风光装机提升带来发用电时间错配矛盾，虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设。我国风电、光伏产业发展迅速，发电量、装机容量占比逐年上升，进而带动电力系统灵活性调节资源需求提升。灵活性资源建设包括供给侧和需求侧两大类，虚拟电厂是需求侧中解决时间错配的有效措施。
从定义上看，虚拟电厂是聚合资源的能源管理系统，其基础是分布式、灵活性资源和电力市场。从分类来看，虚拟电厂可分为一体化和负荷侧虚拟电厂，一体化虚拟电厂范围更广。从发展阶段来看，虚拟电厂发展可以分为三个阶段：邀约型阶段、市场化阶段、自主调度型阶段，我国当前处于邀约型发展初期。从经济性来看，虚拟电厂在经济性方面具备显著优势，前期投入为200-400 元/KW，建设/运营/激励等环节投资为853 元/KW。
顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔。政策端，中央部委多次提及建立虚拟电厂，近两年政策密集*。各省也*电力需求侧响应利好政策，助力构建需求侧响应盈利性。基础建设端，电力市场化改革逐步深化，现货市场、中长期市场、辅助服务市场等模块逐步完善，虚拟电厂盈利环境向好；工商业储能、电动车、空调改造等灵活性资源建设加速进行，为虚拟电厂构建可调动资源。
我国虚拟电厂示范项目大幅增加，海外虚拟电厂商业模式趋于完善。目前，我国虚拟电厂以试点示范为主，相比欧美国家，我国虚拟电厂仍处于起步阶段，项目实际收益仍处于较低水平，其中上海的收益约0.41 元/KW*次，冀北项目约30 元/KW*年，深圳约0.274 元/KWH，仍处于较低水平。
但我们认为我国的虚拟电厂收益模式逐步多元化，未来有望随电力市场建设进一步丰富。日本来看，丰富的电力市场品类带动虚拟电厂盈利模式丰富，包括输配电侧、零售电侧、用户侧的收益来源。欧洲来看，虚拟电厂的资源主要为发电侧资源，收益模式主要电网平衡服务和用户侧服务。我国与海外的虚拟电厂的发展差距，主要来自电力市场的成熟度差异，我们预期未来或将有相关政策逐步*落地。
虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发。我们测算得到2025 年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2 亿元，其中平台建设约244.5 亿元，2030 年产业链市场空间有望达917.0 亿元，其中平台建设约322.5 亿元。虚拟电厂在峰谷差率较高，电力市场进度较快的省份有望率先上量。我们认为广东、浙江、山东、四川等地有望成为虚拟电厂率先起量的省份，其产业链也有望率先快速发展
看好虚拟电厂系统产业链投资机会，具有先发优势企业有望受益。虚拟电厂产业链涉及上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方。从投资角度来看，我们认为0-1 的过程有望率先起量的是产业链的上游资源和中游设备建设。从行业壁垒来看，虚拟电厂管理平台由国家电网建设，电力资质是参与虚拟电厂的门槛性壁垒。通信系统是虚拟电厂功能的关键，具有一定的技术壁垒。企业的核心竞争力主要为项目积累和先发优势，虚拟电厂需要聚合灵活性资源，资源规模影响虚拟电厂的规模。
投资建议：建议关注率先布局虚拟电厂业务的系统平台建设企业：四方股份、苏文电能、安科瑞、国能日新、东方电子、国网信通、恒实科技、朗新科技、国电南瑞等；建议关注具有灵活性资源，参与虚拟电厂运营相关企业：芯能科技、特锐德、晶科科技等。
风险因素：原材料价格波动风险、虚拟电厂建设不及预期、市场发展不及预期、国内外相关政策风险等
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