有虚拟电厂：具有经济性的灵活性资源建设，蓝海市场蓄势待发[Table_CoverStock]—行业深度报告[Table_ReportDate]2023年5月25日武浩电新行业首席分析师曾一赟电新行业研究助理S1500520090001010-8332671115919166181wuhao@cindasc.comzengyiyun@cindasc.com[Table_CoverReportList]相关研究请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com2证券研究报告行业研究[Table_ReportType]行业深度报告[Table_StockAndRank]电力设备与新能源投资评级看好上次评级武浩电新行业首席分析师执业编号：S1500520090001联系电话：010-83326711邮箱：wuhao@cindasc.com曾一赟电新行业研究助理联系电话：15919166181邮箱：zengyiyun@cindasc.com信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：100031[Table_Title]虚拟电厂：具有经济性的灵活性资源建设，蓝海市场蓄势待发[Table_ReportDate]2023年9月21日本期内容提要:[Table_Summary风光装机提升带来发用电时间错配矛盾，虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设。我国风电、光伏产业发展迅速，发电量、装机容量占比逐年上升，进而带动电力系统灵活性调节资源需求提升。灵活性资源建设包括供给侧和需求侧两大类，虚拟电厂是需求侧中解决时间错配的有效措施。从定义上看，虚拟电厂是聚合资源的能源管理系统，其基础是分布式、灵活性资源和电力市场。从分类来看，虚拟电厂可分为一体化和负荷侧虚拟电厂，一体化虚拟电厂范围更广。从发展阶段来看，虚拟电厂发展可以分为三个阶段：邀约型阶段、市场化阶段、自主调度型阶段，我国当前处于邀约型发展初期。从经济性来看，虚拟电厂在经济性方面具备显著优势，前期投入为200-400元/KW，建设/运营/激励等环节投资为853元/KW。顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔。政策端，中央部委多次提及建立虚拟电厂，近两年政策密集出台。各省也出台电力需求侧响应利好政策，助力构建需求侧响应盈利性。基础建设端，电力市场化改革逐步深化，现货市场、中长期市场、辅助服务市场等模块逐步完善，虚拟电厂盈利环境向好；工商业储能、电动车、空调改造等灵活性资源建设加速进行，为虚拟电厂构建可调动资源。我国虚拟电厂示范项目大幅增加，海外虚拟电厂商业模式趋于完善。目前，我国虚拟电厂以试点示范为主，相比欧美国家，我国虚拟电厂仍处于起步阶段，项目实际收益仍处于较低水平，其中上海的收益约0.41元/KW次，冀北项目约30元/KW年，深圳约0.274元/KWH，仍处于较低水平。但我们认为我国的虚拟电厂收益模式逐步多元化，未来有望随电力市场建设进一步丰富。日本来看，丰富的电力市场品类带动虚拟电厂盈利模式丰富，包括输配电侧、零售电侧、用户侧的收益来源。欧洲来看，虚拟电厂的资源主要为发电侧资源，收益模式主要电网平衡服务和用户侧服务。我国与海外的虚拟电厂的发展差距，主要来自电力市场的成熟度差异，我们预期未来或将有相关政策逐步出台落地。虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发。我们测算得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元，其中平台建设约244.5亿元，2030年产业链市场空间有望达917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。虚拟电厂在峰谷差率较高，电力市场进度较快的省份有望率先上量。我们认为广东、浙江、山东、四川等地有望成为虚拟电厂率先起量的省份，其产业链也有望率先快速发展看好虚拟电厂系统产业链投资机会，具有先发优势企业有望受益。虚拟电厂产业链涉及上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方。从投资角度来看，我们认为0-1的过程有望率先起量的是产业链的上游资源和中游设备建设。从行业壁垒来看，虚拟电厂管理平台由国家电网建设，电力资质是参与虚拟电厂的门槛性壁垒。通信系统是虚拟电厂功能的关键，具有一定的技术壁垒。企业的核心竞争力主要为项目积累和先发优势，虚拟电厂需要聚合灵活性资源，资源规模影响虚拟电厂的规模。投资建议：建议关注率先布局虚拟电厂业务的系统平台建设企业：四方股份、苏文电能、安科瑞、国能日新、东方电子、国网信通、恒实科技、朗新科技、国电南瑞等；建议关注具有灵活性资源，参与虚拟电厂运营相关企业：芯能科技、特锐德、晶科科技等。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com3风险因素：原材料价格波动风险、虚拟电厂建设不及预期、市场发展不及预期、国内外相关政策风险等请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com4目录投资逻辑.........................................................................................................................................5一、虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设，以解决发用电时间错配问题......................61.1风光发展带来发用电时间错配矛盾，电力系统灵活性资源需求日益增长.........................61.2虚拟电厂具有较强的调节能力，我国的虚拟电厂处于发展初期........................................91.3虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设..........................................................................12二、顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔............................................142.1中央政策方向明确，虚拟电厂的建设有望加速..................................................................142.2虚拟电厂的两大基础建设加速推进，虚拟电厂正处于0-1的过程...................................182.3我国虚拟电厂示范项目大幅增加，海外虚拟电厂商业模式趋于完善...............................212.4虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发..............................................................................23三、看好虚拟电厂系统产业链投资机会，具有先发优势企业有望受益...............................253.1看好虚拟电厂上中游环节，当前竞争力在于项目积累与资源优势...................................25四、投资建议...............................................................................................................................27五、风险因素...............................................................................................................................28表目录表1：电力时间错配的解决措施..............................................................................................8表2：虚拟电厂和微电网的区别..............................................................................................8表3：根据山西省能源局的实施方案划分的虚拟电厂类型.....................................................10表4：虚拟电厂商业模式.......................................................................................................11表5：各类资源提升灵活性的成本构成.................................................................................12表6：虚拟电厂国家政策.......................................................................................................14表7：各省电力需求响应补贴政策汇总.................................................................................15表8：灵活性资源及电力市场建设政策.................................................