工商業(yè)儲能行業(yè)專題報告：盈利模式大拆解，虛擬電廠拓寬收益邊界1運營模式：合同能源管理為主運營模式工商業(yè)儲能運營模式早期以合同能源管理為主。工商業(yè)儲能尚屬新興事物，投資成本相對較高，用戶存在一定安全顧慮，因此產(chǎn)品技術(shù)發(fā)展曲線目前還處于嘗鮮者向早期大眾的鴻溝跨越當(dāng)中。目前工商業(yè)儲能主要有四種運營模式，在市場早期，合同能源管理、融資租賃等模式有利于推動用電企業(yè)決策和使用儲能。在市場主流期，業(yè)主自投資和純租賃模式或?qū)⒄加懈弑戎?。合同能源管理合同能源管理是目前比較常見的運營模式。即由能源服務(wù)方投資購買儲能，以能源服務(wù)的形式提供給用電企業(yè)，與其分享儲能收益，一般按照90%：10%、85%：15%等比例分享，能源服務(wù)方通過儲能收益（大約5-6年）達到回本后，繼而獲得額外回報。其中儲能收益，當(dāng)前主要是峰谷套利和需求管理給用電企業(yè)節(jié)約的電費及需求側(cè)響應(yīng)獲得的補貼，未來可能拓展其他收益方式，如電力現(xiàn)貨交易和電力輔助服務(wù)等。合同能源管理主要解決部分早期用戶對儲能的嘗鮮問題。早期儲能用戶大多具有對投資成本較高和安全的擔(dān)憂心理，故選擇能源服務(wù)方常以綜合能源公司、能源集團、儲能設(shè)備商等為主，其儲能建設(shè)和運營經(jīng)驗豐富并對儲能價值非常認(rèn)可。對業(yè)主而言，試錯成本低，只需提供對應(yīng)場地，按照服務(wù)效果付費即可。但對投資方而言，則存在資金壓力大，儲能收益波動和安全運行等風(fēng)險，具備一定資金及產(chǎn)品服務(wù)壁壘。融資租賃+合同能源管理融資租賃+合同能源管理盤活多方利益。這種模式相對比較復(fù)雜，較合同能源管理，引入融資租賃方作為儲能資產(chǎn)的出租方，借此降低業(yè)主或能源服務(wù)方的資金壓力。租賃期內(nèi)，儲能資產(chǎn)所有權(quán)歸融資租賃方，業(yè)主擁有使用權(quán)，到期后業(yè)主可獲得儲能所有權(quán)。此模式基于對儲能運營收益的信心，引入資金方來盤活多方利益：融資租賃公司獲得預(yù)期內(nèi)的資金利息回報，業(yè)主或能源服務(wù)方降低了現(xiàn)金流壓力，利于刺激和推動儲能場景落地。但此模式相對涉及多方，合同簽訂、財務(wù)開票等較為復(fù)雜，且其中子模式演變靈活多樣。業(yè)主自投資&純租賃業(yè)主自投資或成未來主流方式。即由業(yè)主（用電企業(yè)）自己投資購買儲能，這種模式下，工商業(yè)儲能往往已經(jīng)發(fā)展到主流市場階段，無論是性能、安全、價值均已得到市場的驗證和認(rèn)可，業(yè)主購買投資毫無決策壓力，自投自用，價值自享。這種模式下，業(yè)主通常還需要向儲能設(shè)備銷售方定期支付維保費用，以獲得相關(guān)運維和技術(shù)服務(wù)，保障儲能的正常運行。純租賃適用于動態(tài)擴容和輕資產(chǎn)運營。用電企業(yè)向儲能資產(chǎn)擁有方租賃并支付租金，資產(chǎn)方提供維保服務(wù)，用電企業(yè)自享儲能收益。這種模式往往適合于用電企業(yè)臨時使用儲能，如使用儲能動態(tài)擴容來臨時增加產(chǎn)線，或初創(chuàng)階段用電企業(yè)出于輕資產(chǎn)運營考慮，對重資產(chǎn)基本會使用租賃形式。23峰谷套利支撐工商儲經(jīng)濟性峰谷套利為主，需量管理+虛擬電廠增厚收益工商儲盈利主要源于峰谷套利。對于未使用光伏用戶，盈利主要是利用儲能進行峰谷套利；對于光伏用戶而言，可以通過自發(fā)自用節(jié)省購電成本，達到能量時移的效果。同時，工商儲在缺電限電時段可作為后備電源使用，雖不產(chǎn)生直接經(jīng)濟流入，但可有效避免停工停產(chǎn)損失。需量管理+虛擬電廠成盈利重要補充手段。電改背景下，對于執(zhí)行兩部制電價的用戶，工商儲可通過需量管理達到降低電費目的。目前工商儲可通過虛擬電廠（VPP）以聚合方式參與電力市場交易，需求側(cè)響應(yīng)已成為提高經(jīng)濟性的重要渠道，未來有望在電力市場上參與現(xiàn)貨交易并提供輔助服務(wù)。完善分時電價，拉大峰谷價差優(yōu)化分時電價機制。