虚拟电厂行业专题：迎峰度夏！开启千亿蓝海市场

（报告出品方：国金证券）

新能源发电占比提升，电力供需波动形成“鸭子曲线”，保供应和促消纳需求相互交织。 2022 年我国风光发电新增装机达到 1.25 亿千瓦，连续三年突破 1 亿千瓦，再创历史新高； 风光发电量达到 1.19 万亿千瓦时，较 2021 年增加 2073 亿千瓦时，同比增长 21%，占全 社会用电量的 13.8%。伴随着新能源发电量占比逐年提升，用电量峰谷与发电量峰谷易形 成错位，电网不稳定性也随之加强，呈现为电网净负荷“鸭子曲线”，保供应和促消纳的 需求在同一天中相互交织。鸭子曲线（Duck Curve）最早出现于美国加州电力市场中，反 映了在使用新能源发电的商业发电的一天中，实际用电负荷与风光发电之间的落差，当该 落差加剧时，则可能进一步发展为“峡谷曲线”。

入夏以来各地气温攀升，居民用电负荷叠加企业生产用电同步增长。中国气象局表示，由 于厄尔尼诺事件的出现，2023 年全球气温比 2022 年偏高，2023 或 2024 年有可能创造全 球新的最暖纪录。根据国家能源局数据，1 至 5 月全国全社会用电量 35325 亿千瓦时，同 比增长 5.2%，其中，5 月份全国全社会用电量 7222 亿千瓦时，同比增长 7.4%。入夏以来， 南方电网最高负荷达 2.22 亿千瓦，接近历史最高，5 月广东、广西、云南、贵州、海南 等南方五省区用电负荷分别多次创新历史新高。

虚拟电厂应用数字化技术、控制技术、物联网技术与通信技术，将分布式电源、储能、与 可调负荷等分布式资源进行聚合管理与优化，并作为一个特殊电厂参与电网运行，并成为 电力市场的运营实体。在“双碳”政策目标及新型电力系统的背景下，虚拟电厂将成为我 国解决能源变革问题的重要手段，其最重要在于贡献出灵活调节的价值。

负荷侧灵活资源可发挥多样作用，能大大激发市场活力，亟需唤醒。负荷侧资源具备“用 电行为可引导，聚合调控潜力大，提供服务多样化，电价收益有预期”的特性，因此亟需 唤醒海量负荷侧资源，促进源网荷储协同互动。针对负荷响应时间、可持续时间、响应不 确定性差异化特征，对负荷按照响应时间聚合建模，按照响应时间级别分为七级，满足电 网不同运行场景调控需求。

可分别从供给侧、需求侧、电网侧提升系统灵活性。新能源发电具有随机性、波动性、间 歇性特征，系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，迫切需要完善相关政策 机制、整合各类调节资源，为更大规模新能源发展创造条件。1）电源侧：主要包括灵活 调节煤电、抽水蓄能、水电扩机、调峰气电、新型储能等,目前全国灵活调节电源装机占 比约 17%。2）需求侧：电力需求响应速度可达到秒级，调节能力优异，发展前景广阔。3） 电网侧：作为资源优化配置的支撑平台，是提升新型电力系统灵活性的重要补充。 虚拟电厂建设成本低，调节潜力巨大。根据国家电网的测算，如果通过火电厂实现电力系 统的削峰填谷，满足 5%的峰值负荷需要投资 4000 亿元，而通过虚拟电厂实现这一目标仅 需投资 500 亿到 600 亿元，即火电厂成本的 1/8 到 1/7,其性价比优势远超传统的冗余系 统建设方案。

1）对电网：双碳背景下，风光装机与发电量逐年攀升，出力曲线进一步拉大峰谷差，间 歇性与波动性容易造成短时供需不平衡，负电价与实时电价波动会降低收益与增加风险， 虚拟电厂可一定程度为电网调节提供空间，保障新型电力系统“源网荷储”的互动运行。 2）对用户：需求侧响应结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资 源共享互济，为虚拟电厂市场化运行提供条件。

虚拟电厂（国内目前以可调负荷侧资源为主）参与到市场的三条路径，包括电力需求响应 （营销牵头）、电力辅助服务市场（调度、交易牵头）、电能/辅助服务现货市场（调度牵 头），三条路径市场化价格依次递增，最终的实现目标均为能够参与到统一的电力市场中。

