投资逻辑：

虚拟电厂基本概念：①本质：聚合优化分布式资源，贡献电网“灵活调节价值”；②两大核心作用：增强电网调节能力、提供用户新盈利模式；③产业链：上游能源资产、中游运营平台、下游需求方；④发展三个阶段：邀约型、市场型、跨区域自主调度型；⑤参与市场的三种路径：需求侧响应、电力辅助服务、电能/辅助现货市场。

电网不稳定性加剧，叠加迎峰度夏期间国内电力供需紧平衡：①电网侧：新能源发电占比逐年提升，用电量与发电量峰谷易形成错位，电力保供和促消纳需求相互交织，呈现净负荷鸭子曲线；②用电侧：由于厄尔尼诺现象，入夏以来各地气温攀升，居民用电及企业生产负荷同步增长，南方电网最高负荷达2.22亿千瓦，接近历史最高。

紧平衡背景下，虚拟电厂是提升电网系统灵活性的高性价比之选：据国网测算，如果实现电力系统的削峰填谷、满足5%的峰值负荷，通过虚拟电厂实现这一目标的投资额仅为火电厂的1/8到1/7。此外，负荷侧海量灵活资源可发挥多样作用、极大激发市场活力、聚合调控潜力巨大，亟需被唤醒和引导。

国内研发应用和商业模式已起步，持续加速市场化和自主调度化转型：①试点项目：“十四五”期间我国江苏、上海、浙江、广东等地开展相关试点，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。

②政策发力：2021年后密集出台政策与规范，2023年2月虚拟电厂《管理规范》《资源配置与评估技术规范》两项国标立项，5月《需求侧&负荷管理办法》公开征求意见，支持各类电力管理服务机构整合优化需求侧资源。

国内试点示范项目：深圳、冀北虚拟电厂成功经验具备可复制性：①深圳试点：由于深圳受外电和清洁能源比重大、负荷密度全国第一、以电车为主的新型负荷爆发式增长，因此其建设需求强烈。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。②冀北试点：全国首个虚拟电厂市场化运营的示范项目，总容量358MW，最大调节电力调节能力204MW，整体技术处于国际领先水平。

他山之石：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，极具借鉴意义。①澳洲：2022年共有61个虚拟电厂项目，以储能为主体的项目占比最高（64%），售电公司为主要参与方（54%）。②德国：政策不断催化，基本实现商业化运行，分布式光伏项目倾向选择交由虚拟电厂运营。德国Next Kraftwerke公司是全欧洲最大的虚拟电厂运营商，2022年已聚合各类分散式能源单元超过13000个，总容量超过11GW。

我们判断国内虚拟电厂的演绎路径为：①前期软件平台需求量爆发——②催生终端硬件设备改造替换周期——③聚合商长期稳定运营——④各类业务深度融合，例如一家大型的聚合商可有多重身份——⑤价值量最终回归到软件上（形成最优策略、赚取超额收益的算法和模型）

虚拟电厂业务拆分与空间测算：①业务拆分：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。

②空间测算：2025年虚拟电厂软件和硬件投资规模有望突破200亿元、600亿元，整体建设规模突破800亿元。

投资建议：

在新型电力系统加速建设的背景下，虚拟电厂作为协调分布式资源参与电力交易和需求响应的重要调节手段，受益于产业政策和电网需求不断加码，有望迎来行业快速发展。我们重点推荐：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。（完整推荐组合详见正文）

风险提示：

电力市场化改革不及预期、虚拟电厂项目推进不及预期、市场化竞争程度加剧