2021年7月26日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，指出上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1；合理確定尖峰時段，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%；分季節(jié)劃分峰谷時段，合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價價差。強化分時電價機制執(zhí)行。鼓勵工商業(yè)用戶通過配置儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時段用電負(fù)荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本；適時調(diào)整目錄分時電價時段劃分、浮動比例。峰谷套利收益可觀，工商儲投資如日方升兩充兩放策略貼合峰谷時段。考慮工廠休息及設(shè)備檢修，儲能設(shè)備每年運行330天，每天兩充兩放，10年可充放6600次，基本符合鋰電池壽命。第一次在谷時22:00-24:00充電，在次日高峰段9:00-11:00放電；第二次在谷時11:00-13:00充電，在尖峰段19:00-21:00放電，可實現(xiàn)平均峰谷電價最大化。合同能源管理分享儲能收益。以1MW/2MWh規(guī)模為例，用戶和運營商按15%：85%分享儲能收益，假設(shè)儲能系統(tǒng)單價1.8元/Wh，放電深度90%，充放電效率92%，儲能系統(tǒng)年衰減4%，殘值率5%；初始投資自有資金比例30%，貸款年限10年，貸款利率4.5%，年運維費用2%。IRR敏感性分析：在僅考慮峰谷套利收入的情況下，隨著初始投資成本下降及平均峰谷價差持續(xù)加大，工商業(yè)儲能項目投資經(jīng)濟性有望進一步凸顯。據(jù)測算，當(dāng)初始投資成本為1.70元/Wh，峰谷價差超過0.80元/kWh時，IRR將有望達到15%以上。自有資金比例若提升至40%，LCOS可降至0.525元/kWh，每度電套利空間進一步擴大。3需量管理拓寬收益空間輸配電價改革，同電壓工商用戶執(zhí)行統(tǒng)一電價工商業(yè)用戶執(zhí)行電價二選一。近日，浙江省發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于轉(zhuǎn)發(fā)<國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及相關(guān)事項的通知>的通知》，明確浙江電網(wǎng)新輸配電價自2023年6月1日起執(zhí)行，即6月用電產(chǎn)生電費按最新電價政策執(zhí)行。6月1日后，新增用電容量在315千伏安及以上的工商業(yè)用戶執(zhí)行兩部制電價，100-315千伏安之間及目前執(zhí)行單一制電價315千伏安及以上的工商業(yè)用戶，可選擇執(zhí)行兩部制電價。電費成本=基本電費+電度電費。在兩部制電價下，電費被分為基本電費和電度電費，其中基本電費按用戶受電變壓器（按容計費）或最大需量計算（按需計費）的電價收費，電度電費按用戶實用電量計算收費。輸配電價改革，推動用戶管理負(fù)荷提高需（容）量電價，降低電度電價。2023年5月15日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》，此次改革使得大多地區(qū)提高容（需）量電價，降低電度電價。對比浙江省2023年7月兩部制和單一制1~10（20）千伏一般工商業(yè)用電，尖峰/高峰/低谷電價分別下降0.1547/0.1149/0.0469元/kWh，加收需（容）量電費，旨在推動工商業(yè)用戶重視用電負(fù)荷管理。相比單一制電價，兩部制單位電價更低，但按需（容）交基本電費，當(dāng)企業(yè)用電量大于電量臨界點時，工商儲可降低最高用電負(fù)荷，以達到降低需量電費的效果。電改鼓勵需量管理，拓寬收益空間削減最大需量以降低基本電費。用戶配置儲能后，容量電費不變，但由于高峰負(fù)荷降低、變壓器負(fù)荷率降低，需量電費會減少。若用戶此前采用容量計費法更經(jīng)濟，則配置儲能后可以削減用戶高峰負(fù)荷，在有效負(fù)荷較低時可以換用需量計費法。若用戶此前已采用需量計費法，則配置儲能直接減少高峰負(fù)荷，從而減少基本電費。