2024年电新行业策略：拨云见日，掘金新机

1 电新行业 2023 年复盘

1.1 光伏 2023 年复盘：产业链供给过剩，长期需求空间确定

截至 12 月 29 日，2023 年以来光伏指数跌幅26.03%，万得全 A 跌幅 6.38%，光伏指数跌幅超万得全A 20 个百分点，整体表现较弱。2023 年初至 2023 年 3 月初，光伏指数与大盘走势相近，累计涨幅超 5%，市场对于光伏板块关注度较高，主要原因有两点：1）硅料价格持续下行，自240 元/kg 跌破 200 元/kg，产业链下游盈利预期改善；2）组件价格持续下行，自 1.90 元/w 下行至1.71 元/w，下游需求有放量预期，出货确定性增加。

2023 年 3 月至今，光伏指数跌幅扩大，累计跌幅超 26%，市场对于光伏板块整体偏悲观，主要原因有三点：1）欧洲出台《净零工业法案》，旨在确保到2030年欧盟至少 40%的太阳能电池板等在内的清洁需求要在欧洲本土制造，从长期看不利于我国组件企业出口至欧盟；2）欧洲天然气价格高位回落，欧洲居民电价整体下行，海外户用光伏安装迫切性放缓，虽然我国组件企业出口同比维持增涨但环比边际增速出现放缓趋势；3）供给格局恶化，尤其是主材产业链产能扩张较为激进，各个环节的价格、利润都在持续下行。

1.2 风电 2023 年复盘：整体装机不及预期，但海风装机未来可期

2023 年以来风电指数跌幅30.33%，万得全A 跌幅6.39%，风电指数跌幅超万得全A 24 个百分点，整体表现较弱。 2023 年初至 2 月初，风电指数仍未跑赢大盘，但实现近 3 个百分点的正收益，市场预期步入交付大年，排产交付预期提前起量。主要是因为2022 年风电装机表现不佳，但招标量大幅提升。我国2022 年全年风电新增装机 37.63GW，同比下降21%，风电招标规模达到 95GW，同比大幅增长 76%，因此市场认为高招标量预示着 2023 年有望成为风电装机的大年。

2023 年 2 月初至今，风电指数跌幅扩大，累计跌幅超 30%。截至到 2023 年 9 月，陆风风电装机不及预期，陆风整机、零部件降价压力较大、供给过剩，海风招标进展较慢、装机不及预期，整体板块表现较弱。10 月中旬起，随着航道、军事影响因素的缓解，广东、江苏省的海风项目稳步推进，海风需求开始逐渐向好，海风塔筒等环节开始起量，海风零部件迎来阶段性行情，但由于板块整体较弱，风电指数仍表现为震荡下行走势。

1.3 电网设备 2023 年复盘：电网设备走势较为稳健，受益于投资政策出台

电网设备行业格局稳定，具备基建属性。2023 年以来电网设备指数跌幅 1.44%，万得全A 跌幅6.38%，电网设备指数跑赢万得全 A 5 个百分点。2023 年初至 5 月初，电网设备指数前高后低。前期涨幅是因为预期将迎来新一轮特高压规划的落地，后期回调是因为尚无持续的催化。2022 年特高压建设放缓，国内风光大基地建设滚动推进，外送压力较大，2022 年末召开能源工作会议指定将驻马店—武汉、武汉—南昌、张北—胜利等多个项目纳入重点推进名单，市场预期特高压会迎来密集的核准、招标，可支撑2023、2024 年两年的业绩。

2023 年 5 月初至 7 月中旬，电网设备指数逆势上涨，累计涨幅超 6%。随着《电力需求侧管理办法》、《电力负荷管理办法》文件出台，结合人工智能在电网侧应用的加速发展，迎峰度夏下电力保供形势严峻，虚拟电厂及电力信息化引发市场关注。除此之外，订单的持续增加支撑业绩的高增长，Q2 业绩存在超预期，行业热度延续。 2023 年 7 月中旬至今，电网设备指数跌幅超14%。由于前期涨幅较大，叠加市场整体行情偏弱，电网设备板块有所回调。另外，板块企业三季度业绩符合预期，市场对于 2024 年电网投资的方向及相关公司业绩高增长的持续性有所担忧。