................................18表9：以分布式光伏配储+独立工商业储能为逻辑测算工商业储能装机规模及市场空间预测.19表10：国外主要虚拟电厂项目.............................................................................................21表11：虚拟电厂试点示范项目..............................................................................................21表12：日本虚拟电厂盈利模式总结......................................................................................22表13：德国虚拟电厂项目情况以及其盈利模式情况.............................................................23表14：我国虚拟电厂空间测算.............................................................................................23表14：虚拟电厂建设壁垒及优势..........................................................................................26表16：虚拟电厂相关标的估值.............................................................................................27图目录图1：中国发电量结构（亿千瓦时）.......................................................................................6图2：中国发电累计装机结构（万千瓦）................................................................................6图3：风电光伏占比提升增加电力系统灵活性调节需求..........................................................7图4：虚拟电厂模式示意图.....................................................................................................9图5：虚拟电厂发展阶段.......................................................................................................10图6：2022年上海市主要类型建筑分项用电占比情况..........................................................19图7：2017-2023年我国新能源车保有量（辆）及渗透率.....................................................20图8：2023年7月高峰-低谷电价差.....................................................................................24图9：虚拟电厂产业图谱.......................................................................................................25请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com5投资逻辑风光装机提升带来发用电时间错配矛盾，虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设。虚拟电厂前期投入为200-400元/KW，建设/运营/激励等环节投资为853元/KW，相比于其他的灵活性资源建设更具有经济性。虚拟电厂的痛点来自可调动的分布式资源不足和盈利模式欠缺。分布式资源来自电动车、可控负荷、分布式储能，盈利模式依赖于电力市场的进展。当前时间来看，电动汽车、工商业储能发展迅速，奠定虚拟电厂灵活性资源基础。电力市场主要看政策推进，而当前节点电力市场正加速建设，未来电力市场相关政策落地也有望成为虚拟电厂发展的有效催化。空间上看，我们测算得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元，其中平台建设约244.5亿元，2030年产业链市场空间有望达917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。因此我们看好虚拟电厂系统产业链投资机会，具有先发优势企业有望受益。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com6一、虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设，以解决发用电时间错配问题1.1风光发展带来发用电时间错配矛盾，电力系统灵活性资源需求日益增长我国风电、光伏产业发展迅速，发电量、装机容量占比逐年上升。发电量方面，2009年至2022年间，风电发电量从276.15亿千瓦时增长至最高7624亿千瓦时；光伏发电量从0增长至4276亿千瓦时，风光发电量占比从0.8%增长至13.7%，年度复合增长率约为22.5%。装机容量方面，2011年至2020年间，风电装机容量从15.28GW增长至最高72.11GW，年度复合增长率约为16.8%；2013至2022十年间，光伏装机容量从12.92GW增长至87.41GW，年度复合增长率约为21.0%。2022年光伏新增装机量再创新高，成为历年新增装机规模最大的一年。图1：中国发电量结构（亿千瓦时）图2：中国发电累计装机结构（万千瓦）资料来源：Wind，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心风电光伏大量并网带动电力系统灵活性调节资源需求提升。电力即发即用，而风电一般凌晨大发，光伏中午大发，用户侧用电高峰主要集中在上午和晚上，因此发/用电天然不匹配。随着风电光伏装机量、发电量不断提升，时间错配的矛盾愈发明显。为解决新能源发电-负荷侧用电的时间错配问题，电力系统对灵活性调节需求不断提升。0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%0.0010,000.0020,000.0030,000.0040,000.0050,000.0060,000.0070,000.0080,000.0090,000.00100,000.0020092010201120122013201420152016201720182019202020212022发电量:太阳能发电发电量:风电发电量:核电发电量:火电发电量:水电风光占比0%5%10%15%20%25%30%35%050000100000150000200000250000300000水电火电核电风电太阳能发电风光装机占比请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com7图3：风电光伏占比提升增加电力系统灵活性调节需求资料来源：自然资源保护协会中国电力圆桌项目，信达证券研发中心建设虚拟电厂是解决时间错配的有效措施。发用电的时间错配问题，可以分为发电侧和负荷侧有两类解决措施。供给侧的解决方式主要为三种：1）火电灵活性改造；2）独立共享储能或新能源配储；3）特高压远距离输电。需求侧的解决方式主要为三种：1）负荷管理；2）需求侧相应；3）虚拟电厂。其中，虚拟电厂便是负荷侧中解决时间错配的有效措施，通过整合分散的分布式资源，根据电力系统需求进行削峰填谷，整体可以同时作为“发电侧”或“用电侧”。虚拟电厂是需求侧响应的延申，需求侧响应是主动的负荷管理。负荷管理主要靠管制措施有计划的限制企业的用电，比如“有序用电”、“拉闸限电”，具有强制性，可能会影响公司的经营生产。需求侧响应则是市场驱动的、主动性的负荷管理，通过经济性驱动，让企业主动进行的负荷管理，从而降低顶峰负荷，减少电力系统的供电压力，需求侧响应一般指的是企业的负荷管理，灵活性资源主要是用户侧的可控负荷。虚拟电厂的范围更广，是通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统，其包括分布式发电资源、负荷侧的灵活性资源，可以整合一个区域的资源作为整体进行调节。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com8表1：电力时间错配的解决措施解决角度解决措施发电侧进行火电灵活性改造，提高火电机组适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力；独立储能，建设电力“蓄水池”，缓解高峰用电压力，存储低谷溢出电力；特高压输给其他省份，通过电网将各省电力市场汇入全国，宏观调控电力适配情况。负荷侧建设微电网，实现自我控制、保护和管理，降低负荷波动。负荷管理，采取适当措施对用电负荷有计划地进行限制和调整,以保证电力供需之间的平衡；需求侧响应，通过市场机制让用户侧主动调节负荷，达到削峰填谷的效果等；资料来源：信达证券研发中心微电网有望逐步与虚拟电厂相结合。微电网可以理解为一个独立的电网系统，其内部可以独立运行，也可以并入大电网运行，可以说是第三级的电网系统（主网、配网、微网）。而虚拟电厂相比于微网，组织架构更复杂，运行需要依靠电网，规模较大，各个环节参与者更加细化，并且虚拟电厂具有市场激励机制，可以通过市场实现收益。微网可以简单理解成区域性的小型独立的虚拟电厂，其作为一个整体，也是负荷侧的灵活性资源。我们认为未来微电网有望成为一种灵活性资源参与虚拟电厂。