以浙江省1~10（20）千伏一般工商業(yè)用電為例，容量計費電價30元/kVA/月，需量單價48元/kW/月，若用戶裝設(shè)有10000kVA的變壓器，充/放電時段負(fù)荷率分別為50%/70%，則按容計費時，基本電費為10000×30=300000元/月，按需量計費時，基本電費為10000×70%×48=336000元/月，此時采用容量計費法更加經(jīng)濟。若配置1000kW×2h的儲能，實際負(fù)荷削減1000kW，此時容量計費法仍為300000元/月，而需量計費法則降低到6000×48=288000元/月，此時采用需量計費法更加經(jīng)濟?，F(xiàn)實中，用戶用電負(fù)荷特性曲線各異，降需實際效果取決于個體用電特征。4虛擬電廠成重要盈利渠道積極參與虛擬電廠，經(jīng)濟激勵顯著工商業(yè)儲能通過虛擬電廠參與電力市場交易。工商業(yè)儲能系統(tǒng)因容量較小難以滿足電力交易市場中買方對于一次性調(diào)用量的需求，可通過虛擬電廠（VPP）以聚合方式參與電力市場交易。虛擬電廠本質(zhì)是軟件平臺系統(tǒng)。虛擬電廠是一種通過先進信息通信技術(shù)和軟件系統(tǒng)，實現(xiàn)分布式電源、儲能系統(tǒng)、可控負(fù)荷、電動汽車等分布式能源資源的聚合和協(xié)調(diào)優(yōu)化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網(wǎng)運行的電源協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)。其本身不發(fā)電，而是將電網(wǎng)中大量散落的、可調(diào)節(jié)的電力負(fù)荷整合起來，加入電網(wǎng)調(diào)度，實現(xiàn)削峰填谷。同時，還可以提供調(diào)頻、調(diào)壓、備用等電力輔助服務(wù)，增強電網(wǎng)安全性。政策助力虛擬電廠參與需求側(cè)響應(yīng)。5月19日，國家發(fā)改委發(fā)布《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》和《電力負(fù)荷管理辦法（征求意見稿）》，對新形勢下需求側(cè)管理政策進行整合和提升。意見稿指出，要逐步逐步將需求側(cè)資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡，支持各類電力需求側(cè)管理服務(wù)結(jié)構(gòu)整合優(yōu)化資源，以負(fù)荷聚合商或虛擬電廠等形式參與。積極參與虛擬電廠利于提高項目收益。仍以上述浙江1MW/2MWh工商業(yè)儲能為例，假設(shè)浙江省每年組織需求側(cè)響應(yīng)80次，企業(yè)通過虛擬電廠參與積極程度按10%/30%/50%測算，即年參與需求側(cè)響應(yīng)次數(shù)8/24/40次，單次響應(yīng)電量450kWh，單位響應(yīng)電量補貼3元/kWh?？紤]需量電費的情況下，該儲能項目投資IRR可達11.68%/13.07%/14.42%，較未參與虛擬電廠時+0.72/2.11/3.46pct，預(yù)計5.37/5.09/4.85年收回投資成本，回本周期縮短0.15/0.43/0.67年。虛擬電廠下，現(xiàn)貨交易成潛在盈利增長點電力現(xiàn)貨交易指發(fā)電企業(yè)等市場主體以市場化交易形式提供電力服務(wù)的交易機制。在電力現(xiàn)貨市場中，所有電源類型的發(fā)電企業(yè)作為賣方，經(jīng)市場運營機構(gòu)管理與撮合后，為電網(wǎng)公司、售電公司和大用戶等供應(yīng)電能服務(wù)，電力現(xiàn)貨交易主要目的是為了平衡合同交易與實際負(fù)荷之間的偏差，提高電力市場競爭效率。電力現(xiàn)貨市場對實際用電需求進行補充。根據(jù)買家提前下單時間長短，電力交易市場可分為中長期市場和現(xiàn)貨市場等。電力中長期交易指市場主體開展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發(fā)交易，現(xiàn)貨交易主要開展日/內(nèi)和實時的電能量交易。當(dāng)中長期簽約的電量不能被滿足時，就需要通過現(xiàn)貨市場對實際用電需求進行補充。如果中長期市場的電量有剩余時，則可通過現(xiàn)貨市場進行銷售。虛擬電廠下，輔助服務(wù)或可作新盈利渠道電力輔助服務(wù)或可作新盈利渠道。