2 光伏：触底回升，关注新技术与辅材

2.1 需求：短期出口增长有压力，长期需求空间确定

2023 年产业链价格持续下跌，刺激下游终端需求，亚欧地区装机需求较为强烈。2023 年中国、欧洲仍为需求的重点支撑，光伏新增装机分别达到150GW、65-70GW；美国市场需求在供应链缓和背景下有望加速增长，实现新增装机规模 30GW 左右，新兴市场将延续增长势头。 预计 2024 年全球装机需求从高速增长回归理性。我们预计 2024 年全球光伏新增装机需求仍持续增长，装机需求在 485GW 左右，增幅约21%左右，较2023 年增幅有边际下滑。

分区域来看，亚欧光伏装机需求进入调整，美洲市场高增速有望延续；中东非市场整体保持较高增速。我国是全球装机占比最高的国家，2023 年以来光伏地面电站成本下降带来安装高峰，预计2024 年整体增速将放缓。2023 年预计装机有160GW 左右，占全球近 40%份额。2023 年 1 至 10 月我国实现光伏新增装机143.15GW，同比增长 147%。考虑到电网的消纳压力，我们预计 2024 年我国的光伏装机增速约为20%，新增装机为 190GW 左右。

美国方面，我们预期 2023 年美国光伏装机需求可达 27GW，同比增长 34%。美国能源情报署（EIA）预计2024 年新增光伏装机 36GW，同比增长33%，维持高增长态势。短期美国会随着降息预期的利好，加大对光伏电站的投资。长期来看，美国光伏装机还有很大的空间。Wood Mackenzie 预计美国光伏市场的规模将在未来五年翻三番，到 2028 年，太阳能总装机容量将达到 378GW。

欧洲方面，Rystad Energy 研究预计2023 年欧洲光伏装机需求可达 58GW，同比增长38%，我们预期2024 年装机需求为 65GW 左右，同比增长16%，装机增速放缓。欧洲市场经过 2023 年以来的组件清理库存、电价回落等影响，预计 2024 年欧洲光伏装机保持平稳增长。根据欧盟委员会设定了至2030 年太阳能装机容量达到 750GW 的目标，从 2024 年起每年至少完成70GW。

中东方面，光伏装机需求增速较高。近期随着中沙合作进一步加深，对沙特的组件出口开始爆发，沙特 9 月中国光伏组件需求约 1.2 GW，占当月中东市场需求的 63%，2023 年累计进口已达约5.2 GW，相比2022 年全年约 1.2 GW 快速成长。我们预期2024 年中东市场新增光伏装机需求达 7GW 左右，考虑到2023年目标新增装机 20GW 尚未达成，预计2024 年光伏新增装机为 13GW，同比增长 86%。 综上，根据全球新增装机占比来推算，前三大装机国（地区）中、欧、美（占比60%）2024 年为了实现各自目标能够带来约 291GW 的装机需求，对应全球约 485GW 装机。

2.2 供给：主产业链短期供给过剩，关注具备现金和成本优势的龙头企业

2.2.1 主产业链：短期供给过剩，龙头资金实力和抗风险能力更强

硅料产量远大于需求。2022 年国内硅料产能118.7 万吨/年；2023 年我国硅料产能落地154 万吨，总产能达到 275.1 万吨；预计2024 年硅料产能有望达到 452 万吨。按照单吨硅料支撑3-4GW 装机测算，可以支撑 1300-1800GW 的装机，远远超过国内装机需求。

