一、工商業(yè)儲能方興未艾，為虛擬電廠的關(guān)鍵一環(huán)
1.1 儲能行業(yè)處于黃金發(fā)展時期，工商業(yè)儲能目前處于初期
儲能行業(yè)剛需凸顯，正值黃金發(fā)展時期。全球“雙碳”目標(biāo)確定，新能源快速發(fā)展，而新 能源的波動性、不穩(wěn)定性也隨著新能源發(fā)電占比提升不斷放大，儲能是解決此問題的重要 方式，因此具有剛性需求。全球來看，2022 年累計裝機(jī) 45.75GW（YOY+80%）；中國來 看，2022 年累計裝機(jī) 13.08GW（YOY+128%）。由此可見，儲能行業(yè)目前保持高速增長態(tài) 勢，正值黃金發(fā)展時期。
工商業(yè)儲能為儲能市場的重要組成。儲能按照應(yīng)用場景可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè) 儲能，其中電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能又稱為表前儲能或大儲，用戶側(cè)儲能又稱為表后儲能。用 戶側(cè)儲能分為工商業(yè)儲能與家庭儲能，兩者區(qū)別在于客戶群體，而我國的用戶側(cè)儲能基本 為工商業(yè)儲能。
工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性敏感，目前處于發(fā)展初期。我國工商業(yè)儲能下游主要為工商業(yè)企業(yè)，具 有工業(yè)屬性：相比于家庭儲能，工商業(yè)儲能對于外觀、產(chǎn)品力、品牌力、渠道商等要求更 低，即消費屬性更弱；相比于大儲，工商業(yè)儲能的資質(zhì)要求、業(yè)績積累、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)更低， 即電力設(shè)備屬性更低。我們認(rèn)為工商業(yè)儲能需求發(fā)展的核心在于工商業(yè)企業(yè)建設(shè)儲能是否 具有經(jīng)濟(jì)性。規(guī)模上看，工商業(yè)儲能處于發(fā)展初期，并網(wǎng)規(guī)模從 2021 年 0.59GW 增加至 2022 年 0.78GW，2022 年僅占并網(wǎng)規(guī)模容量的 10%。
1.2 工商業(yè)儲能收益模式未來有望逐步豐富
工商業(yè)儲能應(yīng)用場景廣闊而分散。當(dāng)前工商業(yè)儲能的應(yīng)用場景主要有以下四類。（1）工廠 與商場：工廠與商場用電習(xí)慣明顯，安裝儲能以進(jìn)行削峰填谷、需量管理，能夠降低用電 成本，并充當(dāng)后備電源應(yīng)急；（2）光儲充電站：光伏自發(fā)自用、供給電動車充電站能源， 儲能平抑大功率充電站對于電網(wǎng)的沖擊；（3）微電網(wǎng)：微電網(wǎng)具備可并網(wǎng)或離網(wǎng)運行的靈 活性，以工業(yè)園區(qū)微網(wǎng)、海島微網(wǎng)、偏遠(yuǎn)地區(qū)微網(wǎng)為主，儲能起到平衡發(fā)電供應(yīng)與用電負(fù) 荷的作用；（4）新型應(yīng)用場景：工商業(yè)儲能積極探索融合發(fā)展新場景，已出現(xiàn)在數(shù)據(jù)中心、 5G 基站、換電重卡、港口岸電等眾多應(yīng)用場景。
工商業(yè)儲能可分為光伏配套工商業(yè)儲能與非光伏配套工商業(yè)儲能。根據(jù)是否隨工商業(yè)光伏 安裝，工商業(yè)儲能可以分為光伏配套工商業(yè)儲能與非光伏配套工商業(yè)儲能。（1）光伏配套 工商業(yè)儲能：對于商業(yè)與大工業(yè)用戶，能夠通過安裝光伏+儲能實現(xiàn)電力自發(fā)自用，平抑光 伏發(fā)電出力曲線、提高清潔能源的利用率。同時，亦可利用儲能進(jìn)行單獨的峰谷套利；（2） 非光伏配套工商業(yè)儲能：對于商業(yè)樓宇、學(xué)校、醫(yī)院等不適合安裝大規(guī)模分布式光伏的場 景，獨立安裝儲能系統(tǒng)可以對用電負(fù)荷削峰填谷、峰谷套利。
目前工商業(yè)儲能主要形成以下四大商業(yè)模式。 （1）業(yè)主直接投資：工商業(yè)用戶自行安裝儲能系統(tǒng)，能夠直接削峰填谷、減少用電成本， 但需承擔(dān)初始投資成本和每年的運維費用； （2）合同能源管理：能源服務(wù)方投資購買儲能，并以能源服務(wù)的形式提供給用戶，與其按 約定比例分享儲能帶來的收益。能源服務(wù)方通常是對儲能建設(shè)運營經(jīng)驗豐富的能源集團(tuán)、 儲能設(shè)備商等； （3）融資租賃+合同能源管理：引入融資租賃公司作為儲能設(shè)備的出租方，減少業(yè)主或能 源服務(wù)方的資金壓力。租賃期內(nèi)，儲能設(shè)備的所有權(quán)歸融資租賃方、業(yè)主擁有使用權(quán)，到 期后業(yè)主可獲得儲能的所有權(quán)； （4）純租賃：租賃期內(nèi)，業(yè)主向儲能設(shè)備出租方支付固定的租金，出租方提供維保服務(wù)， 儲能產(chǎn)生的收益由業(yè)主自享。到期后，儲能設(shè)備歸還出租方，或由業(yè)主出價買斷。此模式 適合輕資產(chǎn)運營或有臨時用電需求的企業(yè)，對出租方儲能設(shè)備的性能和移動便捷性要求較 高。