虚拟电厂的产业链由上游能源资产、中游运营平台和下游虚拟电厂需求方组成。 1）上游能源资产：可调负荷、分布式电源和储能设备。可控负荷重点是工业、商业和公 共建筑、居民等，不同应用场景负荷可调潜力差异较大，商业和公共建筑可调负荷主要是 空调、照明、动力等，相对容易管理；居民可调负荷分布散、单点容量小、聚合难度较大。 分布式电源指的是小型分布式光伏、风电等机组;储能包括化学储能等。 2）中游虚拟电厂运营平台：包括资源聚合商与技术服务。资源聚合商主要依靠物联网、 大数据等技术，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，实现虚拟电厂协调控制， 是虚拟电厂产业链的关键环节。技术服务商则重点聚焦虚拟电厂软件平台建设，为资源聚 合商提供技术服务。 3）下游电力需求方：公共事业企业（电网公司）、能源零售商（售电公司）及一切参与电 力市场化交易的主体，实现电力交易、调峰调频和需求侧响应的参与并获取收益。

虚拟电厂发展主要分为三个阶段：邀约型阶段——市场型阶段——跨区域自主调度型： 1） 邀约型阶段：主要由政府部门或调度部门牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、 响应和激励流程，主要通过需求响应资金池推动，我国主要仍处于此阶段。 2） 市场型阶段：在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合类 似于实体电厂的模式，分别可以参与这些市场获得受益。 3） 跨空间自主调度型阶段：随着聚合种类越来越多，数量越来越大、空间越来越广，其 中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些资源整合而成的微 网、局域能源互联网。

我国虚拟电厂正由邀约模式向市场化交易模式转型，“十四五”期间多地开展相关试点。 在市场化交易模式下，虚拟电厂聚合商将以类似于实体电厂的模式，在分别参与电力现货 市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中并获得相应收益。“十三五”、“十 四五”期间，我国江苏、上海、浙江、广东等地开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点， 2015-2019 年以邀约型阶段起步，2020 年后正逐步实现向市场型阶段跨越。

国内多地试点项目商业模式仍处于起步阶段，未来发展重点是：可观、可控、可闭环。 南网深圳：负荷资源超过 500MW，分布式光伏约 300MW，实现负荷紧急控制、需求侧 响应，尚未实现实时调度闭环控制。 冀北项目：聚合蓄热式电采暖、智能楼宇、商业负荷。用户可通过智能管控平台以外 网方式与电力公司进行信息交互，目前共 16 万千瓦负荷可以参与调节，主要以邀约 响应的形式参与市场。 国网宁波供电公司：将杭州湾地区工业企业、商业写字楼、电动汽车、数据中心、光 伏、储能电站在内的 19 家电力用户的发电能力、用电负荷，可调能力 4.8 万千瓦， 主要参与省级电力需求侧响应，第三方辅助服务市场。

支持政策频频出台，虚拟电厂发展得到有力保障。2021 年以来我国不断发布支持虚拟电 厂建设各项政策，2023 年 5 月，国家发改委发布《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）》，提出“建立和完善需求侧资源与电力运行调节的 衔接机制，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”。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 年 2 月，《虚拟电厂管理规范》《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准 获批立项，这意味着我国虚拟电厂建设将有国家统一管理规范。此工作由全国电力需求侧 管理标准化技术委员会 ，分别由国网浙江电力和国网上海电力牵头，国调中心、南网总 调及部分行业领先单位共同参与编制。其中，《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》规定 了虚拟电厂接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术管理要求，包括电网运行对虚拟电 厂申请并网程序和条件、虚拟电厂并网与接入、虚拟电厂调度运行、虚拟电厂运行安全规 定等，适用于通过 110kV 及以下电压等级接入电网的虚拟电厂。

我国电力市场改革持续深入开展，顶层设计逐渐完善。从 2015 年国务院印发 9 号文标志 着本轮电力体制改革正式执行，到 2016 年底发改委印发《电力中长期交易基本规则》，再 到 2021 年《关于加快建设全国统一电力市场的指导意见印发》、《关于进一步深化燃煤发 电上网电价市场化改革的通知》、2022 年《关于加快建设全国统一大市场的意见》，电力 市场改革持续快速、深入开展。

目前，我国电力市场己初步形成了全市场体系结构： 在空间范围上覆盖省间（跨越省级电网的交易）、省内（电力用户、售电公司与发电 企业通过交易平台开展的交易） ；在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易，及日前、日内、现货交易； 在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同电能（包括转让、回购、置换交易），可 再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。

