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”。
特别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。
虚拟电厂具有“错峰消纳，灵活调节”的价值得到进一步凸显，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。
目前，海外澳洲、德国等虚拟电厂起步早于国内约 10 年，商业模式相对清晰，部分已进入成熟的商业运营阶段。国内积极试点，22 年深圳建成了国内首家网地一体虚拟电厂运营管理云平台，接入负荷聚合商 14 家，接入容量达 870MW。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。特别是冀北试点建设成功，标志着全国首个虚拟电厂市场化运营的示范项目，整体技术处于国际领先水平。
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。
虚拟电厂业务包括软件平台、硬件、运营聚合，毛利率依次递减、市场容量依次递增。
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。
空间测算：2025 年虚拟电厂建设规模预计达到 800 亿
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）
虚拟电厂相关公司：
重点关注公司：
1）虚拟电厂资源聚合商：【国能日新】、【特锐德】；
2）软件平台提供商：【国网信通】、【东方电子】；
3）硬件及解决方案系统提供商：【安科瑞】、【泽宇智能】、【朗新科技】（计算机组）、【苏文电能】（公用事业组）、【恒实科技】（计算机组）。
低估公司：【林洋能源】、【金智科技】等
附智能电网产业链和电力AI低估公司：
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