合同能源管理、融資租賃有望成為工商業(yè)儲能發(fā)展的主流商業(yè)模式。工商業(yè)儲能尚處于發(fā) 展早期，初始投資和資金壓力可能削弱儲能對業(yè)主或投資方的吸引力。合同能源管理模式 下，業(yè)主無需投資，只需與投資方（能源服務(wù)方）按比例分享儲能收益，這一比例通常為 10%：90%、15%：85%等。業(yè)主獲得了部分峰谷套利、需求響應(yīng)等收入，投資方則可在 收回投資成本后繼續(xù)獲得額外收益；若在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步引入融資租賃方，則可進(jìn)一步降 低能源服務(wù)方的資金壓力。隨著工商業(yè)儲能日趨成熟，業(yè)主自投、純租賃模式占比或?qū)⒂兴仙?br />
工商業(yè)儲能收益模式主要為價差套利、增加光伏自用比例。（1）峰谷價差套利：在電價谷 時從電網(wǎng)購買低價電價給儲能系統(tǒng)充電，在電價峰時或尖峰時利用儲能系統(tǒng)供給負(fù)載，降 低企業(yè)用電成本；（2）增加光伏自用比例：光伏發(fā)電與負(fù)載消耗存在時間上的錯配。當(dāng)光 伏發(fā)電超出負(fù)載消耗時，工商業(yè)用戶以低價出售余電給電網(wǎng)公司；當(dāng)光伏發(fā)電小于負(fù)載消 耗時，工商業(yè)用戶需要以高價代理購電。通過安裝儲能系統(tǒng)，對光伏發(fā)電實現(xiàn)削峰填谷， 在光伏發(fā)電 量大時儲存無法消耗的電量，在光伏發(fā)電量不足時釋放儲能系統(tǒng)中的電量供給 負(fù)載，減少高價購電成本。
工商業(yè)儲能是虛擬電廠的重要一環(huán)，收益模式有望逐步拓展。除上述兩種收益模式以外， 未來工商業(yè)儲能還有望發(fā)展其他收益來源。收益來源包括：（1）需量管理：我國針對受電 變壓器容量在 315kVA 及以上的大工業(yè)用電采用兩部制電價，用戶繳納的電費中可以選擇容 量電費與需量電費。工商業(yè)儲能系統(tǒng)在用電高峰時供給負(fù)載，可以抵消高峰負(fù)荷沖擊、減 少變壓器出力，降低變壓器容量需求電費；（2）電力現(xiàn)貨交易：在電力現(xiàn)貨市場上，市場主體開展日前、日內(nèi)和實時的電能量交易。工商業(yè)儲能由于容量較小，難以滿足買方的一 次性調(diào)用需求量，可以通過虛擬電廠（VPP）方式聚合參與電力現(xiàn)貨交易；（3）電力輔助 服務(wù)：工商業(yè)儲能系統(tǒng)可以根據(jù)電網(wǎng)的調(diào)度指令，釋放或存儲電能，實現(xiàn)供需平衡，并提 供調(diào)峰調(diào)頻等電力輔助服務(wù)。這種作用方式允許工商業(yè)儲能系統(tǒng)根據(jù)電力市場的價格信號 或電網(wǎng)的需求變化，靈活地調(diào)整自己的操作模式，以獲取相應(yīng)的收益。我們認(rèn)為收益來源 拓展的核心在于電力現(xiàn)貨市場、虛擬電廠的建設(shè)。
二、多因素助力工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性提升，2023 年有望成為工 商業(yè)儲能元年
2.1 工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性的核心指標(biāo)為峰谷價差、投資成本
工商業(yè)儲能的收益模式主要為峰谷價差套利，兩充兩放下經(jīng)濟(jì)性凸顯。 以江蘇省為例，假設(shè)：1）裝機(jī)規(guī)模 500kw，連續(xù)運行時長 2h；2）儲能單位投資成本為 1.7 元/wh；3）循環(huán)次數(shù) 6000 次、年運行天數(shù) 330 天；4）運營年限為 20 年，兩充兩放在 第 10 年更換電池；5）放電深度 90%、充放電效率 92%；6）一充一放與兩充兩放下年衰 減系數(shù)分別為 1.3%、2.5%（對應(yīng) 10 年換一次電池），其中兩充兩放為峰谷循環(huán)、峰平循環(huán)； 7）融資成本為 5%；8）峰谷價差幅度為 0.84 元/kWh。