现货市场交易:省间市场定位于资源配置型市场，要按照国家能源战略做好能源资源在全 国范围内的优化配置；省级市场定位于电力平衡型市场，主要满足省内平衡调剂需要。在 发改委、能源局组织下，第一批 8 个现货试点省正式启动试运行，第二批 6 家试点已开展 现货模拟试运行。其中第一批现货试点单位山东、山西、福建、甘肃、四川已实现常态化 长周期运行，第二批 6 家现货试点单位均开展了现货市场试运行。其中，湖北、江苏、安 徽开展了短周期结算试运行；辽宁、河南、上海开展了调电试运行。

双碳目标下电力市场未来发展趋势：1）目标多维化：由以往提高电力行业运行效率的单 一目标，向“保安全、促转型、提效率” 的多元目标转变；2）价值多元化：由电能量价 值为主，逐步向电能量价值、可靠性价值、灵活性价值以及绿色环境价值等多维价值体系 转变；3）中长期电力市场连续运营：更好适应电力供需时段性变化频繁和新能源发电波 动性、随机性特点；4）现货电力市场全面覆盖：完善现货交易限价、报价机制，形成更 加合理的现货价格；5）新能源高比例参与：引导各类灵活资源主动系统调节并获得合理 收益，促进“源网荷储”协同互动；6）容量补偿机制持续完善：引导清洁高效火电机组 投资、保障系统发电能力充裕；7）持续推动需求侧参与电力市场，促进源网荷储协调发 展。

深圳虚拟电厂建设需求强烈：受外电和清洁能源比重大，负荷密度巨大、负荷资源丰富：

深圳受外电、清洁能源比重大，并全力落实国家西电东送战略。西电东送 2 回直流（兴 安、新东） 800 万千瓦落点深圳，减排 CO₂ 5000 万吨/年。2022 年深圳非化石能源 电量占比超过 58%，实现本地清洁能源全额消纳、处于国内领先水平。

深圳电网属于典型的城市电网，负荷密度高度集中、2022 年全市负荷密度为 1.07 万 千瓦/平方公里，全国第一，是全国负荷密度最高的城市电网。负荷呈现夏季“一谷 双峰”、冬季“一谷三峰”的局面，负荷峰谷差明显，尖峰负荷短。

深圳以电车为代表的新型负荷爆发式增长，负荷侧可调资源丰富。根据深圳市供电局 数据，截至 2023 年 1 月，深圳市新能源汽车保有量已达 76 万辆，预计 2025 年将突 破 130 万辆，动力电池储能潜力将达 5000 万千瓦时，充电桩保有量达 57 万支。

深圳建成了国内首家网地一体虚拟电厂运营管理云平台，实现了负荷侧可调节资源实时可 观、可测、可控、可调，实现可调节资源规模化接入、有序充电、辅助调频、削峰填谷等， 打造“源-网-荷-储协调互动”新模式，为能源的有序流动、经济运行奠定坚实基础，促 进数字世界和物理电网的有机融合。 2022 年 8 月虚拟电厂正式挂牌，2022 年 12 月 22 日供电局正式成立虚拟电厂管理中心成 立实体机构，挂靠在电力调度控制中心下独立运作。已接入分布式储能、数据中心、充电 站、地铁等类型负荷聚合商 14 家，接入容量达 87 万千瓦，预计到 2025 年，将建成具备 100 万千瓦级可调节能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷 5%左右的稳定调节能力。

冀北电厂构建了 “1（虚拟电厂智能管控平台）+n（运营商/聚合商）+x（用户）”体系。 在全国首次实现了调度资源纳入调度闭环运行，并且在全国首次建立了调节资源参与的市 场机制与商业模式。冀北电厂突破了依赖补贴的传统需求响应，确立了新型调节主体在调 峰辅助服务市场中的可持续、商业化运营模式；突破了传统电力系统中，由“源”侧提供 系统调节服务的模式，拓展了电力系统调节的手段、增强了系统调节能力。

冀北虚拟电厂可提供实时、柔性、连续的能量调节，增强了系统调节能力，参与调峰辅助 服务，有效促进京津唐电网在低谷时段的新能源消纳。目前平台上有 3 家运营商(冀北综 合能源、恒实科技、国电投中央研究院），聚合了 35 家用户、接入蓄热式电锅炉、智慧楼 宇、可调节工商业等 11 类可调资源，拥有 156 个可调节资源，总容量 35.8 万千瓦，最大 调节电力调节能力 20.4 万千瓦。