表2：虚拟电厂和微电网的区别虚拟电厂微电网运行特性参照常规电厂指示：有功/无功负载能力、处理计划、爬坡速度、备用容量、响应特性、运行成本等孤岛运行时：配电网自身运行特性其辖域内配电网的运行特性则由配电系统操作员进行衡量并网运行时：与外部系统的相互作用运行模式始终与公网连接单一的受控单元并网模式并网模式+孤岛模式设计理念参与自下而上主要控制目标：1.吸引并聚合各种DER参与电网调度和电力市场交易2.优化DER组合以满足电力系统或电力市场交易主要控制目标1.网络正常时的并网运行2.网络发生扰动或故障时的孤岛运行强调对外呈现的功能和效果强调自治构成条件依赖于软件和技术依赖于元件资料来源：泰安市能源局公众号，华夏气候公众号，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com91.2虚拟电厂具有较强的调节能力，我国的虚拟电厂处于发展初期虚拟电厂具有较强的灵活性调节能力。虚拟电厂并不实际发电，而是将分散的源、网、荷、储等元素进行集成调控，形成一个黑匣子，对外等效成为一个可控的电源，具有较强的灵活性调节能力，可以作为发电电源可向电力系统供电，也可以作为负荷消纳系统的电力，同时具有向上和向下调节负荷的能力。虚拟电厂的核心是聚合资源的能源管理系统，基础是分布式、灵活性资源和电力市场。虚拟电厂本质是一个能源管理系统，因此智能化的软件平台、集控系统是虚拟电厂的核心。参与软件平台调度、控制的分布式能源、灵活性资源是虚拟电厂的资源基础。灵活性资源在能源管理系统的控制下，还需要进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换，实现盈利。因此电力市场等市场机制是虚拟电厂实现盈利的市场基础。图4：虚拟电厂模式示意图资料来源：钟永洁等《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》，信达证券研发中心虚拟电厂可分为一体化和负荷侧虚拟电厂。根据山西省能源局《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“源网荷储一体化”虚拟电厂。两者相比：1）“源网荷储一体化”虚拟电厂范围更广，不仅包括电力用户，还包括新能源、配套储能项目。2）“一体化”虚拟电厂项目的运营商为源网荷储一体化项目业主或者授权代理商。3）“一体化”虚拟电厂调节精度更精确，不超过±10%的波动。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com10表3：根据山西省能源局的实施方案划分的虚拟电厂类型类型“负荷类”虚拟电厂“源网荷储一体化”虚拟电厂定义指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户(包括电动汽车、可调节负荷、可中断负荷等)，作为一个整体(呈现为负荷状态)组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务。指列入“源网荷储一体化”试点项目，建成后新能源、用户及配套储能项目通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。运营管理运营商具有山西电力市场交易资格的售电公司或电力用户“一体化”项目主体或者授权代理商，并具有山西电力市场售电资格参与市场参与中长期、现货及辅助服务市场参与现货及辅助服务市场调节精度以每15分钟为一个时段计算偏差率并进行考核要求“负荷类”虚拟电厂不超过±15%要求“一体化”虚拟电厂不超过±10%资料来源：山西省能源局，信达证券研发中心虚拟电厂发展可以分为三个阶段：邀约型阶段、市场化阶段、自主调度型阶段。邀约型阶段是在没有电力市场的情况下，由政府部门或者调度部门发出邀约信号，各个聚合商、虚拟电厂参与组织资源以可控负荷为主进行响应，共同完成邀约、响应和激励流程，我国目前处于邀约型阶段；市场化阶段的最大变化为电力市场建设完成，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，基于自身商业模式分别参与电力现货市场、辅助服务市场、容量市场等获得收益，德国、美国等地区逐步向市场化阶段迈入；自主调度型阶段的变化为虚拟电厂的区域范围扩大，类似为“虚拟电厂电力系统”，不仅包括分布式能源，也包括这些资源的组合形态（如微电网、区域能源互联网等），收益模式也更加丰富，包括跨区域的电力市场交易。目前我国正处于邀约型发展初期。图5：虚拟电厂发展阶段资料来源：《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》钟永洁等，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com11我国虚拟电厂具有盈利空间，但商业模式仍在探索中。目前我国的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段。已经开展的虚拟电厂业务主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但是需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，一定程度丰富虚拟电厂的商业模式。表4：虚拟电厂商业模式虚拟电厂商业模式主要内容需求侧响应虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。辅助服务交易虚拟电厂通过调配可控资源提供发电容量，参与电网调峰、调频、备用，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。电力现货交易虚拟电厂帮助新能源发电厂、售电公司、配售电公司等电力市场主体优化发电出力或用电负荷，进行峰谷套利或避免偏差考核，并获取分成收入。激励补贴通过政府政策补贴，降低成本，获得补贴收益。参与电网调节获取电网调节收益，降低运营成本的同时，该平台也因能给资源业主带来额外价值而获得充电站、光伏电站运营商的青睐，迅速占据并扩大了市场份额。资料来源：朗新研究院公众号，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com121.3虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设虚拟电厂在经济性方面具备显著优势，前期投入为200-400元/KW，建设/运营/激励等环节投资为853元/KW。灵活性资源建设中可以分为电源侧、储能、需求侧、电网侧等。从建设的固定成本来看：1.常规煤电灵活性改造成本600-700元/KW，燃煤热联灵活性改造成本300-500元/KW，注意这里的成本只是固定成本投入，改造之后会增加机组的磨损以及老化，从而增加折旧成本，并且灵活性调节本质等于在稳定运行的前提下减少发电，因此会损失发电收益。2.储能来看，抽水蓄能建设成本为6300-7200元/KW，电化学储能建设成本为1500元/kWh，今年来看，储能的造价因碳酸锂的价格大幅下降有明显降低。3.需求侧来看，需求响应前期平台建设、设备更换等投入只需要200-400元/KW。另外，根据国家电网测算，满足5%的峰值负荷，通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元。我们按照2022年的最大负荷12.9亿千瓦的5%，虚拟电厂建设运营激励等环节投资550亿元进行测算，得到单位投资为853元/KW。我们认为虚拟电厂具有较好的经济性的重要原因之一为：虚拟电厂并不需要新建设灵活性资源，他起到的作用是聚合存量的规模较小而难以发挥作用的灵活性资源，因此建设虚拟电厂基本上需要的为通信、软硬件等建设，而不需要灵活性资源的建设，成本较低。表5：各类资源提升灵活性的成本构成资源灵活性成本构成固定成本投入1成本增量机会成本电源侧灵活性改造煤电常规煤电灵活性改造投资成本2600-700元/千瓦低负载运行产生的可变成本增量14-20克/千瓦时机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃煤热电联产灵活性改造投资成本2300-500元/千瓦低负载运行产生的可变成本增量机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃气电厂建设投资成本新建气电：2630-3546元/千瓦；气电置换煤电：7013-9457元/千瓦3运行维护成本低负载运行时高于0.56-0.58元/千瓦时无常规水电常规水电通常发挥基础发电功能频繁变水流量造成的水轮机叶片寿命损耗损失部分发电收益核电无燃料循环成本增量设备维护更换成本增量损失部分发电收益储能抽水蓄能投资建设成本6300-7200元/千瓦运行维护成本电化学储能投资建设成本1.5元/瓦·时运行维护成本退役处置成本绿氢投资建设成本1.71元/Nm3生产成本19.5-65元/千克运输成本3.9-13元/千克损失部分发电收益产生其余储能投资建设成本生产成本运行维护成本损失部分发电收益需求侧需求响应前期平台建设、设备更换等投入200~400元/千瓦运行维护成本中断、转移生产的机会成本请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com13微电网微电网与主网连接的平台建设、设备更换等投入运行维护成本中断、转移生产的机会成本电动汽车前期平台建设、设备更换等投入充电桩2000-6000元其他成本约70元/m2运行维护成本无电网侧互联互济建设投资成本1.56元/千米·瓦运行维护成本-市场机制优化运行更短时调度策略、更灵活的运行方式和市场机制有助于降低灵活性成本资料来源：自然资源保护协会中国电力圆桌，信达证券研发中心。注：1：区别于单位装机容量的投资，此处为单位千瓦灵活性提升对应固定成本投入2：为单位千瓦灵活性提升规模的成本，区别于电源装机容量单位造价3：指通过气电(最小出力为额定的20%)替换煤电(最小出力为额定的50%)提升供给向下灵活性请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com14二、顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔2.1中央政策方向明确，虚拟电厂的建设有望加速中央部委多次提及建立虚拟电厂，近两年政策密集出台。