根據(jù)以上假設(shè)，我們測算得到：1）一充一放下工商業(yè)儲能 IRR 達(dá) 6.93%、LCOS 為 0.76 元/kWh，兩充兩放下工商業(yè)儲能 IRR 為 16.29%、LCOE 為 0.44 元/kWh。2）從敏感性分 析看，其他條件不變，在 1.7 元/Wh 的 EPC 成本下，當(dāng)峰谷價差大于 0.86 元時，一充一放 下工商業(yè)儲能 IRR 便可達(dá)到 8%，當(dāng)峰谷價差大于 0.64 元/kWh，兩充兩放下工商業(yè)儲能 IRR 達(dá)到 8%，具有經(jīng)濟(jì)性。3）工商業(yè)儲能對峰谷價差敏感性較高，峰谷價差提升 0.1 元 /kWh，IRR 提升約 5%。 考慮到工商業(yè)儲能并不一定能完成兩個完整循環(huán)，因此在其他條件不變的情況下，0.7 元 /kWh（介于 0.60-0.78 元/kWh）以上的峰谷價差能較大概率實現(xiàn)較好收益。工商業(yè)儲能的 經(jīng)濟(jì)性的核心指標(biāo)為峰谷價差和投資成本。
我們判斷 23 年有望成為工商業(yè)儲能的發(fā)展元年，主要原因 23 年工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性有望 大幅提升。工商業(yè)儲能下游主要為工商業(yè)企業(yè)，投資是否具有經(jīng)濟(jì)性是工商業(yè)需求的核心 因素之一，而 2023 年工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性或?qū)@著提升： 1、收益端：預(yù)計峰谷電價差距將 進(jìn)一步拉大，分時電價機(jī)制也將得到完善，這可能為工商業(yè)儲能提供更大的經(jīng)濟(jì)收益。2、 成本端：由于碳酸鋰等原材料價格的大幅下降以及制造業(yè)成本的持續(xù)下降，預(yù)計工商業(yè)儲 能的投資成本將大幅降低。此外，其他成本方面也仍然具有降低的空間。3、政策端：預(yù)計 政府將進(jìn)一步推進(jìn)工商業(yè)儲能的建設(shè)，包括提供補(bǔ)貼政策、調(diào)整輸配電價政策，以及推廣 隔墻售電等政策措施。4、應(yīng)急需求：在可能出現(xiàn)的頂峰缺電形勢下，工商業(yè)儲能有望保證 電力供應(yīng)的穩(wěn)定，滿足緊急需求。
2.2 收益端：峰谷價差不斷拉大，分時電價不斷完善
全國峰谷價差大于 0.7 元/kWh 的省份已達(dá) 19 個，且價差呈擴(kuò)大 趨勢。數(shù)量變化上， 2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我國峰谷價差超過 0.7 元/kWh 的省份從 16 個增加至 19 個。價差變化上，共有 20 個地區(qū)的峰谷價差增大，如江西省從 0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山東省從 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。
各地分時電價政策不斷完善，實現(xiàn)兩充兩放的省份不斷增加。為鼓勵工商業(yè)用戶改變用電 模式，多地動態(tài)調(diào)整完善工商業(yè)用戶分時電價政策，為峰谷套利提供重要支持。當(dāng)前大部 分地區(qū)設(shè)置兩個高峰時段，能夠進(jìn)行兩充兩放。廣東、江蘇、山東、浙江、河南、河北等 地在個別月份出臺尖峰電價，江蘇試行工業(yè)用電重大節(jié)日深谷價，多地高耗能企業(yè)電價漲 至1.5倍，在實現(xiàn)兩充兩放之外進(jìn)一步擴(kuò)大套利空間。以廣東省7-9月為例，10:00-11:00、 14:00-15:00、17:00-19:00 為高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 為尖峰段，可在 0:00- 8:00 谷時及 12:00-14:00 平時充電，高峰/尖峰放電。兩充兩放提高儲能利用率、增加套利收入、縮短投資回報期，其經(jīng)濟(jì)性使得工商業(yè)儲能投資更具吸引力。疊加峰谷價差持續(xù)拉 大趨勢，儲能套利空間廣闊，收益有望進(jìn)一步提升。
2.3 成本端：碳酸鋰價格大幅下降，投資成本大幅下降
電芯占儲能系統(tǒng)成本比重 60%，其正極主要材料為碳酸鋰。在儲能系統(tǒng)中，電芯是最大的 成本支出，降本空間廣闊，主要由正負(fù)極材料、電解液、隔膜等組成。原材料成本占電芯 成本比重 87.3%，其中半數(shù)為正極材料。碳酸鋰作為正極關(guān)鍵材料，據(jù) SMM 統(tǒng)計，占儲 能電芯成本高達(dá) 30%-40%。