冀北虚拟电厂主导发布了虚拟电厂领域首个 IEC 国际标准，参与了编制首个 IEC 白皮书。 建立了虚拟电厂核心技术体系，整体技术处于国际领先水平，同时获得了日内瓦国际发明 展金奖、国网公司科技进步一等奖、中国能源研究会能源创新奖一等奖、中电联电力科技 创新奖一等奖等省部级及以上奖励 9 项。

海外虚拟电厂起步早于国内月 10 年，机制较成熟，商业模式相对清晰，部分已进入成熟 的商业运营阶段。美国、澳大利亚、欧洲（英国、法国、德国）、日本等地区已开展项目。 海外虚拟电厂参与电力市场交易，容量和交易规模较大，主要分为用户侧、发电侧、混合 模式三种。 1） 用户侧模式：在电力市场发展早期，虚拟电厂以可自主响应的可控负荷为主进行响应。 挖掘社区、工商业用户侧能源的聚合调节潜力，参与响应系统调度指令。 2） 发电侧模式：在分布式能源资源聚合应用发展较为成熟阶段，电力市场业已建成或部 分建成，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，参与电力交易和服务以获得收益。 3） 混合模式：在分布式能源资源聚合应用发展成熟阶段，通聚合发电侧资源以及用户侧 的分布式能源，虚拟电厂可以解决发电、售电业务的整合增效问题，在成熟电力市场 环境下长期商业运营。

国外对虚拟电厂的相关政策始于 21 世纪初欧盟七国的 VFCPP 项目，相关政策出台密集。美国探索：美国在 2010 年《需求响应国家行动计划》将需求侧响应上升到国家层面。 ConEdison 公司和 Green Mountain Power 公司开展探索与项目搭建。 德国探索：2012 年，Statkracft 公司 在德国建立了第一个商业虚拟发电厂，此后 虚拟电厂开始了大规模的商业化应用，正式开始探索虚拟电厂平台的搭建。

澳洲以储能为主体的项目占比最高、售电公司为主要参与方。澳大利亚虚拟电厂发展较 成熟的原因：1）地广人稀，能源结构高度分散，分布式电源资源、储能资源丰富；2）人 口密度较低，因此电网建设成本相对较高；3）澳洲电力市场改革实行早，电力市场成熟 度高。根据 RMI 数据，截止 2022 年底，澳洲共有 61 个虚拟电厂项目：1）以技术类型区 分：以储能为主体的项目占比最高（39 个），且每个项目中均使同一储能品牌，其次是需 求侧响应类型的项目（12 个）；2）以运营方身份区分：售电公司为主要参与方（33 家） （售电公司手里有客户资源、并且非常贴近市场），其次是电网公司主导（15 家）。 61 个项目中：参与批发市场的有 41 个（根据价格信号去调节自己的生产和消费行为）， 给电网提供服务的有 32 个（提供容量、提供需求侧响应等），参与辅助服务市场的有 17 个（有功和无功平衡功率等）。

特斯拉在澳大利亚的虚拟电厂项目于 2017 年启动，并在南澳大利亚州进行了试点。该试 点项目取得了成功，随后特斯拉将 VPP 扩建至澳大利亚其他州，包括新南威尔士州、维多 利亚州和昆士兰州。近日，特斯拉启动了其在南澳大利亚州虚拟电厂项目的第 4 阶段。 第 1 阶段(100 套系统)：包括 100 套太阳能和特斯拉 Powerwall 家用电池系统。 第 2 阶段(1000 套系统)：扩建至 1000 个系统，由澳大利亚可再生能源机构(ARENA) 和南澳大利亚政府资助，为电网提供能源和应急频率控制辅助服务(FCAS)。 第 3 阶段(3000 套系统+1000 套系统):在之前安装的 1100 套系统的基础上，再为南澳 家庭安装 3000 套，在南澳私人住宅中安装 1000 套家用电池系统； 第 4 阶段（3000 套系统）：为多达 3000 个低收入家庭安装 powerwall 家用电池系统。 截至2023 年3月，特斯拉在澳大利亚的VPP有超过1万户家庭参与，帮助减少了超过100MW 的高峰需求，并为参与家庭平均每年节省了 200 美元的电费。

