失部分 发电收益 燃气电厂 20-100 小时级 40 年 35-40% 建设投资成本（气电置换煤电）：7013-9457 元/千瓦 － 储 能 抽水蓄能 -100~100 分钟级 50 年 约 75% 6-8元/W（功率成本）1.2-1.6元/Wh（按 5h放电时间） － 锂离子电池 -100～100 小于秒级 6000-8000次 约 88% 约 1.2元/Wh（2h 系统） － － 压缩空气 -100～100 分钟级 30 年 50-70% 6-8元/W， 1.2-1.6元/Wh（5h 系统） － 熔盐储能 -100～100 分钟级 20-30 年 光热效率约 17% 储热效率约 70% 熔盐储能+光热=21 元/W， 3 元/Wh（按 7h放电时间） － 全钒液流电池 -100～100 小于秒级 20000 次以上 约 70% 2.5-3元/Wh（4h 系统） 约 2.0元/Wh（8h 系统） － 氢储能 － 秒级（～5s） 10000 次 电解水：65-75% 燃料电池：55-60% 建设成本1.71元/Nm3 损失部分 发电收益 － 需 求 侧 需求响应 最大负荷的 5％ － － － 前期平台建设、设备更换等投入：200-400 元/千瓦 中断、转移生产的机会成本 － 微电网 － － － － 主、微网连接的平台建设、设备更换投入 中断、转移生产的机会成本 － 电动汽车 － － 1000-3000次 － 平台建设和设备更换投入充电 桩：2000-6000元； 其他成本约 70/m2 － － 电 网 侧 电力联络线 实现电力工序再空间的拓展和互补，依靠提前签订的送点协议运行 建设投资成本1.56元/千米•瓦 － － 资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌项目组课题组），国际能源网，中国科学院工程热物理研究所，CNESA，光大证券研究所整理 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 电力设备新能源 2、 我国电力需求侧响应运行体系日趋完善 2.1、 政策推动电力需求侧管理平台加速建设 2023 年 5 月 19 日，发改委就《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电 力负荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；目标为应对电力供需紧 张、可再生能源电力消纳；开展需求侧响应工作，提升信息及数字化水平。 政策归纳为以下三点： （1）新增需求响应工作内容：结合新形势与新任务，基于电力市场建设进展与 地方实践，新增了需求响应的工作内容。 （2）强化用电安全底线，拓宽绿色发展内容。进一步扩展和完善了需求响应、 节约用电、电能替代、绿色用电、 智能用电、有序用电的内容。 （3）充分运用新一代信息技术手段。结合“云大物移智”等新一代信息技术的 快速发展，进一步推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方 式的变革。 具体措施包括：县级及以上地方政府尽快构建电力需求响应资源库，电网企业成 立电力负荷管理中心；建立和完善电力需求侧资源与电力运行调节的衔接机制； 配电网增容及线路改造和智能化升级。若 2023 下半年正式稿能够推出，2024 年将迎来电力需求侧管理平台的建设高峰。 电力需求侧响应的管理机构为县级以上地方人民政府电力运行主管部门。实施主 体主要包括电力用户、电网企业（省级及以上电网企业、地方电网企业以及增量 配电网企业）、电力需求侧管理服务机构（负荷聚合商、售电公司、虚拟电厂运 营商、综合能源服务商）、电力相关行业组织等。 电力需求侧响应可归纳为三级架构：一级架构由交易中心、调度中心和未来成立 的负荷管理中心组成。三者形成良性配合，该管理机构由政府主导； 二级架构为虚拟电厂（VPP）或负荷聚合商。该级架构需要具有负荷资源；电网 供应商或电网下属公司及有一定资源的发电企业、售电公司将具有更多优势，虚 拟电厂短、中期服务电网的整体调度及负荷管理，中长期有望参与电力市场化交 易；虚拟电厂的高效运营需要计量、通信、调度三大核心技术作为支撑。利用人 工智能和大数据技术，可以帮助虚拟电厂运营商实现对可调电量的准确预测与动 态调优； 三级架构为可调资源（电力用户、储能或新能源发电）。