新能源IT近期政策解读与数据跟踪：虚拟电厂持续升温，电价波动趋势明显

分析师：刘泽晶 SAC NO：S1120520020002 邮箱：liuzj1@hx168.com.cn 联系人：李杨玲 邮箱：liyl81@hx168.com.cn 核心逻辑 负荷/需求侧管理：重磅文件发布，凸显需求响应重要性，虚拟电厂是重要参与主体。 5月19日，国家发改委发布向社会公开征求《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）》意见的公告。 文件重点新增了“需求响应”章节，突出了新型电力系统中负荷管理及需求响应的重要性，今年全国电力供需形势持续偏紧，负荷侧调节是能源保供工作的长效举措，我们预计后续各省相关细则文件有望持续落地。 文件强调了虚拟电厂作为参与需求响应的重要主体，虚拟电厂等作为参与负荷侧调节及需求响应的重要主体有望受益。 电价：第三轮输配电价改革开启，为推进电力市场奠基。 5月15日，发改委价格司颁布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。我们认为，本轮输配电价改革理顺了输配电价结构，有利于电价浮动、有利于加快推动电力市场建设；调节性成本单列，体现出未来用户为调节性资源（如虚拟电厂）付费的趋势。 各地峰谷电价差保持扩大趋势。根据CNESA统计，2023H1全国19个地区峰谷电价差超0.7元/kWh；2023年5月超2/3区域较去年同期峰谷价差拉大。 新型电力系统：当前至2030年，将是新型电力系统的【加速转型期】。 6月2日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定新型电力系统“三步走”发展路径，当前至2030年，将是新型电力系统的【加速转型期】，我们预计能源IT需求将快速爆发，迎来黄金发展阶段。 投资建议：重点关注电力市场化标的国能日新、用户侧/微电网标的安科瑞、配网/虚拟电厂标的东方电子、用户侧/虚拟电厂标的朗新科技受益标的还包括：国网信通、国电南瑞、南网科技、恒实科技、远光软件、特锐德、威胜信息等。 风险提示：1）政策落地不及预期；2）新型电力系统技术发展不及预期；3）电力市场改革不及预期；4）市场系统性风险等。 近期政策解读与数据跟踪 投资建议与风险提示 近期政策解读与数据跟踪 1.1.1负荷/需求侧管理：重磅文件发布，凸显需求响应重要性 重磅文件发布，负荷/需求侧管理重要性更加凸显。5月19日，国家发改委发布向社会公开征求《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）》意见的公告。 新版《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》较2017版本做了较大幅度的修订，重点新增了“需求响应”章节，原有节约用电、电能替代、绿色用电、有序用电等章节也有较大幅度的新增。 《电力负荷管理办法（征求意见稿）》在 2011年《有序用电管理办法》的基础上修订，“需求响应”为重点章节，表明将需求响应作为电力负荷管理的重要措施。 我们认为，此次两个文件的发布进一步突出了新型电力系统中负荷管理及需求响应的重要性，我们预计后续各省相关细则文件有望持续落地； 虚拟电厂等作为参与负荷侧调节及需求响应的重要主体有望受益。 1.1.1负荷/需求侧管理：强调虚拟电厂作为参与需求响应的重要主体 新版《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》新增了“需求响应”章节，我们认为重要新增内容包括：明确了响应能力建设的总体目标、明确以虚拟电厂方式聚合需求侧资源、鼓励负荷聚合商或虚拟电厂接入多种需求侧资源、明确手段以经济激励为主开展需求响应、推进需求侧资源参与电力市场常态化运行等。 1.1.1负荷/需求侧管理：提升对各地负荷控制能力的要求 除新增章节外，《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》对原有章节也进行了较大幅度的修订： 强调绿电、绿证交易。鼓励电力需求侧管理服务机构开展绿证交易以及碳交易等能源服务；支持电能替代项目开展绿电交易、绿证交易。 提升对各地负荷控制能力的要求。负荷控制能力应逐步达到本地区最大用电负荷20%（原为10%）以上；各地10千伏（6千伏）（原为100千伏）及以上高压电力用户应全部纳入负荷管理范围。 1.1.2负荷/需求侧管理：电力供需持续紧张，负荷侧调节是长效举措 今年全国电力供需将呈紧平衡态势，局部地区电力供需紧张。 根据国网能源研究院发布的《2023年中国电力供需形势分析报告》，2023年我国电力供需形势持续偏紧，局部地区在用电高峰存在电力缺口，今年夏季的电力保供形势并不乐观；去年全国的电力供需紧张以及部分地区较为严重的电力短缺问题依然可能会在今年延续。 有效发电装机容量增长速度低于用电负荷和用电量的增长。预计到2023年底，全国发电装机将达到28.4亿千瓦，同比+10.8%，高于用电负荷8%的增速。但考虑到新增装机中3/4都是风光装机，能提供的的有效发电负荷不超过50%。 1.1.2负荷/需求侧管理：虚拟电厂等有望核心受益 新型电力系统下的能源保供工作要求大力提升电力负荷的弹性。 电力需求响应通过引导需求侧电力负荷与供给侧新能源出力曲线的趋同，促进可再生能源电力的规模化消纳。 虚拟电厂聚合负荷侧资源，挖掘负荷调节能力，并兼具灵活性与经济性。 电网侧负荷控制管理系统建设有望加速。 《电力负荷管理办法（征求意见稿）》指出，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。新型电力负荷管理系统是指用于对电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台，是开展电力需求侧管理的信息技术辅助系统，是负荷管理工作的重要实施平台。 1.2.1电价：第三轮输配电价改革开启，为推进电力市场奠基 5月15日，发改委价格司颁布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐。 