从政策发展脉络来看，2015年国家能源局以及发改委便提及虚拟电厂的商业模式创新，发展至今由更多实施细则不断推出，比如《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确提及相关的灵活性资源（用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源），以及市场参与者（负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等）；《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》提及建立一批适用于分布式能源的“源-网-荷-储-数”综合虚拟电厂。从政策的出台看密度来看，近两年的政策密集出台，虚拟电厂的建设有望加速推进。我们认为政策明显加快的原因一方面是电力市场持续深入推进叠加用户侧灵活性资源不断建设、挖掘，虚拟电厂的基础建设逐步完善，另一方面是新能源装机、发电量节节攀升，电网消纳压力逐步增大，灵活性资源的建设迫在眉睫，因此需要挖掘用户侧的灵活性调节资源，从而虚拟电厂在政策上来看，呈现加速建设的态势。表6：虚拟电厂国家政策时间发布单位政策名称主要内容2015.7国家发展改革委国家能源局《关于促进智能电网发展的指导意见》(发改运行[2015]1518号)依托示范工程开展电动汽车智能充电服务、可再生能源发电与储能协调运行、智能用电一站式服务。虚拟电厂等重点领域的商业模式创新2021.3.5国家发展改革委国家能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规[2021]280号)充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过康拟电厂等一体化聚合模式，种与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力2021.7.25国家发展改革委国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规[2021]1051号)鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式2021.10.26国务院《2023年前碳达峰行动方案》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。2022.1.28国家发展改革委国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改[2022]118号）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2022.2.10国家发展改革委国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源[2022]206号）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，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，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。2022.3.17国家能源局《2022年能源工作指导意见》健全峰时电价、峰谷电价，支持用户侧储能多元化发展，充分挖掘需求侧潜力，引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。2022.3.22国家发展改革委国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源[2022]210号）开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、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。2022.8科技部《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》建立一批适用于分布式能源的“源-网-荷-储-数”综合虚拟电厂2022.11.1国家能源局《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》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2023.3国家能源局《国家能源局关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》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。2023.5国家发展改革委《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》建立和完善需求侧资源与电力运行调节的街接机制，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。重点推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等技术的创新和应用。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com152023.5国家发展改革委《电力负荷管理办法(征求意见稿)》各级电力运行主管部门应指导电网企业统筹推进本地区新型电力负荷管理系统建设，制定负荷资源接入年度目标，逐步实现10千伏及以上高压用户全覆盖。负荷聚合商、虚拟电厂应接入新型电力负荷管理系统。到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030年.形成规模化的实时需求响应能力结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。2023.7.11中央深改委《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》要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。资料来源：国家各部委网站，新华社，信达证券研发中心整理各省出台电力需求侧响应利好政策，助力构建需求侧响应盈利性。近几年，各省先后出台需求侧响应的细则，明确需求侧响应的参与规则、收益计算模式以及响应价格。准入门槛来看，虚拟电厂或负荷聚合商的准入门槛多数为1000KW，部分地区如山东（5MW以上）、陕西（2MW以上）、安徽（5MW以上）、福建（2.5MW以上）要求更高。收益模式来看，补偿基准价格基本上为4元/kWh，如福建、浙江，其他省份价格有所差别，基本在0-5元/kWh之间，另外部分省份如浙江、河北、安徽等地区设置了容量补贴。政策多为2022-2023年出台，我们预计未来更多省份有望出台相关利好政策，虚拟电厂的盈利模式有望初步打通。表7：各省电力需求响应补贴政策汇总省份时间政策准入条件内容贵州2023.07.10《贵州省电力需求响参与交易:应实施方案(试行)》电力用户直接或由负荷聚合商代理参与交易；虚拟电厂响应能力≥1000kW，单个需求响应资源响应能力≥100kW，响应时长≥1h响应时长:原则上响应时长不低于1小时。响应价格:响应价格上限为1.5元/千瓦时。福建-厦门2023.06.09《厦门市电力需求响应实施方案(2023-2025)》电力用户：响应负荷能力≥200kW；负荷聚合商：聚合响应负荷能力≥1000kW用户需求响应补贴=实际响应负荷量x响应时间X补贴价格系数x响应速度系数x补偿基准价格补偿基准价格:4元/kwh补贴价格系数和响应速度系数分别为0~1、1~3福建2022.05.24《福建省电力需求响应实施方案(试行)》电力用户:响应负荷能力≥200kW；负荷聚合商：聚合响应负荷能力≥2500kW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x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x响应市场补贴价格系数x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%，补贴价格系数头0.6:>80%，补贴价格系数为1浙江-瑞安2023.05.31《2023年瑞安市有序用电和电力需求响应工作方案》/日前需求响应：电量补贴单价竞价出清价格，不超过4元/kWh；小时级别需求响应:电量补贴单价：年度固定单价4元/kwh；容量补贴力度:旺季1元/kw、次旺季:0.25元/kw；秒级需求响应：电量补贴单价年度固定单价4元/kwh；量补贴力度:旺季:0.5元/kW、次旺季:0.1元/kW；分钟级需求响应：电量补贴单价:年度固定单价4元/kWh;容量补贴力度:旺季:4元/kW、次旺季:1元/kw。浙江-衢州2022.10.27《衢州市本级2022年电力需求响应补贴实施办法》有效参与响应目拥有独立用电户号、满足计量采集要求的工商业用电主体市本级(含柯域、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浙江2021.06.08《关于开展2021年度电力需求响应工作的通知》电力用户:响应时间≥30分钟；负荷聚合商:聚合总响应能力≥1000kW，响应时间≥30分钟日前削峰: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)广东2023.05.19《关于广东省市场化需求响应相关事项的通知》/灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格1.5元/kWh执行请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com16广东2022.04.16《广东省市场化需求响应实施细则(试行)》电力用户:大用户年电量大于等于500万kW:负荷聚合商:非直控虚拟电厂调节能力为所聚合响应资源的响应能力之和且≥0.3MW，单次响应持续时间≥2h;直控虚拟电厂上下调节能力应分别≥10MW，调节速率不低于(出力上限2%)/分钟，对调度指令的响应时间≤1m，单次响应持续时间≥2h。