2022 年整体供应链价格仍处于高位时，许多企业大规模宣布扩产计划，使得竞争加剧、价格快速下跌，在供应链价格显著下滑后，各环节单瓦盈利都明显承压。 因此除了部分旧产能会因此加速淘汰以外，据PVinfolink，在新进产能几乎无利可图的状态下，目前已有部分新产能计划被取消。预计2024 年将有更多扩产计划取消的情况发生，而成本控制能力落后、销售渠道不足的企业可能被迫退出市场。

预计一线龙头的核心优势在本轮扩产竞争中逐步从技术溢价、石英砂锁量等转变为现金流优势、成本优势，在产能出清中风险较小，抗风险能力突出。在行业产能停止新增或出清完成后，有望穿越周期继续发展。

2.2.2 辅材：光伏跟踪支架海外订单放量

跟踪支架是一种提升光伏组件效率的方式。光伏跟踪支架可以通过角度调节，实时跟踪太阳移动，始终让组件朝向阳光照射的最佳角度，以此来提升发电效率。 光伏组件价格大幅回落，将有效刺激全球地面电站装机放量。SolarPower Europe 预计，全球光伏新增装机将由 2022 年的 239GW 增长至2027 年的617GW。随着海外市场放量及国内跟踪支架渗透率提升，国内支架出口有望形成增量。

据 PV Tech 报道，2023 年跟踪支架的大订单仍由海外企业主导，如 Nextracker、PV Hardware(PVH)先后揽获 3GW、1.7GW 的最大跟踪支架订单。同时，中国领先的跟踪支架公司也在发力，中信博、天合跟踪、安泰新能源等公司均获得可观订单。

2.3 电池新技术：Topcon、HJT、xBC 和钙钛矿

降本增效驱动下，电池新技术快速发展。PERC 电池最高量产效率已突破 24%，持续逼近效率极限24.5%，行业降本增效驱动下，新一代电池片技术正快速发展。目前进入产业化阶段的技术主要包含Topcon、HJT 和xBC，其中 Topcon 和 HJT 具有更高的双面率，主要应用于地面电站项目，xBC 由于具备更好的外观通常应用于分布式项目。

2.3.1 Topcon 技术：成本优势突出，银浆环节有望增长

Topcon 产能迅速扩张。在P 转N 型的技术迭代窗口期，传统光伏厂商纷纷进行产能扩张以巩固其市场地位，新入局者也希望快速布局产能布局以奠定自己的市场份额。2022 年仅晶科具备10GW 级别的Topcon产能，到 2023 年底有超过 17 家厂商具备10GW 级别及以上的产能。 从产能规模来看，未来两年内，TOPCon 电池仍是主流。根据 Trendforce 统计，2023 年、2024 年、2025 年，Topcon 名义产能将有望达到444GW、627GW和 716GW。

Topcon 胜在成本。一是 Topcon 可以从存量PERC产线升级，从而节约成本；二是其可以使用高温银浆，价格比 HJT 采用的低温银浆成本价格低10-20%。因此，Topcon 单 W 成本和单 GW 设备投资额更小，短期来看，Topcon 性价比更佳。 N 型电池银耗提升，银浆环节空间有望增长。随着国产正面银浆技术含量、产品性能及稳定性持续提升，国产化程度持续上升，2022 年国产化率达75%。聚和材料、帝科股份、晶银新材（苏州固锝）占据主要市场份额，2022 年市场份额为 41%/21%13%。

2.3.2 HJT 技术：叠层后理论极限效率高，设备投资先行

相比 Topcon，HJT 叠层后理论极限更高。从理论转化效率来看，HJT 的理论最高转换效率低于Topcon，但 HJT 可以采用叠层和钙钛矿等技术，叠加后最高效率有望提升至 30%以上。在电池制造工序上，HJT 电池的工艺环节仅 4 步，相比 PERC 电池通常的9-10 步，HJT 的生产步骤大大减少。 双面微晶：提效不增本，未来HJT 的必选之路。微晶硅较非晶硅光学带隙宽，电导率高，光的利用率和电池的稳定性更高，可以提效。在HJT 成本本身处于相对劣势的情况下，提效是 HJT 的突围之路，因此，对比非晶硅能够提效约 1%的双面微晶为必选项。迈为股份、捷佳伟创是量产及订单进展较快的企业。