電力輔助服務(wù)指除正常電能生產(chǎn)、輸送和使用外，為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行并保證電能質(zhì)量，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶所提供的服務(wù)。2022年7月23日南方區(qū)域電力市場啟動，明確將進一步完善輔助服務(wù)市場品種與補償機制。未來輔助服務(wù)將成為電力市場交易品種的重要組成部分，工商業(yè)儲能或可通過在電力市場上提供輔助服務(wù)作為新的盈利渠道。峰谷套利為主，需量管理+虛擬電廠增厚盈利單一制電價下，峰谷套利年平均收入約64.49萬元，項目IRR約8.83%，投資回本周期約6.08年。兩部制電價下，考慮需量管理，峰谷套利年平均收入減少約7.09萬元，節(jié)約需量電費約9.23萬元，項目IRR提升至10.96%，回本周期縮短至5.52年。虛擬電廠加持下，工商儲以10%/30%/50%參與需求側(cè)響應(yīng)，年平均補貼收入約1.15/3.46/5.77萬元，考慮需量管理，峰谷套利收入約57.04/56.33/55.61萬元，項目IRR約11.68%/13.07%/14.42%，回本周期縮短至5.37/5.09/4.85年。5重點公司分析金盤科技新能源電力系統(tǒng)配套供應(yīng)商。金盤科技以干式變壓器為核心，快速推進儲能新業(yè)務(wù)發(fā)展，不斷為新能源、新基建、高效節(jié)能、軌道交通等全場景提供電能供應(yīng)解決方案及高端裝備，并致力于為制造企業(yè)尤其是離散制造業(yè)提供全生命周期數(shù)字化工廠整體解決方案。儲能新業(yè)務(wù)華章初展。2022年7月公司發(fā)布全球首例中高壓直掛液冷熱管理技術(shù)的儲能系統(tǒng)，同時推出低壓儲能系統(tǒng)等系列產(chǎn)品，產(chǎn)品范圍覆蓋發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、工商業(yè)側(cè)和戶用側(cè)，年內(nèi)儲能新業(yè)務(wù)實現(xiàn)多項零的突破。南網(wǎng)能源聚焦綜合能源供應(yīng)+服務(wù)。南網(wǎng)能源主要以合同能源管理模式為客戶提供節(jié)能服務(wù)，主要包括工業(yè)節(jié)能服務(wù)（分布式光伏節(jié)能服務(wù)、工業(yè)高效能源站節(jié)能服務(wù)等）、建筑節(jié)能服務(wù)和城市照明節(jié)能服務(wù)。除節(jié)能服務(wù)外，公司還開展綜合資源利用服務(wù)，包括生物質(zhì)綜合利用和農(nóng)光互補業(yè)務(wù)。背靠南網(wǎng)，三大節(jié)能領(lǐng)域均獲5A評級。公司具有公共設(shè)施領(lǐng)域、工業(yè)領(lǐng)域、建筑領(lǐng)域5A評級，系南方電網(wǎng)旗下首個上市平臺，截止2023年4月7日，南方電網(wǎng)作為第一大股東直接持股比例達40.39%。大股東背景加持下，公司業(yè)務(wù)在以廣東為核心的華南區(qū)域迅速鋪開，22H1華南區(qū)域營收9.08億元，同比+17.2%。芯能科技以分布式光伏為核心的清潔能源服務(wù)商。芯能科技主營業(yè)務(wù)包括分布式光伏電站投資運營（自持分布式光伏電站）、分布式光伏項目開發(fā)建設(shè)及服務(wù)（開發(fā)+EPC+運維）、光伏產(chǎn)品生產(chǎn)銷售、充電樁投資與運營，其中以分布式光伏電站投資運營為主，公司自持分布式光伏電站皆是“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”工商業(yè)分布式電站。公司自持電站超九成集中在浙江省，近年來加速省外布局。浙江省工商業(yè)用戶數(shù)量多、工業(yè)用電需求大，分布式光伏發(fā)展在國內(nèi)居于領(lǐng)先位置。公司經(jīng)過多年的業(yè)務(wù)積累，具備了較強的經(jīng)驗、技術(shù)優(yōu)勢，分布式光伏業(yè)務(wù)已拓展到浙江省絕大部分地區(qū)，截止2022年底，公司87%的自持電站裝機位于浙江省。近年來公司加快省外布局，開拓了江蘇、江西、安徽、廣東、天津等市場，并積極推進業(yè)務(wù)向全國范圍發(fā)展。安科瑞用電數(shù)據(jù)服務(wù)商，產(chǎn)品生態(tài)體系完整。