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云南2023.04.21《甘肃电力需求响应市场实施方案(试行)》电力用户:响应能力≥1000kW负荷聚合商:响应能力≥1000kW储能运营商:储能资源总充放电功率≥5000kW，持续时长≥2h，4h内响应能力实时响应补贴：全年统一2.5元/kMh，每天不多于3次，每次不超过3小时；邀约型响应：削峰类：0-5元/kWh；填谷类：0-1元/kWh甘肃2023.04.21《甘肃电力需求响应市场实施方案(试行)》电力用户:响应能力≥1000kW，响应时间≥1h;负荷聚合商：响应能力≥5000kW，响应时间≥1h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相应收益折算系数进行结算。折算系数:80%≤实际相应负荷<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%；实际响应负荷未达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2023.04.19《关于四川电网试行需求侧市场化响应电:个政策有关事项的通知》/需求响应:0-3元/kWh河北2023.04.06《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》电力用户:具有电网企业独立用户:编号的高压用户；负荷聚合商:单户运行容量在1000千伏安及以下，聚合削峰能力≥5000kW实时需求响应容量补偿:8元/kW·月电量补偿:日前响应电量补偿:按照出清价格进行补偿；日内响应电量补偿:提前4小时响应按照出清及价格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3倍进行补偿.河北2022.04.07《河北省电力需求响应市场运营规则》电力用户:10千伏及以上工商业用户负荷聚合商:聚合削峰能力≥3000kW采用“给予响应负荷的阶梯式”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<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>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；150%以上部分不予补贴。天津2023.01.11《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。天津2022.01.21《天津市2022年电力需求响应实施细则》电力用户:工业用户≥500kW，非工业用户≥100kW，响应持续时间≥30分钟；负荷集成商:1000kW≥聚合总响应能力≤20万kW，响应持续时间≥30分钟；虚拟电厂:1000kW≥响应能力≤20万kW，响应持续时间≥30分钟。邀约型：填谷需求响应1.2元/kWh；削峰需求响应2元/kW紧急型：削峰需求响应5元/kW（虚拟电厂优先，其余用户按照“容量优先”边际出清）补贴系数：实际响应率低于50%，不予补贴；实际响应率在50%（含）-120%（含）之间，按有效响应量乘以出清价格进行补贴；超过120%的部分，不予补贴。江苏2022.10.24《江苏省电力需求响应实施细则（修订征求意见稿）》电力用户、负荷集成商、拥有储能、充电桩设施、数据中心、基站等其他具备可中断负荷的用户和运营商可参与削峰:调控时间s2h，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/kwv请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com17宁夏2022.06.14《宁夏回族自治区电力需求响应管理办法》电力用户、负荷聚合商削峰:2元/kWh，补偿费用=有效响应量(千瓦)x补贴系数x补偿价格(元/千瓦时)x响应时长(小时)；填谷:0.35元/kwh，补偿费用=有效响应量(千瓦)x补贴系数x补偿价格(元/千瓦时)x响应时长(小时)山东2022.06.07《2022年全省电力可中断负荷需求响应工作方案》独立用户:工业用户>1000kW，非工业用户>400kW；具备单独控制和计量条件的电动汽车充电桩（站）、用户侧储能设施和中央空调可参与；负荷聚合商:属于当年度山东市场交易用户；虚拟电厂:总调节能力≥5MW，单日持续响应时间≤2h，可在接收电网通知后4h内响应。储能运营商:总充放电功率≥5MW，单日持续响应时间≥2h，可在接收电网通知后4h内响应。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试产价格计经济性需求响应：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2021.05.21《2021年陕西省电力需求响应工作方案》电力用户:响应能力≥200kW；负荷聚合商:响应能力≥2000kW削峰经济型非居民:调控时间32h，10元/kW·次，调控时间＞2h，15元/kW·次削峰经济型居民:调控时间s2h，5元/kW·次:调控时间＞2h，8元/kW·次削峰紧急型非居民:调控时间s1h，25元/kW·次:调控时间＞1h，35元/kW·次重庆2022.04.30《2022年重庆电网票求响应实施方案(试行)》电力用户:工业用户负荷响应量≥1000kW，商业用户负荷响应量≥100kW；移动通信基站、用户侧备用电源、数据中心、电动汽车充换电站、冻库等具备负荷自动调节能力也可参与；负荷聚合商:响应能力≥5000kW。削峰响应:工业用户:10元/kW/次:商业、移动通信基站、用户侧备用电源、数据中心、电动汽车充换电站、冻库等用户：15元/kW/次；填谷相应：1元/kW/次安徽2022.01.19《安徽省电力需求响应实施方案(试行)》电力用户:工业用户负荷响应量≥1000kW，商业用户负荷响应量≥200kW；负荷聚合商:响应能力≥5000kW。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，淡季1元/kW·月广西2021.12.30《广西电力市场化需求响应实施方案(试行)》电力用户:最响应能力≥200kW，响应时长≥1h；负荷集成商:响应能力≥1000kW，响应时长≥1h响应价格暂定为上限2.5元/kwh资料来源：能源电力说公众号，信达证券研发中心整理请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com182.2虚拟电厂的两大基础建设加速推进，虚拟电厂正处于0-1的过程虚拟电厂的两大基础建设分别为灵活性资源的建设或挖掘，电力市场的建设。这两大基础建设近期处于加速推进的态势。电力市场化改革逐步深化，现货市场、中长期市场、辅助服务市场等模块逐步完善。2022年1月国家发改委、国家能源局出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确指出到2025年初步全国统一电力市场体系。电力市场改革围绕电力商品属性为核心，建立完善电力现货市场、电力中长期交易市场、辅助服务市场等功能模块，引入储能电站、虚拟电厂、分布式能源等新型市场主体参与市场交易，利用市场机制优化电力资源配置，有利于促进新能源消纳和能源结构转型。表8：灵活性资源及电力市场建设政策分类时间发布单位政策名称主要内容灵活性资源2016.2.29国家发展改革委、能源局、工信部《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源[2016]392号）逐步培育虚拟电厂、负荷集成商等新型市场主体，增加灵活性资源供应。鼓励用户自主提供能量响应、调频、调峰等灵活的能源服务，以互联网平台为依托进行动态、实时的交易。进一步完善相关市场机制，兼容用户以直接、间接等多种方式自主参与灵活性资源市场交易的渠道。建立合理的灵活性资源补偿定价机制，保障灵活性资源投资拥有合理的收益回报。许市场主体自主协商或通过交易平台集中竞价等多种方式开展能源商品及灵活性资源等能源衍生品服务交易，最大限度地激发市场活力。2022.2.10国家发改委国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源[2022]206号）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。2022.3.22国家发改委国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源[2022]210号）在用电与灵活性资源方面，加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源。2023.4.10河南省发展和改革委员会《河南省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》结合新型用电领域、电力需求侧响应、综合能源服务等用能新模式新业态，加快探索虚拟电厂技术，充分利用需求侧灵活性资源。电力市场建设2023.5国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》通过实现输配电价和“购销价差”的脱钩，进一步理顺输配电价结构，明晰输配电价构成并加强数据披露等措施，从多方面进一步健全了输配电价监管体系，为电力市场建设发展铺平了道路，对推进加快构建新型电力系统具有重要意义。2023.5国家发展改革委《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》各地应扩大需求响应试点实施范围，结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场。