0BB：降本增效，是 HJT 与Topcon 技术迭代中都需要的技术。电池片正背面的金属电极用于导出内部电流，可分为主栅和副栅，其中主栅主要起到汇集副栅的电流、串联的作用，副栅用于收集光生载流子。0BB（无主栅）就是电池片环节取消主栅，组件环节用焊带导出电流，可以降银+降低遮光从而降本增效。HJT 银浆成本最高，降本潜力最大，降银浆诉求最为迫切。Topcon、perc 也会有一定程度会使用0BB 设备。核心标的为串焊机龙头奥特维、焊带龙头宇邦新材。电镀铜：铜电镀对于 HJT 的主要意义在于提效，而非降本。若考虑铜电镀 2025 年导入量产，2025 年铜电镀的对标路线应为 2025 年丝印的银包铜，届时铜电镀的金属化量产成本预计 0.08 元/W，相比银包铜不一定能完成降本。HJT 之所以需要铜电镀，是因为铜电镀相比银包铜可实现提效。

2.3.3 xBC 技术：工艺及成本仍需突破

xBC 技术高效率优势明显，但工艺及成本问题仍需突破，良率有待提升。xBC 电池外形美观，更适用于海外分布式高端市场，可以与 Topcon、hjt、perc 等电池叠加，投资确定性更强。主要布局者为隆基绿能（HPBC）、爱旭股份（ABC）、华晟、金阳新能源（HBC）、中来股份。 Topcon 升级 TBC 或为提效重要手段，核心增量为激光设备，绝缘胶为必备辅材 。激光设备：叠加 BC 结构新增激光设备需求，远期市场规模 44 亿。BC 电池制作背面PN 结时需要进行图形化，新增激光设备需求，预计2023 年BC 产能55GW，可预期的远期规划产能 150GW，按照平均0.3 亿/GW的激光设备需求来看，2023 及远期的激光设备空间为17/45 亿，远期看空间较大。核心设备商为帝尔激光。

2.3.4 钙钛矿技术：市场导入的初期阶段

钙钛矿电池理论效率高于晶硅电池。钙钛矿太阳能电池（PSCs）是利用钙钛矿结构材料作为吸光材料的太阳能电池，其中钙钛矿材料指的是ABX3 结构的化合物，具有优异的光能吸收性，因此相较于晶硅电池，钙钛矿电池理论效率更高。晶硅电池目前的理论极限转换效率为 29.43%，而单结钙钛矿电池理论转换效率可达 33%，远高于晶硅电池的理论转换效率。除效率优异外，钙钛矿太阳能电池制作工艺简单、成本低。晶硅电池需经过硅料、硅片、电池、组件4道工序，制程耗时 3 天以上，目前GW 级别晶硅组件产能投资额需要约 7.5 亿元。钙钛矿电池工艺步骤简单，可在 45 分钟内把化工原料、玻璃、靶材、胶膜在单一工厂加工为组件，若量产成熟，投资额仅需约5 亿元/GW。

当前钙钛矿电池行业已经涌现出一批优秀的新兴企业，传统晶硅电池企业也在着力进行技术布局。国内协鑫光电、纤纳光电、极电光能等新兴钙钛矿电池企业近年来发展迅速，凭借良好的研发团队实力在电池转化效率方面屡创世界纪录。在资本加持下，业内已有数条百兆瓦级钙钛矿电池产线建立，随技术持续进步和验证，GW 级产线也有望在接下来几年时间里放量。隆基、晶科、通威等传统晶硅电池企业也在积极布局钙钛矿技术，以叠层电池为主要方向，为下一次产品的重大迭代升级做准备。