该级架构较为市场化， 涉及微网建设、综合能源管理等，配合虚拟电厂进行电力调节。如果是规模化电 力用户，可直接参与需求侧响应，可跳过负荷聚合商。 三级架构信息交流方式包括控制指令、电价激励、需求申报和状态量测等。电力 负荷管理中心负责组织需求响应交易中心和调度中心通过控制指令、电价激励等 方式，组织虚拟电厂和电力市场主体参与需求响应，为电力系统提供更高的灵活 性与更强的稳定性。 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 电力设备新能源 图 6：电力需求侧响应三级架构 资料来源：《虚拟电厂的研究、设计、建设与运营》（王宣元等），光大证券研究所绘制 电力需求响应市场执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、 效果评估、结果公示、资金发放等环节。 （1）电力运行主管部门根据电力供需情况启动实施需求响应，向市场主体发布 需求响应招标通知； （2）电力负荷管理中心在新型电力负荷管理系统开展市场主体资格审核、响应 邀约、过程监测、效果评估等工作； （3）需求发布后，需求响应主体可在电力交易平台进行市场交易申报； （4）电力交易中心根据申报信息和出清规则，组织市场出清，发布中标结果； （5）参与响应的用户按照中标结果，按时按量自主完成负荷压降。 图 7：电力需求侧响应参与主体及架构 图 8：电力需求侧响应定价机制流程 电力交易中心 售电公司 电力调度中心 第 三 方 运营 商负荷聚合商 （需求响应方） 电力用户 （负荷资源方） 需求发起方 供需撮合方 大用户直接参与 大用户商业楼宇 充电设施 光伏 储能 资料来源：《虚拟电厂及需求响应试点建设整体解决方案》（东方电子），光大证券研究所 绘制 资料来源：《2023 年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》，光大证券研究所绘制 价格机制方面，完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁受益、谁承 担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。 敬请参阅最后一页特别声明 -13- 证券研究报告 电力设备新能源 鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规 则获取经济收益。 （1）目前大多数省份进行电力需求侧响应主要是由地方政府与电网进行补贴， 或通过辅助服务市场进行补助，更多的仍然是非市场化机制，电力用户也是重要 的承担方之一； （2）未来随着电力需求侧响应能够更多、更好的参与电力市场化交易，可以实 现更好的价格反馈机制和调控精准性。 准入条件：以 2023 年云南省、甘肃省、四川省、福建省和河北省为例， 1. 电力用户准入条件： （1）响应能力低于 1000 千瓦（四川、云南、甘肃）、200 千瓦（福建）的用 户须通过负荷聚合商代理参与； （2）响应能力在 1000 千瓦及以上（四川、云南、甘肃）、200 千瓦及以上（福 建）的用户，可选择直接参与需求响应。 2. 各地负荷聚合商准入条件： （1）聚合商：具备聚合 1000 千瓦及以上响应负荷能力（福建）；具备集成 2500 千瓦及以上响应能力（云南）；聚合削峰能力不低于 5000 千瓦（甘肃、河北）。 （2）售电公司：交易代理电量超过 10 亿千瓦时，或缴纳履约保障凭证额度超 过 800 万元的售电公司（四川）。 （3）独立储能：聚合商响应能力 2500kW 或储能充放电功率不低于 5000kW， 充放时间不低于 2h（云南）。 各地需求侧响应的核心需求来自于缺电，而缺电时刻的电价相对较高，一般是 0-4 元/kWh。 表 2：各地需求侧响应政策更新 省份 时间 政策文件 补贴标准 云南 2023年4月27日 《2023年云南省电力需求响应方案》 实时响应补贴：全年统一 2.5 元/kWh；每天不多于 3 次，每次不超过 3 小时；削峰类：0-5元/kWh；填谷类：0-1 元/kWh 甘肃 2023年4月21日 《甘肃电力需求响应市场实施方案（试行）》 需求响应补偿费用结算：以小时为单位，由实际有效响应电量按照出清价格乘以响应收益折 算系数进行结算；折算系数：80%≤实际响应负荷＜90%，折算系数 0.8；90%≤实际响应负 荷＜100%，折算系数 0.9；100%≤实际响应负荷＜120%，折算系数 1；实际响应负荷＞120%， 折算系数 1，且有效响应容量计为中标响应负荷的 120%；实际响应未达 80%，视为无效响 应。