碳酸鋰價格進(jìn)入下行通道，儲能裝機(jī)成本降低。2022 年碳酸鋰價格大漲，11 月下旬一度 高達(dá) 57 萬元/噸，儲能電池價格隨之高漲，較 2021 年同期漲幅超一倍。2023 年 Q1 隨國內(nèi) 鹽湖和云母提鋰釋放產(chǎn)能、全球鋰礦企業(yè)競爭加劇，碳酸鋰價格進(jìn)入下行通道，傳導(dǎo)至下 游儲能系統(tǒng)，利好儲能規(guī)?；l(fā)展。當(dāng)前碳酸鋰價格反彈回升、尚未企穩(wěn)，或?qū)⒄鹗幉▌樱?未來隨著供給端產(chǎn)能逐漸釋放，碳酸鋰價格仍有下降空間。
碳酸鋰價格每下降 5 萬元/噸，兩充兩放下 IRR 提升約 0.5%。我們按照 55 萬元/噸的碳酸 鋰價格測算電芯為 0.918 元/Wh，儲能 EPC 價格為 2.00 元/Wh。碳酸鋰價格每下降 5 萬元 /噸，電芯價格下降 0.029 元/Wh，兩充兩放下儲能 IRR 提升約 0.5%。當(dāng)碳酸鋰價格從 55 萬元/噸跌至 25 萬元/噸，IRR 將從 10.7%提升至 13.7%。 制造業(yè)降本為常態(tài)，其他成本仍具有降本空間。除碳酸鋰價格下降帶來的成本下降之外， 制造業(yè)會隨著規(guī)模效應(yīng)、技術(shù)不斷成熟/更迭，成本持續(xù)下降，因此我們認(rèn)為儲能系統(tǒng)價格 成本下降空間較大，有望進(jìn)一步帶來儲能的收益率提升。
2.4 政策端：政策不斷催化，推進(jìn)工商業(yè)儲能建設(shè)
多地用戶側(cè)儲能補(bǔ)貼落地，補(bǔ)貼方向與分布式光伏結(jié)合。2022 年全年各地共發(fā)布 20 項儲 能補(bǔ)貼政策，涉及放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼與投資補(bǔ)貼，體現(xiàn)出與分布式光伏相結(jié)合的方向特 點，是地方產(chǎn)業(yè)招商的重點項目。補(bǔ)貼政策直接降低初始投資、有望增加投資收益，提升 工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性。其中浙江、江蘇、四川、廣東等地政策出臺密集，浙江省龍港市放電 補(bǔ)貼力度最大，高達(dá) 0.8 元/千瓦時。
“隔墻售電”在浙江率先破局，有望落地開花促成共享用戶側(cè)儲能模式。“隔墻售電”指分 布式能源可以直接通過配電網(wǎng)將電能銷售給周邊用戶，省去先低價賣給電網(wǎng)、再由用戶從 電網(wǎng)高價買回的過程。2017年 10月 31日，《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》 文件出臺，標(biāo)志著“隔墻售電”在我國正式啟動。2022 年 9 月 29 日，浙江省頒布《浙江省 電力條例》，提出分布式發(fā)電企業(yè)可以與周邊用戶按規(guī)定直接交易，成為首個“隔墻售電” 政策落地省份。2023 年 3月寧夏、廣東先后出臺政策，積極推行“隔墻售電”模式。“隔墻 售電”給工商業(yè)儲能帶來共享儲能的發(fā)展新機(jī)遇，可以視用戶分布與儲能歸屬分為私有儲 能共享模式、資源再分配模式、公共儲能共享模式、云儲能模式。資源方面，全民參與的 共享儲能模式整合了負(fù)荷側(cè)儲能、提供靈活性資源；收益方面，降低了儲能投資成本、拓 寬業(yè)主或運營商盈利邊界。隨著“隔墻售電”與共享儲能發(fā)展完善，工商業(yè)儲能未來規(guī)模 可期。
1）私有儲能共享模式：適合用戶數(shù)量少且均配備儲能的情況。此模式下儲能設(shè)備所有權(quán)仍 歸用戶所有，用戶間可以交易儲能設(shè)備的閑置容量，將其視作可調(diào)動的靈活性電力資源。 2）資源再分配模式：適合用戶數(shù)量多且均配備儲能的情況。此模式下將區(qū)域用戶儲能相連 接，實現(xiàn)容量共享，按容量需求再分配用戶對儲能設(shè)備的所有權(quán)。 3）公共儲能共享模式：適合鄰近的商業(yè)樓宇、工業(yè)園區(qū)。同一供電區(qū)域下的用戶集資投資 或由投資方出資建儲，由共享儲能運營商統(tǒng)一管理、統(tǒng)一供電。 4）云儲能模式：適合廣域范圍的工商業(yè)用戶。云儲能將分散的用戶側(cè)儲能集中在云端，由 云儲能提供商建設(shè)、調(diào)度和維護(hù)，擺脫傳統(tǒng)模式對距離的限制，不僅能在鄰近范圍內(nèi)實現(xiàn) 共享，亦可滿足廣域范圍用戶需求。 我們認(rèn)為若“隔墻售電”促成用戶側(cè)共享儲能模式，工商業(yè)儲能有望規(guī)?；当荆黾庸?理效率，還有望創(chuàng)造輔助服務(wù)收益的可能性，進(jìn)而促進(jìn)未來工商業(yè)儲能的規(guī)?；l(fā)展。