德国虚拟电厂相对成熟，基本实现商业化运行，分布式光伏项目倾向选择交由其运营。 主要由于政府颁布了《电力市场及规则》、《电网加速扩建法》、《聚合商相关法规》等相关 政策，规定虚拟电厂可用其资源池中聚合的各种分布式能源资源、可中断负荷既可以参与 电力平衡市场、也可以参与输电系统运营商的招标。其中《电网加速扩建法》降低了参与 在调度的最低门槛，从 10MW 降低到 100KW，引入调度管理商这一新的市场角色；《可再生 能源法》也规定了所有 100KW 以上可再生能源发电项目必须参与电力市场交易销售。

德国 Next Kraftwerke 是欧洲最大的虚拟电厂运营商，截至 2022 年各类分散式能源单元 超过 13000 个，总容量超过 11GW，具有虚拟电厂运营商、能源交易商多重身份，能够提 供涵盖数据采集、电力交易、电力销售、用户结算等全产业链条能源服务，因而获得了海 量的响应资源。其盈利模式：1）1.将风电、光伏等零或低边际成本的发电资源参与中长 期、现货等电力市场交易；2）利用每 15min 一次，每天 96 次的电力市场价格波动，虚拟 电厂调节分布式电源出力、需求响应实现低谷用电、高峰售电，获取最大利润；3）利用 微燃机、生物质发电等启动速度快、出力灵活的特点，参与电网的辅助服务，获取收益。

我们对国内虚拟电厂发展演绎的判断：①前期软件平台需求量爆发——②催生终端硬件设 备改造和替换升级周期——③ 聚合商长期运营持续产生稳定收入——④各类业务深度融 合，例如一个大型虚拟电厂聚合商可具备多重身份——⑤价值量最终回归到软件上（具备 形成最优策略、赚取超额收益的算法和模型）。

我们把虚拟电厂业务大致划分为三类：软件平台类、硬件类、运营聚合类。其中软件平台 涉及到：①本地控制、②聚合平台、③价值预测优化、④市场&电网交互四大模块；硬件 包括①终端采集设备（智能电表等）、②负荷控制终端、③网关和通信三种。

根据 BloombergNEF、RMI 数据，在盈利能力方面，我们判断在虚拟电厂三种业务中，软件 提供商的产品毛利率最高，其次是硬件设备类、再其次是资源运营聚合类。但在长期市场 容量方面，虽然涉及资源运营和聚合的业务利润较薄，但是规模增速未来有望超过软件平 台和硬件设备类业务。

（一）“自上而下”测算： 预计 2025 年虚拟电厂投资规模达到 800 亿元，运营市场(需求侧响应)规模达到 50 亿元。

虚拟电厂建设投资：据中电联预计，2025 年我国全社会用电量将达 9.5 万亿千瓦时， 而最大负荷将达到 16 亿千瓦，按 5%可调节能力、投资成本 1000 元/千瓦计算，预计 到 2025 年，虚拟电厂投资规模有望达到 800 亿元。

虚拟电厂运营：参考目前峰值负荷时长水平，我们预计2025峰值负荷将达到50小时， 对应 2025 年电网需求侧响应电量 40 亿千瓦时。目前我国虚拟电厂处于发展初期，度 电补偿较高以刺激时长，参考《广州市虚拟电厂实施细则》0-5 元/千瓦时的削峰响 应补贴，预计 2025 年虚拟电厂进入商业化运营后，补偿标准为 2.5 元/千瓦时。假设 分成比例为 50%，则预计 2025 年虚拟电厂运营市场规模将达到 50 亿元。（仅按照补 贴测算）

（二）“自下而上”测算（仅计算投资规模）： 预计 2025 年虚拟电厂软件和硬件投资规模分别突破 200 亿元、600 亿元

软件平台：我们假设一套虚拟电厂软件平台价值量为 800 万元，预计 2025 年市场上 约有 2500 家愿意参加的售电/电网/能源公司（以公司为单位），市场容量预计突破 200 亿元。 硬件设备：我们假设平均每套设备（终端采集设备、负荷控制终端、网关和通信）价 值量为 1 万元，预计 2025 年每个省份或地区有 5-10 万大型的工商业客户，以平均 每个工商业客户配套 5 套设备，国内市场容量预计超过 600 亿元。