考核费用结算：实际响应负荷低于中标容量 80%的部分，出清价格乘以考核系数 0.5 四川 2023年4月19日 《关于四川电网试行需求侧市场化响应电价政策有关事项的通知》 需求响应：0-3元/kWh 福建 2023年4月18日 《厦门市电力需求响应实施方案（2023-2025 年）》 用户需求响应补贴=实际响应负荷量×响应时间×补贴价格系数×响应速度系数×补偿基准价格；补偿基准价格：4元/kWh 2022年5月24日 《福建省电力需求响应实施方案（试行）》 申报价格上限=资金来源预算/（电力调控中心提供的年度预计负荷缺口×缺口预计持续时 间）；用户需求响应补贴金额＝该用户实际响应负荷×响应时长×补贴价格系数×补贴单价； 补贴价格系数：实际响应容量占申报响应量的比例：＜50%，补贴价格系数为0；50%—80%， 补贴价格系数为 0.6；＞80%，补贴价格系数为 1 河北 2023 年4月6 日 《河北省发展和改革委员会关于进一步做 好河北南部电网电力需求响应市场运营工 作的通知》 实时需求响应容量补偿：8 元/kW·月；日前响应电量补偿：日前响应按照出清价格进行补偿； 日内响应电量补偿：提前 4 小时响应按照出清价格 1.3 倍进行补偿，提前 2 小时级响应按照 出清价格2倍进行补偿；实时响应电量补偿：按照出清价格的 3倍进行补偿。 2022 年4月7 日 《河北省电力需求响应实施方案（试行）》 采用“基于响应负荷的阶梯式”补贴方案，根据用户响应负荷与应约负荷的比值（负荷响应 率），按照出清价格和有效响应电量核算。负荷响应率低于 80%，不予补贴；负荷响应率在 80%-120%之间，按有效响应电量乘以出清价格进行补贴；负荷响应率高于 120%， 120%-150%部分按有效响应电量乘以出清价格的0.5 倍进行补贴；50%以上部分，不予补贴。 贵州 2023 年4月7 日 《贵州省电力需求响应实施方案（征求意见稿）》 响应价格，单位为元/kWh。响应价格的上限Pi根据市场运行情况另行通知。 敬请参阅最后一页特别声明 -14- 证券研究报告 电力设备新能源 2022年3月30日 《贵州省电力需求响应实施方案（试行）》 响应价格，单位为元/kWh。响应价格的上限Pi根据市场运行情况另行通知。 天津 2023年1月11日 《天津市2023年春节期间电力需求响应实施细则》 邀约型填谷需求响应为固定补偿模式，价格为1 元/kWh。 浙江 2022 年10月27 日 《衢州市市级2022年电力需求响应补贴实 施办法》 市本级（含柯城、衢江）有效参与需求响应的电力用户，在获得省级响应补贴金额基础上给 予补贴，补足至4 元/kWh。一个自然年内市本级（含柯城、衢江）补贴总额上限为500 万元。 如年度内应补贴总额超过上限的，则实际补贴金额同比例下降。 2021 年6月8 日 《关于开展2021年度电力需求响应工作的通知》 日前削峰：电量补贴：4 元/kWh 封顶；小时级电量补贴：固定 4 元/kWh；容量补贴：旺季 0.25 元/kW·月；分钟级电量补贴：固定4元/kWh；容量补贴：旺季1元/kW·月；秒级电量 补贴：固定4 元/kWh；容量补贴：旺季0.1 元/kW·月；填谷；容量补贴：5元/（kW·日） 江苏 2022 年10月24 日 《江苏省电力需求响应实施细则（修订征求 意见稿)》 削峰：调控时间≤2h，10元/kW；2h＜调控时间＜4h，12 元/kW；调控时间＞4h，15 元/kW； 填谷：谷时段：5 元/kW；平时段：8 元/kW 2018年6月15日 《江苏省电力需求响应实施细则（修订版)》 削峰：调控时间≤1h，10 元/kW；1h＜调控时间＜2h，12 元/kW；调控时间＞2h，15 元/kW；填谷：谷时段：5 元/kW；平时段：8 元/kW 宁夏 2022年6月14日 《宁夏回族自治区电力需求响应管理办法》 削峰：2 元/kWh；填谷：0.35 元/kWh 山东 2022 年6月7 日 《2022年全省电力可中断负荷需求响应工作方案》 紧急型需求响应：容量补偿：第一档 不超过 2 元/kW·月；第二档 3 元/kW·月；第三档 4 元 /kW·月；电能量补偿：根据实际响应量和现货市场价格计；经济型需求响应：无容量补偿； 电能量补偿：根据实际响应量和现货市场价格计 陕西 2022年5月24日 《2022年陕西省电力需求响应工作方案》 削峰响应：经济型响应时间≤120 分钟，5 元/kW·次；经济型响应时间＞120 分钟，10 元/kW·次；紧急型响应时间≤120分钟，20元/kW·次；紧急型响应时间＞120分钟，30元/kW·次 2021年5月21日 《2021年陕西省电力需求响应工作方案》 削峰经济型非居民：调控时间≤2h．