3 风电：海风装机有望放量，风电迎来出口机遇

3.1 国际风电有望保持增长态势

国际市场风电装机增量空间广。2023 年10 月24 日，欧盟正式出台了《欧洲风电行动计划》，提出 2030 年风电总装机容量达到500GW 的宏伟目标。该计划的提出，是为了达成欧盟2030 年可再生能源占比达到 42.5%的目标，这预示着欧盟的风电总装机量将在 2022 年 204GW 的基数上增加296GW,为实现这一增量目标，2030 年前欧盟每年新增风电装机容量需达到 37GW，而 2022 年欧盟新增风电装机容量仅 16GW,要完成预定年度新增装机目标，需要比之前更大的投入。 北美预计在 2023 年-2027 年未来5 年新增60GW，其中 92%将安装在美国，其他将安装在加拿大。非 洲 与 中 东 市 场 预 计 在2023 年-2027 年新增17GW 装机，其中南非 5.3GW，埃及3.6GW，沙特阿拉伯 2.4GW，摩洛哥 2.2GW，其他国家3.5GW。拉丁美洲预计在 2023 年-2027 年新增26.5GW陆上风电，其中巴西、智利和哥伦比亚预计占新增的78%。按照国际风能协会的预测，2023 年-2027 年全球风电装机的 CAGR 约为 15%。

3.2 2024 年至 2025 年我国海风装机增速将高于陆风

2024 年 至 2025 年 我 国陆上风电增速有限。2022 年全国陆上新增风电装机容量32.6GW，2023年前三季度，陆上风电新增装机容量为32.05GW，按照招标量与装机进度我们预计2023 年陆上风电装机容量约为 59GW 左右。鉴于当前三北等区域陆上风电已进行大规模开发，将在一定程度上影响陆上风电后续开发空间，我们预计2023 年-2024 年陆上风电新增装机容量约为 65GW、73GW,同比增速约为 9%、11%。

2024 至 2025 年我国海风装机仍将保持较快的增长。按照同花顺数据统计，2021 年-2022 年我国海风合计装机约 22GW ，2021 年抢装16.9GW，2022 年 5.1GW。2023 年前三季度，海风新增装机容量 1.43GW，同比增长 15%，国家能源局数据预计2023 年全年并网项目 5GW-7GW，我们取平均数6GW。这意味着按照各省十四五海风装机规划50GW-60GW，2024 年-2025 年两年需完成22GW 以上的装机量，我们预计 2024 年-2025 年新增装机量分别为10GW、12GW,同比增长 67%、50%。 如果 2024 年青洲五六七项目能顺利并网，则新增装机容量有望达到 13GW,如果青州3GW 与帆石一二 2GW 项目都顺利并网，则2024 年海风新增装机容量将达到 15GW，2024 年海风装机量存在较大的弹性。

3.3 塔筒受益风机大型化、海缆受益海风高增长

3.3.1 风机大型化，塔筒是价值量受损最小的环节之一

风机大型化后，对塔筒影响较小。虽然风机大型化会导致单瓦装机对应的塔筒根数减少，但是塔筒的直径和高度会相应增加,塔筒的价值量不会减少。当前塔筒行业竞争格局较为分散，没有形成绝对垄断性公司，具有塔筒业务收入的上市公司分别为，大金重工、天顺风能、天能重工、泰胜风能、海力风电。2021 年至 2022 年五家上市公司塔筒产品的总营业收入分别是188.52 亿 元 、 159.89 亿 元 ，同比增长17.43% 、-15.19% 。 2021 年 -2022 年 风电行业装机增速为-51.59%、-20.90%，虽然行业装机增速出现较大的下滑，但对塔筒公司的营业收入影响相对较小。