2.5 應(yīng)急需求：高峰缺電形勢下，工商業(yè)儲能保證電力供應(yīng)穩(wěn)定
限電政策頻發(fā)，限電損失催生工商業(yè)用戶對電力保供需求。2021 年受煤電價格倒掛導(dǎo)致發(fā) 電意愿大降、“能耗雙控”目標(biāo)驅(qū)動，全國大范圍限電，嚴(yán)控高能耗高污染行業(yè)用電。 2022 年高溫高旱天氣持續(xù)時間長、用電需求激增，多地發(fā)布有序用電方案，四川、重慶兩 地要求轄區(qū)內(nèi)工業(yè)企業(yè)放高溫假。限電甚至停電導(dǎo)致工商業(yè)企業(yè)減產(chǎn)、收益下滑，停電重 啟成本高昂的企業(yè)將蒙受更大損失。在此背景下，限電受損嚴(yán)重的工商業(yè)企業(yè)對于保障用 電安全的需求迫切。 儲能用作后備電源，有效保證供電穩(wěn)定性。在用電連續(xù)性要求高的場景下，儲能系統(tǒng)可先 儲存新能源發(fā)電設(shè)備余電或通過電力系統(tǒng)充電，在電網(wǎng)限電停電時替代傳統(tǒng) UPS 電源作為 備用電源，為工商業(yè)用戶提供緊急用電支持，保障用電穩(wěn)定性、維持正常經(jīng)營。
三、虛擬電廠為新型電力系統(tǒng)必要一環(huán)，打開工商業(yè)儲能遠(yuǎn) 期空間
3.1 虛擬電廠整合負(fù)荷側(cè)靈活性資源，工商業(yè)儲能是體現(xiàn)虛擬電廠靈活性的核心
虛擬電廠的基礎(chǔ)為靈活性資源，核心是智能化平臺。虛擬電廠（VPP）實際是一個能量管 理系統(tǒng)，指運用信息通信、物聯(lián)網(wǎng)、先進(jìn)計量等技術(shù)，將用戶側(cè)分散的清潔能源、儲能系 統(tǒng)、可控負(fù)荷、電動汽車等分布式能源聚合，作為一個特殊電廠參與電力市場交易、接受 電網(wǎng)調(diào)度指令、參與需求側(cè)響應(yīng)、提供電網(wǎng)輔助服務(wù)。虛擬電廠的本質(zhì)是整合一個區(qū)域內(nèi) 的分布式發(fā)電、靈活性調(diào)節(jié)資源，使發(fā)用電出力內(nèi)部盡量平衡，進(jìn)而作為一個整體（可以 為發(fā)電、可以為負(fù)荷）參與電力系統(tǒng)。因此靈活性資源為虛擬電廠的“基礎(chǔ)建設(shè)”，智能化 調(diào)度平臺是虛擬電廠的核心。
虛擬電廠是較為有經(jīng)濟(jì)性的“削峰”投資，政策持續(xù)加速推進(jìn)虛擬電廠建設(shè)。根據(jù)國家電 網(wǎng)測算，通過火電廠實現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，滿足 5%的峰值負(fù)荷需要投資 4000 億；而通 過虛擬電廠，在建設(shè)、運營、激勵等環(huán)節(jié)投資僅需 500-600 億元，具有較大經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。 近年來國家層面、各省層面政策也在不斷加速推進(jìn)虛擬電廠的建設(shè)，廣東明確提出在廣州 深圳推進(jìn)虛擬電廠試點，逐步培育形成百萬千瓦級虛擬電廠響應(yīng)能力。 工商業(yè)儲能是體現(xiàn)虛擬電廠靈活性的核心，虛擬電廠有望拓展工商業(yè)儲能盈利模式。對于 虛擬電廠而言，靈活性主要表現(xiàn)為為可調(diào)節(jié)負(fù)荷、用戶側(cè)儲能。由于容量較小，或難以滿 足電力交易市場買方需求，可以通過聚合方式參與虛擬電廠，從市場交易獲益。我國虛擬 電廠產(chǎn)業(yè)起步晚，近兩年政策不斷加碼，各地建立虛擬電廠試點示范項目，發(fā)展有望提速。 以廣東省為例，2023 年 6 月頒布的《廣東省促進(jìn)新型儲能電站發(fā)展若干措施》中指出，在 廣東、深圳開展試點項目，統(tǒng)籌全省虛擬電廠接入、市場交易和協(xié)同控制，逐步培育形成 百萬千瓦級虛擬電廠響應(yīng)能力。
電力市場化改革是構(gòu)建虛擬電廠的市場機(jī)制基礎(chǔ)。2022 年 1 月國家發(fā)改委、國家能源局出 臺《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，明確指出到 2025 年初步全國統(tǒng)一 電力市場體系。電力市場改革圍繞電力商品屬性為核心，建立完善電力現(xiàn)貨市場、電力中 長期交易市場、輔助服務(wù)市場等功能模塊，引入儲能電站、虛擬電廠、分布式能源等新型 市場主體參與市場交易，利用市場機(jī)制優(yōu)化電力資源配置，有利于促進(jìn)新能源消納和能源 結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。電力市場化也是虛擬電廠形成的市場機(jī)制基礎(chǔ)，因此電力市場化改革在推進(jìn)虛 擬電廠的形成上有重要作用。