支持、激励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，提供有偿调峰、调频等服务，逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡2023.5国家发展改革委《电力负荷管理办法(征求意见稿)》电力运行主管部门应推动需求响应与电力市场有序衔接、高效协同，逐步以更多市场化方式实现需求响应，推动需求侧资源进入电力市场，逐步将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施。2015国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场2022.1.30国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。资料来源：国家各部委官网，信达证券研发中心工商业储能是体现虚拟电厂灵活性的核心基础，虚拟电厂有望拓展工商业储能盈利模式。对于虚拟电厂而言，灵活性主要表现为为可调节负荷、用户侧储能。空调、电动汽车等需求侧的可调节性资源可以通过聚合方式参与虚拟电厂，从市场交易获益。考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7元/kWh（介于0.60-0.78元/kWh）以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com19短期来看，工商业储能需求2023-2025年有望达5.1、10.4、18.7GWh。在收益不断提升、成本不断下降、政策持续推动、缺电焦虑持续的情况下，我们预计未来两年经济性将推动工商业储能快速发展。我们基于以下假设：1）存量、新增分布式光伏配套储能渗透率不断提升，23年分别至1%、20%。2）配储比例逐步提升至15%。3）参考观研天下数据，独立工商业储能新增装机逐步提升至2023年的2.2GWh。我们测算工商业储能2023-2025年有望达5.1、10.4、18.7GWh。表9：以分布式光伏配储+独立工商业储能为逻辑测算工商业储能装机规模及市场空间预测单位202120222023E2024E2025E累计工商业光伏装机量65.791.56133.56183.56240.56存量渗透率%0.15%0.30%1.00%2.00%3%新增工商业光伏装机量GW7.425.86425057新增渗透率%4%8%20%40%60%配储比例%5%10%15%17%20%配储时长h22222存量工商业光伏配套储能装机量GWh0.200.050.401.252.41新增工商业光伏配套储能装机量GWh0.520.412.526.8013.68光伏配套工商业储能新增装机量GWh0.720.472.928.0516.09独立工商业储能新增装机功率GW0.200.621.091.191.31独立工商业储能新增装机量GWh0.401.242.182.382.62工商业储能新增装机量GWh1.121.715.1010.4318.71资料来源：国家能源局，观研天下，《中国工商业储能行业发展趋势分析与投资前景预测报告(2023-2030年)》，《2022中国分布式光伏行业发展白皮书》，信达证券研发中心测算厄尔尼诺现象频发，空调改造助力节能。近年来，全球多地包括我国极端高温天气频发。日前，世界气象组织宣布，热带太平洋地区7年来首次形成厄尔尼诺条件，未来5年内大概率出现创纪录极端高温，在此背景下，空调带来的用电负荷将明显增加。据国网北京市电力公司消息，北京电网负荷增长明显，较去年同期增长约30%，其中空调等降温负荷占到了总负荷的35%，空调节能改造能够有效助力电力削峰。2021年，广州国际银行中心通过中央空调系统高效冷站节能改造服务项目，达到改造后年节能146.4万kWh，显著降低空调用电需求。图6：2022年上海市主要类型建筑分项用电占比情况资料来源：上海住房城乡建设管理公众号，信达证券研发中心0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%国家机关办公建筑办公建筑旅游饭店建筑商场建筑综合建筑医疗卫生建筑教育建筑照明与插座空调动力特殊请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com20电动汽车充电站聚合为虚拟电厂，参与需求侧响应进行电力填谷。截至2023年6月，我国新能源汽车保有量达1620万辆，占汽车总量的4.9%。其中，纯电动汽车保有量1259.4万辆,占新能源汽车总量的77.8%。作为全球最大的电动汽车市场，推动电动汽车和电网协同发展意义重大。图7：2017-2023年我国新能源车保有量（辆）及渗透率资料来源：wind，信达证券研发中心电动汽车作为高度灵活的移动储能单元，在调整用电负荷、参与需求侧响应进行电力填谷，消纳可再生能源方面具备较大潜力。2023年1月20日至25日，山东电网连续6天组织开展紧急型填谷电力需求响应，需求响应参与用户2572户次，最大填谷响应负荷93.92万千瓦，增加清洁能源消纳2344.08万千瓦时。将试点低压分布式光伏和电动汽车充电站可控负荷聚合为虚拟电厂，参与需求侧响应进行填谷，在试点分布式光伏参与填谷需求响应的同时，围绕“区块链+需求侧响应”场景落地开展创新应用。我们认为在灵活性资源与电力市场“双轮共驱”的背景下，虚拟电厂的发展建设有望水到渠成。0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%02,000,0004,000,0006,000,0008,000,00010,000,00012,000,00014,000,00016,000,00018,000,000中国:保有量:新能源汽车中国新能源车保有量渗透率请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com212.3我国虚拟电厂示范项目大幅增加，海外虚拟电厂商业模式趋于完善相比欧美国家，我国虚拟电厂仍处于起步阶段。从2000年以来，欧美国家已经在探索虚拟电厂在电力市场的应用，不同国家在虚拟电厂的发展方向上有所不同，欧洲虚拟电厂以聚合分布式电源为主；美国虚拟电厂则以负荷型的灵活性资源为主，美国许多州都在尝试家庭虚拟电厂，在加利福尼亚，用户每向电网输送1度电，可以获得2美元奖励；日本以聚合用户侧储能和分布式电源为主；澳大利亚以聚合用户侧储能为主。表10：国外主要虚拟电厂项目项目时间国家运营商内容虚拟电厂示范项目2019年7月澳大利亚AEMO澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，目前主要是参与紧急频率控制辅助服务市场和电能量市场，主要提供调频服务。欧洲最大的虚拟电厂2009年德国NextKraftwerke德国的虚拟电厂运营商组建了欧洲最大的虚拟电厂，资源包括很多的小的电厂，还有储能，以及电动汽车、工业负荷。基于模块化的设计，调控各类的分布式电源、用户和储能系统，实时显示记录当前的系统聚合资源运行状态。Sunverge虚拟电厂/美国SolarEdge北美建成投运的虚拟电厂装机规模约1000MW，其中大部分在美国，预计到2029年，北美虚拟电厂市场规模将达到8600MW。目前美国虚拟电厂试点项目数量超过20个，分布在14个联邦州。主要包括居民社区、工商业园区、分布式光伏、储能设施和电动汽车。主要基于需求响应计划发展，兼顾考虑可再生能源的利用，解决了小规模分布式电源不能参与电力市场的问题，目前已经成为负荷响应和分布式电源管理的一种新型解决方案。资料来源：CESA储能大会公众号，中国电力科学研究院，信达证券研发中心我国虚拟电厂以试点示范为主，项目实际收益亟待提高。从2016年上海虚拟电厂试点开始，我国虚拟电厂正式走向公众视野。近两年各地虚拟电厂试点明显加速，江浙沪广东等地区示范项目陆续建设，虚拟电厂的类型也从需求响应向综合性、发电侧、需求响应多元化资源发展。从收益水平来看，我们可以根据深圳公开的虚拟电厂测算实际的收益情况，国电投深圳能源发展有限公司虚拟电厂平台由国家电投集团上海发电设备成套设计研究院牵头研发，目前参与广东现货市场交易并获利，约0.274元/KWH。相比于固定成本投资200-400元/KW，仍然处于较低水平，商业模式亟需拓展。表11：虚拟电厂试点示范项目地区项目时间收益详情资源接入广东深圳虚拟电厂/一是广东省市场化的需求响应补贴，二是深圳市政府建立的本地补贴，三是通过南方区域两个细则规定的辅助服务的补贴。该平台已接入聚合商14家，装机容量约87万千瓦，分布式光伏容量是21万千瓦。河北冀北虚拟电厂2019年2019年起，冀北虚拟电厂全程参与华北调峰辅助服务市场，已在线连续提供调峰服务超过3200小时，累计消纳新能源电量3412万千瓦时，度电收益0.183元，运营商和用户总收益624.2万元。其中，虚拟电厂运营商收益395.95万元，用户侧资源收益228.25万元。资源接入方面，总容量达到358兆瓦，最大调节能力是240MW，覆盖范围包括张家口、秦皇岛、承德、廊坊、唐山，资源类型是11类19家。上海上海虚拟电厂2018年8月2018年起，黄浦区的商业建筑累计发电调度超过1200幢次，累计响应削峰负荷超过200兆瓦，单次调峰收益超过170万元，这还是非常可观的。上海虚拟电厂通过非常细分的分钟级、秒钟去组织交易，黄浦区约50%的商业建筑接入了虚拟电厂平台，响应资源约60MW。资料来源：CESA储能大会公众号，中国电力科学研究院，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com22我国的具体项目中，从聚合的资源来看，主要包括储能、负荷、分布式电源。比如深圳的项目主要的调节性资源为储能、充电站以及用户侧负荷比如数据中心、写字楼、工厂等；冀北的项目聚合资源相比深圳的项目多了如分布式光伏、空气源热泵等；江苏的项目主要资源为空调等负荷，也包括充电桩、储能等；浙江丽水项目的资源除用户侧的资源还包括小水电。从规模上看，示范项目的规模基本在100MW以上。深圳的总规模约367MW，冀北总规模约160MW，江苏单次削峰4020MW，最大填谷规模2570MW，上海总规模1000MW，华北用户侧资源达204MW，浙江丽水超过400MW。收益模式逐步多元化，未来有望随电力市场建设进一步丰富。虚拟电厂的盈利模式总结起来：1.电网辅助服务，提高电网的弹性和调节能力，比如深圳、冀北、华北国网VPP示范项目；2.需求侧响应服务，特质电网调动的需求侧响应从而获得服务收益，这种模式最为普遍，实际上是其中一种辅助服务；3.