3.3.2 海缆受益于海风高增速与深远海化战略

海缆直接受益于海风的高增速。海风装机在2021年抢装后，2022 年新增装机量出现了下降，2023 年前三季度海风装机量仅有 1.43GW，预计2023 年全年新增装机约 6GW,低于市场预期。考虑十四五期间的总体规划与 2023 年新增招标量，预计2024 年至2025 年海风每年新增装将超 10GW，海风装机量的提升，海缆将受益。 海缆受益于深远海化的大趋势。风场大型化提升海缆电压，使得单千米价格增长；风机远海化使得海缆长度增加，单 MW 价值提升。我国海上风电在平价前后建设项目的平均离岸距离差别不大，除个别区域外，大部分区域的项目仍主要在离岸30km 附近。随着省管海域海风资源即将在未来几年开发完毕，海风在专属经济区开发是趋势，打开海上风电资源空间，并推动海风向远海发展，远海海风应用高压送出将成为趋势，而高压柔性直流送出将成为远海、大容量送出的重要趋势。

高压海缆盈利有望持续。海缆行业整体单GW 价值量随着全国范围项目离岸距离变远会呈现提升趋势，随着高压送出项目在 2024-2025 年分批次逐步进入开工建设阶段，高压海缆的毛利率高于普通海缆，使得高压海缆盈利水平有望在未来2 年至3 年内延续。海缆第一梯队竞争格局较为稳定。东方电缆、中天科技、亨通光电为海缆第一梯队，市占率80%+；汉缆股份、宝胜股份和起帆电缆为第二梯队海缆公司。未来广东、江苏、山东仍有较多的待招标海缆项目，预期东方电缆、中天科技将受益于区位优势。

3.3.3 全球风电需求旺盛，国内企业迎来出口机遇

我国风电企业积极布局欧洲业务。欧洲风电起步早、产业化成熟高，但是其人工、原材料和能源成本较高，当需求增长时其产能扩张速度有限。当前我出口欧洲的国风电设备中，主要以塔筒与单桩类基础产品为主。从欧洲的海床结构来看，单桩是未来十年内的首选方案，但欧洲本土的供应商即便考虑现有产能的扩张，也难以满足未来的需求。我国风电设备厂商与工程总承包积极开拓东南亚业务。东南亚国家本土风电产业链尚不完备，缺乏成熟的本土风电制造、设计、采购和施工企业。我国风电设备产品的性价较高，且我国距离东南亚国家地理位置较近，使得我国风电设备与项目能较为顺利进入东南亚市场。例如我国的主机厂金风科技于2021 年9月就有首批风电设备出口越南。紧随其后的风电出海企业包括远景能源、三一重能、明阳智能等等。2023年 11 月底，中国电建签署越南916 兆瓦风电项目群工程总承包合同。

4 电网设备：国外设备出海趋势明确，国内需求侧响应加速推进

4.1 海外：出海链趋势明确

2023 年 11 月，欧盟委员会提出，在2020-2030年期间对电网投资 5840 亿欧元，其中4000 亿欧元投资于配电网、1700 亿元投资电网数字化。配电网领域是欧盟投资的主力方向，主要包括配用电变压器、智能电表等电力设备，这也为我国电表、变压器等企业进一步打开出海空间。目前国内主流电力设备公司在欧洲、一带一路沿线国家、美洲等地区完成了市场开拓，典型以变压器、智能电表、组合开关等业务增势猛劲。

新能源并网提振变压器需求，我国变压器出海增势显著。变压器是风电、光伏等电站并网的必备设备之一，且需要较高的可靠性和稳定性，以保证电力传输的可靠性和安全性。随着风场、光伏电场的规模化与大型化，高价值量的高电压等级变压器和干式变压器的渗透率在不断提升，进一步打开变压器市场空间。根据海关总署数据，我国变压器出口额主要以16kVA及以上的电压等级为主，500kVA 以上的变压器出口金额全线高增。