第三輪輸配電價改革啟動，理順電價傳導(dǎo)機(jī)制，為電力市場的建設(shè)奠定基礎(chǔ)。第三次輸配 電價主要內(nèi)容包括：
1）簡化用戶分類，首次推動實現(xiàn)工商業(yè)用戶同價全覆蓋：用戶電價逐步歸并為居民生活、 農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和工商業(yè)用電三類，不再區(qū)分大工業(yè)用戶、一般工商業(yè)用戶。同電壓等級工商業(yè) 用戶執(zhí)行相同電價，避免交叉補(bǔ)貼、用電種類不同導(dǎo)致的同電壓電價差，促進(jìn)電力市場交 易與競爭的公平性；
2）輸配電價按“準(zhǔn)許成本+合理收益”原則核定：自 2023 年 6 月 1 日起，工商業(yè)用戶用電 價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加等組 成，新增上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用。其中，系統(tǒng)運行費用包括輔助服務(wù)費用、抽 水蓄能容量電費等。此次電價結(jié)構(gòu)調(diào)整突出了中間環(huán)節(jié)電價，清晰反映電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源 費用，引導(dǎo)用戶為調(diào)節(jié)資源付費，利于工商業(yè)儲能等市場主體參與電力市場輔助服務(wù)。
3）建立負(fù)荷率激勵約束機(jī)制，利好安裝工商業(yè)儲能合理用電：對每月每千伏安用電量達(dá)到 260 千瓦時及以上的兩部制用戶，需量電價按 90%執(zhí)行，引導(dǎo)工商業(yè)用戶合理確定用電報 裝容量，工商業(yè)用戶亦可通過儲能系統(tǒng)進(jìn)行需量管理。
4）擴(kuò)大兩部制電價工商業(yè)范圍，增加需量管理需求。第三輪輸配電價改革擴(kuò)大了兩部制電 價執(zhí)行范圍，對于用電容量在 100-315kVA 的工商業(yè)用戶，可選擇執(zhí)行兩部制電價；用電容 量在 315kVA 及以上的工商業(yè)用戶，執(zhí)行兩部制電價，現(xiàn)執(zhí)行單一制電價的用戶可選擇執(zhí)行 單一制電價或兩部制電價。容量電費（基本電費）按用戶變壓器容量（按容收費）或運行 的最大需要量（按需收費）計算，電量電費按用戶實際購電量計算。工商業(yè)用戶因此增加 精細(xì)化管理電費的需求，比如安裝光儲系統(tǒng)可以同時降低容量電費與電量電費，節(jié)省用電 支出。精細(xì)化管理需要布局能量管理系統(tǒng)，也為虛擬電廠的建設(shè)奠定基礎(chǔ)。
電力輔助服務(wù)交易市場日益活躍，豐富工商業(yè)儲能收益模式。當(dāng)前我國輔助服務(wù)市場建設(shè) 蓬勃發(fā)展，據(jù)中國能源報數(shù)據(jù)，2015年之前我國輔助服務(wù)費用占電費比例不足 1.5%，近兩 年這一比重已經(jīng)提升至 2.5%。在電力市場改革浪潮中，負(fù)荷集成商、虛擬電廠、抽蓄、儲 能等新興市場主體被納入電力輔助服務(wù)交易，打開工商業(yè)儲能盈利新渠道。
3.2 虛擬電廠與工商業(yè)儲能相互促進(jìn)，提高收益率且或改變資產(chǎn)屬性
虛擬電廠對工商業(yè)儲能的影響是：
1）收益率提升。當(dāng)前工商業(yè)儲能的收益來源單一，主要為峰谷價差套利。而虛擬電廠的建 設(shè)一方面帶來了其他收益的可能性，如參與電力現(xiàn)貨市場、提供輔助服務(wù)等，進(jìn)而增加 投資收益；另一方面，虛擬電廠的建設(shè)基礎(chǔ)是電力市場化改革，而電力市場化后會放大 光伏出力波動性的劣勢，最終體現(xiàn)在光伏大幅出力的中午電價較低的情況（如山東的午 時電價）、棄光率提升。而工商業(yè)儲能對此受益，受益模式或從峰谷價差套利變?yōu)榉?零 電價套利、甚至峰-負(fù)電價套利，減少了儲能充電成本，進(jìn)而增加收益率。
2）工商業(yè)儲能由可選性的資產(chǎn)投資品轉(zhuǎn)為電力系統(tǒng)必要性投資品。我們認(rèn)為對于企業(yè)而 言，工商業(yè)儲能的普及性還不高，投資工商業(yè)儲能的企業(yè)或?qū)⑵渥鳛殄\上添花的可選投 資品，用于節(jié)省電費。而虛擬電廠作為新型電力系統(tǒng)用戶側(cè)改革的重要一環(huán)，需要工商 業(yè)儲能的支撐，政策、市場機(jī)制或?qū)?ldquo;教育”工商業(yè)企業(yè)其儲能的重要性，進(jìn)而快速推 廣建設(shè)。這或?qū)⒔o工商業(yè)儲能帶來的是資產(chǎn)屬性的變化，由可選投資品變?yōu)楸匾酝顿Y 品的投資觀念的改變。