理顺价格是理顺商业逻辑、推进电力市场发展与新兴业态繁荣的基础。我们认为，此次改革的重要变化及意义包括： 输配电价结构更加合理，有利于电价浮动、有利于开展电力交易、有利于增量配网等主体增厚利润。 按“准许成本+合理收益”直接核定，从此电网企业的收入与历史的购售价差彻底脱钩，“秦归秦，楚归楚”，有利于电网购售电和输配电业务分开，有利于售电侧竞争和需求侧响应，有利于发电侧价格向用电侧的传导，加快市场化制度推进，有利于电价上浮。 不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件 1.2.1电价：第三轮输配电价改革开启，为推进电力市场奠基 2.调节性成本单列，为用户公平分摊系统公共成本，持续推进负荷侧调节奠定重要基础。 单列“系统运行费用”（包括辅助服务费），体现出未来用户为调节性资源（如虚拟电厂）付费的趋势，有利于后续相关政策的推进；同时，更有利于用电用户自愿加入负荷调节、调整用电行为。 3.输配电价普遍上浮，小用户用电成本抬升更明显。 此次改革明确分电压等级不分用户核定输配电价、分电压等级核定容需量电价，减少了不同用户类型、不同电压等级间的交叉补贴。对比本次和上次发布的的省级输配电价表，本次单一/两部制下电量电价均普遍上浮；容（需）量电价电压等级越小价格越高，则小用户用电成本抬升更明显。加之两部制电价范围扩大，我们认为有利于用户侧用电服务、微电网等需求释放及向下渗透。 1.2.2电价：各地峰谷电价差保持扩大趋势 2023H1全国19个地区峰谷电价差超0.7元/kWh。 根据中关村储能产业技术联盟负各省及地区电网代理购电价格的统计，2023H1峰谷价差最大的5个地区分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh。 2023年5月超2/3区域较去年同期峰谷价差拉大。 31个区域样本中有21个峰谷价差同比扩大，2个同比持平，8个同比缩窄；其中江西省扩大幅度最大，达到68.59%；河北省同比峰谷价差增长幅度排名第二，为33.51%。 1.2.3电价：山东负电价出现，现货市场不断完善 五一期间，山东电力现货市场出现连续22小时负电价。据山东省电力交易平台信息，5月1日-5月2日期间的48小时实时现货交易中，共32个小时出现负电价。其中，5月1日20时-5月2日17时，连续21个小时实时现货交易价格为负电价，最低实时电价出现在5月2日17时，为-8.5分/千瓦时，时长和金额“刷新了长周期现货试运行的负电价纪录”。 现货市场不断完善，电价波动加大。欧美国等较为成熟的电力市场出现负电价已是司空见惯，各省的零电价与山东的负电价概念相同，允许负电价出现进一步拉大电价波动。 反映出消纳能力、调节能力不足，市场化亟需推进。 负电价的出现暴露了新能源大规模并网与缺乏灵活性调节机组的结构性矛盾，也暴露了我国现有新能源消纳机制亟需市场化的紧迫性。负电价是新能源调节能力差的代价，有利于新能源自发加强调节能力、预测与市场交易能力。 1.3.1新型电力系统：蓝皮书发布，加速转型 6月2日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》。 蓝皮书提出，按照党中央提出的新时代“两步走”战略安排要求，锚定2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的战略目标，以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即：加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至 2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。 当前至2030年，将是新型电力系统的 【加速转型期】，我们预计能源IT需求将快速爆发，迎来黄金发展阶段。 1.3.1新型电力系统：蓝皮书发布，加速转型 根据蓝皮书，建设新型电力系统总体架构为：锚定一个基本目标，聚焦一条主线引领，加强四大体系建设，强化三维创新支撑。 基本目标：以助力规划建设新型能源体系为基本目标。 主线引领：以加快构建新型电力系统为主线。 四大体系建设：加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设。 三维创新支撑：强化适应新型电力系统的标准规范、核心技术与重大装备、相关政策与体制机制创新的三维基础支撑作用。 1.3.2新型电力系统：加强电力系统智慧化运行体系建设 根据《新型电力系统发展蓝皮书》，新型电力系统要加强电力系统智慧化运行体系建设： 具体主要体现在新型调度运行体系、电网智能升级、新型数字基础设施融合升级、构建能源数字经济平台四方面。 新型电力系统加强电力系统智慧化运行体系建设四个重要方向 新型调度运行体系 电网智能升级 提高新能源预测精度；建设新一代调度运行技术支持系统；建设以多时间尺度、平台化、智能化为特征的大电网仿真分析平台；构建全景观测、精准控制、主配协同的新型有源配电网调度模 创新应用“云大物移智链边”等技术，推动各类能源互联互通、互济互动。加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，推进各能源品种数据共享和价值挖掘，推动电网智能化升级。 式。 新型数字基础设施 构建能源数字经济平台 推进源网荷储和数字基础设施融合升级。深化电网数字化平台建设应用，打造业务中台、数据中台和技术中台，构建智慧物联体系。提高能源电力全环节全息感知能力，提升分布式能源、电动汽车和微 推动国家级能源云平台建设，接入各类能源数据，汇聚能源全产业链信息。加强能源数据网络设施建设，推动能源数据统一汇聚与共享应用，为能源电力产业链上下游企业提供“上云用数赋智”服务，打造电力市场服务生态体系。 电网接入互动能力。 投资建议与风险提示 2.1投资建议 投资建议：重点关注电力市场化标的国能日新、用户侧/微电网标的安科瑞、配网/虚拟电厂标的东方电子、用户侧/虚拟电厂标的朗新科技。 受益标的还包括：国网信通、国电南瑞、南网科技、恒实科技、远光软件、特锐德、威胜信息等。 1）国能日新：发电功率预测龙头，