当前国内变压器企业众多，深耕于海外渠道的公司以金盘科技、华明装备、中国西电、特变电工为主。金盘科技核心业务为变压器，且具备海外产能，海外业务占比较高，深耕美国销售渠道，也逐步拓展欧洲市场。华明装备核心业务为变压器核心零部件分接开关，公司于 2023 年布局东南亚市场、俄罗斯、土耳其等市场，后续有望深入欧洲实现较大增长。中国西电和特变电工变压器业务占比较低，主要是承接输配电EPC 总包项目。 智能电表是数据采集的基本设备，可以实现信息集成、分析优化等功能需求。随着新能源的并网规模逐渐加大，风光发电的波动对传统电网造成冲击，因此可根据用电负荷情况进行实时调度的智能电网重要性凸显。而智能电表是智能电网建设中最重要、最基础的一环。根据环球表计，2022 年全球智能电表市场约为 114 亿美元，预计到 2026 年将达到152 亿美元，以 6.7%的年化复合增长率增长。

亚洲、欧洲及美洲是全球智能电表投资占比较高的地区。欧洲、亚洲及拉美地区处于智能电网改造大规模建设阶段，智能电表渗透率较低的国家大部分提出了明确的战略规划。2023 年1-10 月份我国电表出口总额达 81 亿元，同比增长超 27%，电表出口持续维持高景气。

4.2 国内：需求侧响应加速推进，解决“缺电力”问题

国内电网投资逐年攀升，加快电网智能化建设进程。根据国网规划，1）2023 年电网计划投资超5200亿元，较 2022 年计划投资额 5012 亿元同比增长4%；2）“十四五”期间，国家电网计划投入3500 亿美元（约合人民币 2.3 万亿），推进电网数字化转型升级。南网区域，根据《南方电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间南方电网规划投资约6700 亿元，较“十三五”期间投资额提升 51%，主要方向系推动以新能源为主体的新型电力系统构建，加快电网智能化的建设进程。 根据此前 2010 年国家电网发布的《国家电网智能化规划总报告》，用电、配电、变电及通信环节是智能电网的重点。整体来看，用电环节投资规模最大，三个阶段投资额合计 1185 亿元，其次是配电环节和变电环节，投资额合计分别为 892 亿元和748 亿元。第三阶段，国家电网持续加大输电、变电和配电环节的智能化投资规模。

2023 年 5 月，国家发展改革委与相关部门修订了《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，以应对短时电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况。随着第三产业、居民用电占比提升、新能源装机快速增长，我国负荷缺口日益严峻。第三产业的用电比例提升，导致最高负荷增速会高于电量负荷增速，由于新能源装机大多在西部地区，且呈现“极热无风、夜间无光”的特点，傍晚夜间用电负荷缺口较大，夏季制冷需求和冬季采暖需求陡增，供应能力难以满足尖峰用电需要。尤其南方地区极端高温天气较为频繁且经济活动更活跃，用电负荷快速增长，电力供应趋紧。

随着各地试点政策的发布，需求侧响应市场机制逐步明晰，以较为典型的广东省为例，需求侧响应市场主体由市场运行机构、电网企业、负荷聚合商和电力用户构成。其中： 电网企业包括省网、供电局及地方供电企业（含增量配电网企业），负责与市场主体签订需求响应结算合同，负责开展交易结算、计量数据管理、基线负荷计算等工作。

市场运行机构指省电力调度中心和电力交易中心，调度中心负责需求响应的交易出清、安全校核和评价考核，负责直控虚拟电厂的接入、调节容量认定、监视和调度控制等；交易中心负责需求响应的市场注册、市场申报、合同管理和结算依据出具等。负荷聚合商主要包括售电公司和第三方独立主体聚合商，负责按规则参与需求响应交易，签订和履行需求响应结算合同、代理合同，管控和运营响应资源，组织执行需求响应交易结果； 电力用户包括直接参与需求响应和由负荷聚合商代理参与的用户，需要按规定披露和提供用电信息，服从调度，执行需求侧响应交易结果。