3.3 工商業(yè)儲能短期需求高速增長，或提升工商業(yè)儲能的收益、改變工商業(yè)的資 產(chǎn)屬性
短期來看，工商業(yè)儲能與分布式光伏裝機(jī)量相關(guān)。在虛擬電廠處于示范階段的情況下，工 商業(yè)儲能的主要功能為降低用電成本，獲得投資收益，其與分布式光伏功能類似，因此目 前來看工商業(yè)儲能與分布式光伏的相關(guān)性較強(qiáng)。 工商業(yè)光伏裝機(jī)量趕超戶用光伏裝機(jī)量，發(fā)展駛?cè)肟燔嚨?。分布式光伏相較集中式光伏具 有投資小、土地集約性高、應(yīng)用場景廣等特點，近年來發(fā)展迅速，可根據(jù)投資主體進(jìn)一步 劃分為戶用光伏、工商業(yè)光伏。在工業(yè)用電需求旺盛、電價中樞上升疊加政策支持背景下， 2022 年工商業(yè)光伏新增裝機(jī)量超戶用光伏，同比增長 223%。2021 年 6 月國家能源局發(fā)布 《國家能源局綜合司關(guān)于報送整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開始試點方案的通知》，指出 2023年底，工商業(yè)廠房屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于 30%。展望今年，我們認(rèn)為，工商業(yè)光伏有望延續(xù)蓬勃發(fā)展態(tài)勢。
多地出臺分布式光伏配儲政策，利好光伏配套工商業(yè)儲能。截至目前，已有江蘇、浙江、 山東、河北、河南五地對分布式光伏提出配儲要求，其中山東棗莊要求配儲比例最高達(dá) 30%，江蘇、浙江同步出臺分布式光伏配儲補(bǔ)貼，或推動配套工商業(yè)儲能規(guī)?；l(fā)展。
光伏發(fā)電市場化交易態(tài)勢明確，光伏配儲經(jīng)濟(jì)性有望凸顯。各省市發(fā)布的 2023 年光伏發(fā) 電市場化交易政策中，已有青海、云南、山東等 6 地明確要求光伏參與市場化交易，由電 力市場供需情況決定售電價格，改變原先按固定不變電價上網(wǎng)的商業(yè)模式。在新能源消納 問題亟待解決的背景下，光伏發(fā)電市場化造成電力供應(yīng)大幅增加，使得售電價格波動，甚 至出現(xiàn)負(fù)電價，削弱僅裝工商業(yè)光伏項目的經(jīng)濟(jì)性。我們認(rèn)為，此前提下若配套建設(shè)工商 業(yè)儲能，或能降低充電機(jī)會成本，配儲經(jīng)濟(jì)性將進(jìn)一步凸顯。
短期來看，工商業(yè)儲能需求 2023-2025 年有望達(dá) 5.1、10.4、18.7GWh。在收益不斷提 升、成本不斷下降、政策持續(xù)推動、缺電焦慮持續(xù)的情況下，我們預(yù)計未來兩年經(jīng)濟(jì)性將 推動工商業(yè)儲能快速發(fā)展。我們基于：1）存量、新增分布式光伏配套儲能滲透率不斷提 升，23 年分別至 1%、20%。2）配儲比例逐步提升至 15%。3）參考觀研天下數(shù)據(jù)，獨立 工商業(yè)儲能新增裝機(jī)逐步提升至 2023 年的 2.2GWh。我們測算工商業(yè)儲能 2023-2025 年 有望達(dá) 5.1、10.4、18.7GWh。
虛擬電廠帶來工商業(yè)儲能遠(yuǎn)期空間以及需求超預(yù)期的可能。上述測算基于分布式光伏的裝 機(jī)并估計儲能的滲透率，由于目前量較小，滲透率較低，且工商業(yè)企業(yè)眾多，變化較大， 因此測算結(jié)果參考性一般。我們認(rèn)為工商業(yè)儲能提供給用戶側(cè)充足的靈活性資源，奠定虛 擬電廠的發(fā)展基礎(chǔ)，而虛擬電廠的建設(shè)增添未來收益增長的預(yù)期，或?qū)⒏淖児ど虡I(yè)儲能的 投資屬性，進(jìn)而促進(jìn)工商業(yè)儲能的發(fā)展，打開工商業(yè)儲能的遠(yuǎn)期空間。這或?qū)硐掠纹?業(yè)的觀念的改變、儲能的剛需屬性凸顯，進(jìn)而有望帶動儲能滲透率的快速提升，我們認(rèn)為 虛擬電廠有望帶來工商業(yè)儲能需求超預(yù)期的可能。