参与电力市场，通过市场交易而获得收益；4.能效优化，为大用户提供能源资源优化管理服务，预测电力市场价格波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入，比如深圳、冀北项目。我们认为，现有项目的盈利处于拓展阶段，盈利模式逐步多样化，未来的盈利模式有望随电力市场的建设和完善进一步丰富。日本来看，丰富的电力市场品类带动虚拟电厂盈利模式丰富。相比于我国的虚拟电厂，日本的项目的收益模式种类更多。输配电可以稳定系统，包括调频、调压、供需平衡，而我国主要以削峰填谷为主。售电侧可以弥补电量不足产生的费用差额，我国的虚拟电厂暂时无此种收益。用户侧收益模式增加设备利用最大收益化（将电源、储能的富余空间通过负荷侧市场进行交易）、参与激励协议。表12：日本虚拟电厂盈利模式总结受益方主要功能基本概要输配电侧稳定系统调频集成用户侧的分布式发电、储能装置、负荷控制和需求节约,通过实时市场为输配电企业提供各类服务。调压供需平衡优化投资利用蓄电池,减少系统或变电所的改造和增容零售电侧电力调配，弥补电量不足产生的费用差额负荷集成商及零售电商将已调配的电力通过负荷侧市场、期货市场、小时前市场进行间接交易用户侧减少电费支出削峰协议、优化购用电时段设备利用最大收益化将分散式电源和储能装置的富余空间通过负荷侧市场进行交易BCP遇灾害时利用分布式电源和储能装置保供电激励协议型DR用户参与DR获取激励报酬发电侧减少可再生能源弃电利用储能装置的调配,最大限度利用可再生能源资料来源：《虚拟电厂市场发展前景及实践思考》封红丽，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com23欧洲来看，虚拟电厂的资源主要为发电侧资源，收益模式主要电网平衡服务和用户侧服务。从聚合资源来看，欧洲的资源主要为风电、光伏机组以及储能装置。从规模上看，整体差异较大，比如德国BAYWA.RE项目，规模只有3.3MW，而德国ENTELIOS项目规模达1GW以上。从收益模式上看，主要包括电网平衡服务（其中包括调频调峰）、增加发电收益、资源管理优化，还包括用户侧的需求响应、供电作用。表13：德国虚拟电厂项目情况以及其盈利模式情况国家类型项目代表介绍收益德国发电侧、需求侧、储能测NEXTKRAFT-WERKE2021年建设，规模9016MW，独立虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、电力公司白标解决方案、需求响应（工商业）德国发电侧、需求侧、储能测E2M2021年建设，规模3.260MW，独立虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、电力公司白标解决方案、需求响应（工商业）德国需求侧ENTELIOS2018年建设，规模1GW以上，独立虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、电力公司白标解决方案、需求响应（工商业）德国发电侧、需求侧GETEC-ENER-GIE规模3000MW以上，独立虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、需求响应（工商业）德国发电侧、需求侧MVVENERGIE2015年建设，规模500MW，电力公司虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、向消费者供电德国发电侧BAYWA.RE2019年建设，规模3.3MW，电力公司虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、向消费者供电德国储能SONNEN新型市场参与者虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、需求响应（工商业）、需求响应（家庭）、向消费者供电资料来源：《虚拟电厂市场发展前景及实践思考》（封红丽），信达证券研发中心我国与海外的虚拟电厂的发展差距，主要来自电力市场的成熟度差异，我们预期未来或将有相关政策逐步出台落地。成熟的市场机制是虚拟电厂发展的沃土，其不仅包括多元化的市场，如电能量、辅助服务、容量等，还包括对主体地位明确、交易规则健全等。我们认为，未来几年我国有望逐步出台相关政策，虚拟电厂产业也有望受到催化。2.4虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发我们测算得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元，其中平台建设约244.5亿元，2030年产业链市场空间有望达917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，2025年的我国各省目标的需求响应能力为最大用电负荷的3-5%，根据中电联的测算2025年最大负荷为16.3亿千瓦，按需求响应能力为5%计算，对应的虚拟电厂调节能力为82GW。根据国家电网数据，我们前文测算得到虚拟电厂的运营、激励、建设的单位投资成本为853元/KW，其中平台费用假设为300元/KW，因此我们得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元，其中平台建设约244.5亿元。假设最大负荷按照每年3%的增速增长，我们测算得到2030年的最大负荷为1890GW，若虚拟电厂调节能力占比10%，以类似的逻辑我们测算得到2030年产业链市场空间有望达917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。表14：我国虚拟电厂空间测算指标单位2025E2030E最大负荷GW16301890虚拟电厂负荷调节能力占比5%10%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com24虚拟电厂累计调节负荷GW81.5189虚拟电厂新增调节负荷GW81.5107.5虚拟电厂总体单位投资（包括运营、激励）元/KW853853虚拟电厂前期平台建设元/KW300300虚拟电厂产业链总市场空间（包括运营、激励等）亿元695.2917.0虚拟电厂平台建设、设备投入等总市场空间亿元244.5322.5资料来源：信达证券研发中心测算虚拟电厂在峰谷差率较高，电力市场进度较快的省份有望率先上量。从峰谷价差来看，广东、湖南、海南、重庆、上海、湖北、浙江、河南、江苏、安徽、山东、天津位于前列，价差超过0.8元/kWh，其反应这些省市的消纳压力较大，对虚拟电厂的需求迫切。从电力市场化的进度来看，2017年我国敲定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区开放电力现货市场，2019年上述8个市场全面模拟试运行。2021年4月第二批现货市场公布，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市被列入。第一批区域市场运行时间长，较为领先。因此综合来看，我们认为广东、浙江、山东、四川等地有望成为虚拟电厂率先起量的省份，其产业链也有望率先快速发展。图8：2023年7月高峰-低谷电价差资料来源：储能与电力市场公众号，信达证券研发中心00.20.40.60.811.21.4广东（珠三角五市）广东（江门市）广东（惠州）湖南广东（东西两翼地区）海南重庆上海湖北广东（粤北山区）浙江河南江苏江西安徽山东天津陕西（陕西电网）吉林河北南陕西（榆林电网）四川黑龙江辽宁广西冀北福建内蒙古东贵州山西北京新疆青海云南宁夏甘肃2023年7月高峰-低谷电价差请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com25三、看好虚拟电厂系统产业链投资机会，具有先发优势企业有望受益3.1看好虚拟电厂上中游环节，当前竞争力在于项目积累与资源优势虚拟电厂产业链涉及上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方。上游基础资源主要包括可控负荷资源、灵活性资源和工商业储能设备。中游资源聚合商主要依靠互联网、大数据等，通过收集整合各方面的数据信息，增强虚拟电厂的统一协调控制能力，是虚拟电厂产业链的关键环节。产业链下游为电力需求方，由电网公司、售电公司和大用户构成。电网公司作为电网运营商，是电力市场的重要买方，同时也是我国目前虚拟电厂的主要收入来源。从投资角度来看，我们认为0-1的过程有望率先起量的是产业链的上游资源和中游设备建设。目前我国虚拟电厂处于初期阶段，按照建设进度来看，我们认为产业链发展最先受益的或为上游基础资源建设如风光、储能等建设，随后是平台建设，包括软件、硬件、总包等，随后待电力市场建设完善，商业模式跑通，运营商的利润有望发生改善。因此在此阶段我们认为可以关注产业链中游系统平台建设相关企业。图9：虚拟电厂产业图谱资料来源：信达证券研发中心虚拟电厂管理平台由国家电网建设，电力资质是参与虚拟电厂的门槛性壁垒。整体来看，虚拟电厂的注册需要具备相关的资质和条件，包括合法有效的营业执照、电力行业的相应资质以及一定的技术能力，包括电力市场运作、电力负荷预测与调度技术等，以确保虚拟电厂能够正常运营和提供可靠的电力服务。目前我国虚拟电厂平台需要国家电网管理，由各地能源局、电力监管机构对参与虚拟电厂工作的电力用户进行资质审批。因此虚拟电厂参与者的门槛壁垒是资质壁垒。通信系统是虚拟电厂功能的关键，具有一定的技术壁垒。虚拟电厂主要包括发电系统、储请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com26能设备和通信系统三部分构成，其中通信系统是虚拟电厂的核心。虚拟电厂的三部分中，电力终端传感器和电力通道的差距不大，主要差异在主控系统的技术水平。主控系统更加发达的平台可以协调更多元素，优化调度方式，实时报价更加精准。灵活性资源聚集依赖高度的数字化技术能力，一方面随着分布式光伏、分布式储能、智能充电桩、各类智能负荷（尤其是电力电子类的负荷设备，比如变频器、开关电源等）的大量并网，对于10kV及以下的用户配电系统的数字化重构是数据采集的技术难点所在。另一方面，以电网资产资源模型、电网拓扑模型、电网两侧模型作为支撑的系统级模型和实时测控数据，是虚拟电厂在用户配电系统中落地的关键。