功率预测基本盘牢固，电力交易、储能、虚拟电厂齐头并进。公司以发电功率预测产品 为基，衍生出并网智能控制系统、电网新能源管理系统，近两年以电力交易、储能 EMS、 虚拟电厂相关创新产品为延伸，实现“源网荷储”各环节覆盖。 发电功率预测业务基本盘稳健，三大核心优势驱动市占率提升。公司风光发电具有波动性 和间歇性，新能源大规模集中并网后，功率预测正是保障电网稳定运营的关键。2022 年 公司功率预测服务电站数量达 2958 家，同增 599 家，其中替代友商 276 家，三大优势驱 动市占率提升：①研发优势塑造强势产品力；②运维团队覆盖广泛、快速响应需求；③快 速的产品迭代能力，紧跟电网政策。 电力市场交易、储能、虚拟电厂市场广阔，新业务齐头并进。1）公司电力交易辅助决策 支持平台目前已覆盖多个省份；2）公司储能 EMS 产品内置“储能+电力交易”智慧组合策 略，现已全面适配发电侧、电网侧和用户侧；3）公司已设立控股子公司国能日新智慧能 源（江苏）有限公司重点拓展虚拟电厂运营业务。

公司主要业务涵盖云网基础设施、企业数字化、电力数字化三大板块，以“数字底座+能 源底座”为核心定位，专注于提供“云网融合”运营一体化服务。虚拟电厂是电力数字化 板块下的覆盖领域，公司在虚拟电厂的用户用能数据分析、电力资源协调分配等方面有技 术积累，参与了虚拟电厂相关示范工程建设，打造覆盖源网荷储充一体化运行虚拟电厂运营平台，平台已接入华北辅助服务市场、天津虚拟电厂、上海虚拟电厂参与电网调节，实 现面向企业园区、商业楼宇用户的区域能源资源的优化配置。

公司虚拟电厂业务涵盖负荷聚合商级、园区级和城市级虚拟电厂，提前多年布局，目前已 有成熟应用。2022 年 4 月，上线的“粤能投”虚拟电厂管理平台是公司服务负荷聚合商 虚拟电厂的成功案例，项目入选综合智慧能源优秀示范项目，该项目通过聚合海量的用户 侧可调控资源，参与电网需求响应等辅助服务获取增值收益，实现了电网、负荷聚合商和 用户的三方多赢。2022 年 7 月，“粤能投”虚拟电厂参与粤东地区需求响应市场，响应当 日在全省范围内完成工业可中断、用户侧储能等可调节资源日前邀约响应，响应 1 小时相 当于减少 3 万度用电，大概相当于 1 小时 1.5 万户居民柜式空调的用电。 公司和广州供电局共同设计并研制开发 “广州虚拟电厂管理平台”，参与了广东中调第三 代虚拟电厂项目研制与开发，对海量分布式对象接入电力市场、支持源荷互动的第三代虚 拟电厂进行了前瞻性研究。同时积极参与网源协调的虚拟电厂调控管理系统建设开发，建 立超大规模城市电网虚拟电厂应用样板，显著助力提高南方电网虚拟电厂技术水平。

公司致力于打造充电网、微电网、储能网，从而形成链接、聚合、平衡新能源发电和电动 汽车的虚拟电厂体系，参与电网互动，依托成本、规模和性能等方面的优势,成为未来以 新能源为主体的新型电力系统中关键的灵活性资源。公司建成虚拟电厂平台，聚合充电站 和新能源微网场站参与电力调峰辅助服务及需求侧响应，实现能源增值， 公司实现与 16 个网、省、地级电力调控中心或需求侧管理中心的对接，2022 年 9 月份， 公司作为首批 14 家聚合商之一接入了国内首家虚拟电厂管理中心—深圳虚拟电厂管理中 心，公司具备虚拟电厂条件的可调度的资源容量约为 200 万 KW，报告期内参与调度的容 量超过 40 万 KW，参与调度电量超过 7000 万度。

公司专注于从事中低压企业微电网能效管理所需的设备和系统的研发、生产、销售及服务， 具备为用户提供可靠、安全、节约、有序用电及智能化运维管理等多方面系统解决方案的 能力。公司 AcrelEMS 能效管理平台（EMS 2.0），可以通过在“源网荷储充”各个节点安 装监测分析、保护控制装置，将边缘计算网关采集数据上传至平台，根据电网价格、用电 负荷、电网调度指令等，调整各系统控制策略，使企业内部电力系统稳定运行、提升效率， 降低企业用电成本。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）