负荷聚合商参与度提升，经济效益逐步显现，分成比例在 20%-30%。聚合商类型包括售电公司、综合能源公司、充电桩运营商等多种主体。根据《广东电力市场 2022 年年度报告》，2022 年广东省累计开展9 次市场化需求响应日前邀约交易，共1132 家负荷聚合商（含自主参与用户）、5868 家零售用户参与，迎峰度夏最大削峰填谷负荷 277 万千瓦，用户累计最大响应申报量 609 万千瓦，有效响应调用收益1.63 亿元，考核电费 0.03 亿元，净收益 1.60 亿元，其中自主参与用户净收益 0.23 亿元，负荷聚合商净收益0.39 亿元，由负荷聚合商代理参与的用户净收益0.98 亿元，分成比例为 28：72。聚合软件平台主要参与者包括朗新集团、国网信通、安科瑞、东方电子、恒实科技等。

现货市场开放后盈利能力依赖功率预测与电力交易决策制定平台。现阶段需求侧响应是邀约型，负荷聚合商主要负责按照事前申报的容量和时长进行调控，盈利相对不需要技术与策略；当现货市场开放后，负荷聚合商盈利能力将成为重要技术壁垒，主要包括功率预测、制定电力交易决策等，相关软件平台提供商将成为运营环节的重要参与主体。

开展需求侧响应需要建设虚拟电厂管控平台与相关硬件配备，投资分为硬件和软件。根据国网2020年口径，通过建设虚拟电厂满足其经营区5%的峰值负荷需求，投资额大致在 400-570 亿元（假设中值485 元），2020 年国家电网经营区最高负荷为8.75 亿千瓦，计算得到：2020 年国网区域虚拟电厂单位投资额为485 亿元/（5%*8.75 亿千瓦）=1.1 元/瓦。

基于此，我们假设虚拟电厂投资成本为1000 元/千瓦。其中，软件投入假设约占30%，主要为监控及调度系统装置；硬件投入约占 70%，主要用于负荷设备（储能装置、充电桩等）、智能电表、线路设备、变电设备、开关设备、保护设备等的新建及更新。中电联预计，我国电力和电量需求还处在较长时间的增长期。预计 2025 年、2030 年、2035 年我国全社会用电量将分别达到 9.5 万亿千瓦时、11.3 万亿千瓦时、12.6 万亿千瓦时，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为 4.8%、3.6%、2.2%。预计2025 年、2030 年、2035 年我国最大负荷分别为16.3亿千瓦、20.1 亿千瓦、22.6 亿千瓦，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为5.1%、4.3%、2.4%。 根据 2025 年我国最大负荷分别为16.3 亿千瓦、5%可调节能力、投资成本 1000 元/千瓦计算，我们预计到 2025 年，虚拟电厂投资规模有望达815 亿元，其中硬件投资规模 571 亿元，软件投资规模245 亿元。

从收益角度看，在邀约响应阶段，主要获取响应考核后的度电补偿。 参考目前峰值负荷时长水平，我们预计2025 年和2030 年峰值负荷将达到 50 小时和70 小时。据此计算，2025 年和 2030 年电网需求侧响应电量分别为41 亿千瓦时和 113 亿千瓦时。 目前我国虚拟电厂处于发展初期，度电补偿较高以发掘用户侧调节能力，广东省需求侧响应削峰补偿由 2022 年的0.07-3.5 元/kWh 提升至 2023 年的最低 1.5 元/kWh，我们假设度电补偿为3元/kWh。 我们测算 2025 年/2030 年需求侧响应收益或可达120/236 亿元，假设聚合商及代理用户收益占比为75%、负荷聚合商分成比例为 50%，则负荷聚合商2025 年/2030 年市场空间分别有望达到45/89 亿元。

编辑：火腿肠