企业的核心竞争力主要为项目积累和先发优势。虚拟电厂的系统平台对接灵活性资源和电网、电力市场，需要对电力系统有较深刻的理解。并且虚拟电厂现在为0-1的过程，过去的项目经验可以优化公司的软件模型，也有望成为公司继续参与虚拟电厂的“名片”进而形成品牌效应。另外，对于系统的模型来说，收集的数据量关系到模型的准确性，项目积累的越多，数据接受量越多，进而模型的准确性越高，进而有望与其他的竞争者拉开差距。虚拟电厂需要聚合灵活性资源，资源规模影响虚拟电厂的规模。虚拟电厂的资源可以来自自己运营的灵活性资源，比如储能、分布式能源等，也可以与其他厂家签订协议，按照一定比例进行利益分配。虚拟电厂运营商格局尚未形成时，能聚合更多资源的虚拟电厂更容易形成规模效应。表14：虚拟电厂建设壁垒及优势类型内容壁垒资质壁垒目前我国虚拟电厂平台需要国家电网管理，由各地能源局、电力监管机构对参与虚拟电厂工作的电力用户进行资质审批。技术壁垒虚拟电厂主要包括发电系统、储能设备和通信系统三部分构成，其中通信系统是虚拟电厂的核心。虚拟电厂的三部分中，电力终端传感器和电力通道的差距不大，主要差异在主控系统的技术水平。优势先发优势对于系统的模型来说，收集的数据量关系到模型的准确性，项目积累的越多，数据接受量越多，进而模型的准确性越高，进而有望与其他的竞争者拉开差距。资源优势虚拟电厂的资源来自于自己运营的灵活性资源或和其他企业合作分配利润，能聚合更多资源的虚拟电厂更容易形成规模效应。资料来源：信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com27四、投资建议风光发电波动性带来电力系统灵活性调节需求，虚拟电厂作为一个资源整合的平台系统，聚合已有的分布式的能源，是具有经济性的灵活性资源建设。近年来看，中央以及各省都有相关利好政策出台，我国正处于虚拟电厂0-1的发展过程。随着分布式能源、工商业储能、电动车的建设，虚拟电厂的可整合的灵活性资源逐渐丰富。各个省份电力市场持续深化推进，虚拟电厂盈利模式有望逐步打通，未来的市场空间广阔。⚫建议关注率先布局虚拟电厂业务的系统平台建设企业：四方股份、苏文电能、安科瑞、国能日新、东方电子、国网信通、恒实科技、朗新科技、国电南瑞等⚫建议关注具有灵活性资源，参与虚拟电厂运营相关企业：芯能科技、特锐德、晶科科技等表16：虚拟电厂相关标的估值分类股票代码股票简称市值（亿元）归母净利润（亿元）PE2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E系统平台建设方601126.SH四方股份121.895.437.088.6610.1722.4417.2214.0811.99300982.SZ苏文电能66.012.564.586.198.0525.7714.4010.678.20300286.SZ安科瑞57.721.712.403.414.6833.8324.0216.9312.32301162.SZ国能日新56.320.670.971.261.6383.9658.1744.8334.47000682.SZ东方电子108.604.385.617.148.8924.7719.3415.2112.22600131.SH国网信通185.678.029.7211.3512.7923.1619.1016.3714.51300513.SZ恒实科技36.510.310.731.111.57118.7250.1532.8523.27300682.SZ朗新科技210.605.149.3112.9217.0840.9522.6216.3012.33600406.SH国电南瑞1785.0264.4674.4786.85100.2227.6923.9720.5517.81资源运营方603105.SH芯能科技65.851.922.583.394.2834.3825.5119.4015.40300001.SZ特锐德188.162.723.625.548.5669.1351.9133.9921.98601778.SH晶科科技130.342.095.097.269.7662.2925.5917.9613.35资料来源：Wind，信达证券研发中心。注股价截至2023年9月20日.注：四方股份为信达证券预测，其他公司为wind一致预期。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com28五、风险因素原材料价格波动风险。原材料价格波动可能会影响工商业储能需求，进而影响行业的发展。虚拟电厂建设不及预期。虚拟电厂给工商业带来的是质的改变，但虚拟电厂建设处于早期阶段，若建设进度不及预期，工商业储能发展或受到影响。国内外相关政策风险。若未来国内外宏观经济环境及国家相关产业政策发生变化，下游行业景气度下降或者相关投资需求下降，将会影响行业发展。市场发展不及预期。本文对工商业储能等市场空间测算是基于一定前提假设，存在假设条件不成立、市场发展不及预期等因素导致测算结果偏差。[Table_Introduction]请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com29研究团队简介武浩，新能源与电力设备行业首席分析师，中央财经大学金融硕士，曾任东兴证券基金业务部研究员，2020年加入信达证券研发中心，负责电力设备新能源行业研究。黄楷，电力设备新能源行业分析师，墨尔本大学工学硕士，伦敦卡斯商学院金融硕士，3年行业研究经验，2022年加入信达证券研发中心，负责光伏行业研究。曾一赟，新能源与电力设备行业研究助理，悉尼大学经济分析硕士，中山大学金融学学士，2022年加入信达证券研发中心，负责电力设备及储能行业研究。陈玫洁，团队成员，上海财经大学会计硕士，2022年加入信达证券研发中心，负责锂电材料行业研究。孙然，新能源与电力设备行业研究助理，山东大学金融硕士，2022年加入信达证券研发中心，负责新能源车行业研究。王煊林，新能源与电力设备行业研究助理，复旦大学金融硕士，1年行业研究经验，2023年加入信达证券研究所，负责风电行业研究。李宇霆，团队成员，澳洲国立大学经济学硕士，上海财经大学学士，2023年加入信达证券研发中心，负责光伏行业研究。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com30分析师声明负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明，本人具有证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告；本报告所表述的所有观点准确反映了分析师本人的研究观点；本人薪酬的任何组成部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。免责声明信达证券股份有限公司(以下简称“信达证券”)具有中国证监会批复的证券投资咨询业务资格。本报告由信达证券制作并发布。本报告是针对与信达证券签署服务协议的签约客户的专属研究产品，为该类客户进行投资决策时提供辅助和参考，双方对权利与义务均有严格约定。本报告仅提供给上述特定客户，并不面向公众发布。信达证券不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。客户应当认识到有关本报告的电话、短信、邮件提示仅为研究观点的简要沟通，对本报告的参考使用须以本报告的完整版本为准。本报告是基于信达证券认为可靠的已公开信息编制，但信达证券不保证所载信息的准确性和完整性。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告最初出具日的观点和判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会出现不同程度的波动，涉及证券或投资标的的历史表现不应作为日后表现的保证。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，致使信达证券发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告，对此信达证券可不发出特别通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测仅供参考，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人做出邀请。在法律允许的情况下，信达证券或其关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能会为这些公司正在提供或争取提供投资银行业务服务。本报告版权仅为信达证券所有。未经信达证券书面同意，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。若信达证券以外的机构向其客户发放本报告，则由该机构独自为此发送行为负责，信达证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成信达证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经信达证券授权，私自转载或者转发本报告，所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。信达证券将保留随时追究其法律责任的权利。评级说明风险提示证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能，也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售，投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下，信达证券不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。投资建议的比较标准股票投资评级行业投资评级本报告采用的基准指数：沪深300指数（以下简称基准）；时间段：报告发布之日起6个月内。买入：股价相对强于基准20％以上；看好：行业指数超越基准；增持：股价相对强于基准5％～20％；中性：行业指数与基准基本持平；持有：股价相对基准波动在±5%之间；看淡：行业指数弱于基准。卖出：股价相对弱于基准5％以下。