10 元/kW·次；调控时间＞2h，15 元/kW·次；削峰经济 型居民：调控时间≤2h，5 元/kW·次；调控时间＞2h，8元/kW·次；削峰紧急型非民：调控 时间≤1h，25元/kW·次；调控时间＞1h，35元/kW·次 重庆 2022年4月30日 《2022年重庆电网需求响应实施方案（试行）》 削峰响应：工业用户：10 元/kW/次；充换电站、冻库等用户：15 元/kW/次；填谷响应：1元/kW/次 广东 2022年4月16日 《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》 日前邀约：申报价格上限 3500 元/MWh；虚拟电厂申报可响应容量下限 0.3MW；可中断负荷：申报价格上限为5000 元／MWh；虚拟电厂申报可响应容量下限为 0.3MW 安徽 2022年1月19日 《安徽省电力需求响应实施方案（试行）》 响应补偿：约时削峰响应：8元/kW·次；实时削峰响应：12元/kW·次；填谷响应：3元/kW·次； 容量补偿：约时备用容量：旺季 1 元/kW·月，淡季 0.5 元/kW·月；实时备用容量：旺季 2 元/kW·月，淡季1 元/kW·月 广西 2021 年12月30日 《广西电力市场化需求响应实施方案（试行）》 响应价格暂定为上限 2.5元/kWh 湖北 2021年6月18日 《湖北省电力需求响应实施方案（试行）》 日前响应：每天不超过2 次，累计时间＜4h，最高20元/kW；日内响应：每天不超过2 次，累计时间＜4h，最高 25 元/kW 资料来源：北极星储能网，光大证券研究所整理 2.2、 电力需求侧响应如何进行交易？ 以《2023 年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，需求响应的交易办 法如下： （1）响应组织流程 D-3：电力调度中心提前预估 3 日后出现电力缺口，于 15:00 前推送至电力公司 和交易中心；电力交易中心提前 3 日于 17:00 前向主体发布响应需求数据。 D-2：电力调度中心预估 2 日后发生重大变化时，于 15:00 前推送新需求至电力 公司和交易中心；电力交易中心向主体发布新的响应需求数据，主体即可进行响 应申报。 D-1：电力调度中心提前一日于 13:00 前确认次日响应需求；电力交易中心采用 边际出清方式组织市场出清；电力交易中心于 14:00 前发布出清结果，告知市场 主体中标结果。 需求响应当天：电力用户按出清结果，按时按量压降用电负荷。 （2）响应结算与考核 响应执行后，电力公司与 D+5 日向交易中心按用电户号推送实际用电负荷，交 易中心于 D+7 日出具 D 日的日清分结算单，按月对主体进行结算。 敬请参阅最后一页特别声明 -15- 证券研究报告 电力设备新能源 有效响应容量计算：有效响应必须同时满足实际最大负荷不超过基线最大负荷、 实际平均负荷不超过基线平均负荷这两个条件，否则为无效响应。 若实际响应负荷小于或等于中标响应容量的 1.1 倍，则有效响应容量=实际响应 负荷；若实际响应负荷大于中标响应容量的 1.1 倍，则有效响应容量=中标响应 容量×1.1+（实际响应负荷-中标响应容量×1.1）×0.5。 图 9：有效响应与无效响应 图 10：实际响应负荷与有效响应负荷 资料来源：硕电汇公众号文章《让负荷不再“负荷”——图文解读》 资料来源：硕电汇公众号文章《让负荷不再“负荷”——图文解读》 需求响应考核费用：对有效响应容量低于中标响应容量 90%的部分进行考核， 考核费用按小时结算。考核价格=出清价格×1.1。 （3）响应收益=总响应费用-总考核费用 我们将以《四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，计算需求响应收益。 假设国网四川省电力公司发布，某天某一小时内为需要