我們預(yù)計在虛擬電廠建設(shè)順利的情況下，工商業(yè)儲能累計裝機(jī) 2030 有望達(dá) 189GWh。根 據(jù)《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》，2025 年的我國各省目標(biāo)的需求響應(yīng)能力為最大用電負(fù)荷的 3-5%，根據(jù)中電聯(lián)的測算 2025 年最大負(fù)荷為 16.3 億千瓦，按需求響應(yīng)能力為 5%計算，對應(yīng)的靈活性資源為 82GW。靈活性資源包括數(shù)據(jù)中心、儲能、5G 基站、電動 汽車、可調(diào)節(jié)負(fù)荷（如空調(diào)等）、電制氫等。其中儲能是最為主要的靈活性資源，目前澳洲 的虛擬電廠走在世界前列，澳洲的已有的虛擬電廠項目中，表后儲能電池為主要的資源類 型。我們預(yù)計在虛擬電廠建設(shè)前期可以挖掘較多的其他靈活性資源（比如空調(diào)等可調(diào)節(jié)負(fù) 荷），工商業(yè)儲能天花板來看， 根據(jù)郭永強(qiáng)等的《基于需求側(cè)響應(yīng)的廣義儲能容量配置方法研究》，微網(wǎng)的總負(fù)荷 5000KW 左右，可調(diào)節(jié)負(fù)荷約 800kW（包括電動汽車+空調(diào)，占比 16%），儲能配置約 486-1243kW （占比約 10-25%），以此推測未來微網(wǎng)中維持電力穩(wěn)定需要配置靈活性資源 26%-40%。假 設(shè) 2030 年最大負(fù)荷調(diào)節(jié)能力占比 10%，工商業(yè)儲能占靈活性資源的比例為 50%（相當(dāng)于 總負(fù)荷的 5%）。我們測算得到在虛擬電廠進(jìn)展順利的情況下，工商業(yè)儲能 2025、2030 累 計裝機(jī)有望達(dá) 37、189GWh（累計裝機(jī) CAGR 為 38.5%），在此邏輯下工商業(yè)儲能遠(yuǎn)期空 間廣闊。
四、產(chǎn)業(yè)鏈與其他類型儲能相似，偏下游的企業(yè)更具投資彈性
工商業(yè)儲能系統(tǒng)構(gòu)成與儲能電站基本一致，要求較儲能電站更低。工商業(yè)儲能系統(tǒng)主要由 電池模組、逆變器、BMS（電池管理系統(tǒng)）、EMS（能量管理系統(tǒng)）和其他配件構(gòu)成。工 商業(yè)儲能系統(tǒng)常用于 30kW 以上的應(yīng)用場景，多采用集裝箱一體式建造，但對于 MW 級別 的大工業(yè)用戶，其配置與儲能電站一致。由于容量小、功能需求簡單，工商業(yè)儲能系統(tǒng)在 電池響應(yīng)速度、BMS 和 EMS 管理要求等方面要求均低于儲能電站。
工商業(yè)儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈完善，與大儲、戶儲同源。上游部件環(huán)節(jié)中，儲能電池模組由電芯 經(jīng)過串并聯(lián)組成用以儲存電力；逆變器進(jìn)行交流電與直流電的轉(zhuǎn)換，根據(jù)功率指令對電池 進(jìn)行充放電；BMS 是控制、管理電池各項功能并保護(hù)電池的核心部件，亦具備和 EMS、 SCADA（能量管理系統(tǒng)及監(jiān)控系統(tǒng)）通訊功能，目前也有部分電池廠家開始自主設(shè)計 BMS；EMS 控制逆變器并采集逆變器數(shù)據(jù)、控制電池模組并采集電芯數(shù)據(jù)、執(zhí)行邏輯（各 種應(yīng)用）并與其他設(shè)備集成調(diào)度。中游集成商與品牌渠道商直接與下游工商業(yè)用戶對接， 需要對 BMS/EMS 系統(tǒng)及儲能應(yīng)用場景有著高理解，且 BMS/EMS 系統(tǒng)基本為自研，以完 成對上游設(shè)備的高效整合。
格局尚未形成，核心競爭力為資源先發(fā)優(yōu)勢。工商業(yè)儲能處于 0-1 的階段，格局還未形成， 但因其制造的壁壘不高，更多的壁壘在于渠道、資源、服務(wù)、品牌等軟性壁壘。1）客戶資 源。工商業(yè)儲能下游客戶較分散，客戶資源為重要優(yōu)勢?？蛻糍Y源來源于其他業(yè)務(wù)的積累、 或者通過其他中樞機(jī)構(gòu)（比如規(guī)劃設(shè)計院等）來獲取、或者通過已有的平臺信息獲取潛在 客戶。并且資源優(yōu)勢與公司所處的位置相關(guān)，峰谷價差較大的省份比如江浙滬、廣東等地 方的企業(yè)具有先發(fā)優(yōu)勢。2）資源整合。工商業(yè)儲能未來需要向虛擬電廠服務(wù)，獲取輔助服 務(wù)、參與電力現(xiàn)貨市場的收益，因此有資源整合平臺布局的企業(yè)有望享受未來豐富的商業(yè) 模式，也會形成一定的品牌壁壘。我們認(rèn)為客戶資源、資源整合能力都偏向下游，因此偏 產(chǎn)業(yè)鏈下游的企業(yè)或更具有工商業(yè)儲能的投資彈性。
原標(biāo)題：工商業(yè)儲能專題報告：峰谷價差拉大帶來量變，虛擬電廠引發(fā)質(zhì)變
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