工商业储能行业报告：盈利模式大拆解，虚拟电厂拓宽收益边界

报告出品方：华安证券

以下为报告原文节选

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1运营模式：合同能源管理为主

1.1运营模式

➢ 工商业储能运营模式早期以合同能源管理为主。工商业储能尚属新兴事物，投资成本相对较高，用户存在一定安全顾虑，因此产品技术发展曲线目前还处于尝鲜者向早期大众的鸿沟跨越当中。目前工商业储能主要有四种运营模式，在市场早期，合同能源管理、融资租赁等模式有利于推动用电企业决策和使用储能。在市场主流期，业主自投资和纯租赁模式或将占有更高比重。

1.2合同能源管理

➢ 合同能源管理是目前比较常见的运营模式。即由能源服务方投资购买储能，以能源服务的形式提供给用电企业，与其分享储能收益，一般按照90%：10%、85%：15%等比例分享，能源服务方通过储能收益（大约5-6年）达到回本后，继而获得额外回报。其中储能收益，当前主要是峰谷套利和需求管理给用电企业节约的电费及需求侧响应获得的补贴，未来可能拓展其他收益方式，如电力现货交易和电力辅助服务等。
➢ 合同能源管理主要解决部分早期用户对储能的尝鲜问题。早期储能用户大多具有对投资成本较高和安全的担忧心理，故选择能源服务方常以综合能源公司、能源集团、储能设备商等为主，其储能建设和运营经验丰富并对储能价值非常认可。对业主而言，试错成本低，只需提供对应场地，按照服务效果付费即可。但对投资方而言，则存在资金压力大，储能收益波动和安全运行等风险，具备一定资金及产品服务壁垒。

1.3融资租赁+合同能源管理

➢ 融资租赁+合同能源管理盘活多方利益。这种模式相对比较复杂，较合同能源管理，引入融资租赁方作为储能资产的出租方，借此降低业主或能源服务方的资金压力。租赁期内，储能资产所有权归融资租赁方，业主拥有使用权，到期后业主可获得储能所有权。此模式基于对储能运营收益的信心，引入资金方来盘活多方利益：融资租赁公司获得预期内的资金利息回报，业主或能源服务方降低了现金流压力，利于刺激和推动储能场景落地。但此模式相对涉及多方，合同签订、财务开票等较为复杂，且其中子模式演变灵活多样。

1.4业主自投资&纯租赁

➢ 业主自投资或成未来主流方式。即由业主（用电企业）自己投资购买储能，这种模式下，工商业储能往往已经发展到主流市场阶段，无论是性能、安全、价值均已得到市场的验证和认可，业主购买投资毫无决策压力，自投自用，价值自享。这种模式下，业主通常还需要向储能设备销售方定期支付维保费用，以获得相关运维和技术服务，保障储能的正常运行。
➢ 纯租赁适用于动态扩容和轻资产运营。用电企业向储能资产拥有方租赁并支付租金，资产方提供维保服务，用电企业自享储能收益。这种模式往往适合于用电企业临时使用储能，如使用储能动态扩容来临时增加产线，或初创阶段用电企业出于轻资产运营考虑，对重资产基本会使用租赁形式。

2峰谷套利支撑工商储经济性

2.1峰谷套利为主，需量管理+虚拟电厂增厚收益

➢ 工商储盈利主要源于峰谷套利。对于未使用光伏用户，盈利主要是利用储能进行峰谷套利；对于光伏用户而言，可以通过自发自用节省购电成本，达到能量时移的效果。同时，工商储在缺电限电时段可作为后备电源使用，虽不产生直接经济流入，但可有效避免停工停产损失。
➢ 需量管理+虚拟电厂成盈利重要补充手段。电改背景下，对于执行两部制电价的用户，工商储可通过需量管理达到降低电费目的。目前工商储可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力市场交易，需求侧响应已成为提高经济性的重要渠道，未来有望在电力市场上参与现货交易并提供辅助服务。

2.2完善分时电价，拉大峰谷价差

➢ 优化分时电价机制。 2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，指出上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%；分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差。
➢ 强化分时电价机制执行。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本；适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。

➢ 峰谷电价差扩大趋势延续。横向来看，2023年7月共20个省市区峰谷电价差高于0.7元/kWh，高于工商业储能峰谷套利的盈亏平衡点，其中上海市峰谷电价差全国最高，达1.89元/kWh。纵向来看，共15省市区峰谷电价差较去年同期有所上升，其中上海市峰谷电价差上升幅度最大，约0.64元/kWh。总体来看，多省市区峰谷电价差继续呈现扩大趋势，助力工商业储能在全国范围内推广。
➢ 浙江峰谷价差持续高位。2022.8-2023.7期间，浙江省一般工商业平均尖谷价差为0.965元/kWh，平均峰谷价差为0.617元/kWh，10个月尖谷价差超0.95元/kWh，8个月峰谷价差超0.61元/kWh。

2.3峰谷套利收益可观，工商储投资如日方升

➢ 两充两放策略贴合峰谷时段。考虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行330天，每天两充两放，10年可充放6600次，基本符合锂电池寿命。第一次在谷时22:00-24:00充电，在次日高峰段9:00-11:00放电；第二次在谷时11:00-13:00充电，在尖峰段19:00-21:00放电，可实现平均峰谷电价最大化。
➢ 合同能源管理分享储能收益。以1MW/2MWh规模为例，用户和运营商按15%：85%分享储能收益，假设储能系统单价1.8元/Wh，放电深度90%，充放电效率92%，储能系统年衰减4%，残值率5%；初始投资自有资金比例30%，贷款年限10年，贷款利率4.5%，年运维费用2%。

➢ 单一制电价下，峰谷套利为主要盈利渠道。以工商业发达的浙江省为例，储能系统升压至10kV接入厂区母线，工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足储能充电需求。以浙江省2023年7月单一制电价进行测算，尖谷价差为0.9800元/kWh，峰谷价差为0.6185元/kWh，平均峰谷电价差为0.7993元/kWh。
➢ 峰谷套利经济性可观。当用户未使用光伏时，考虑合同能源管理方式，即能源服务方投资购买储能并向业主供应电能，其主要盈利渠道为峰谷套利，经合理测算，投资一项寿命为10年的1MW/2MWh的储能系统项目并以等额本金方式偿还银行贷款，平均每年产生峰谷套利收入64.49万元，IRR为8.83%，预计6.08年收回投资成本，经济性可观。

➢ 储能LCOS为0.639元/kWh。LCOS（平准化储能成本）是描述储能经济性时普遍采用的一项核心参数，其计算方式为储能全生命周期成本除以累计传输的电能量，在该模式下，储能LCOS为0.639元/kWh，平均峰谷电价差为0.799元/kWh，平均每kWh电可套利0.16元，保守来看，取峰谷价差0.7元/kWh为盈亏平衡点较为合理。

➢ IRR敏感性分析：在仅考虑峰谷套利收入的情况下，随着初始投资成本下降及平均峰谷价差持续加大，工商业储能项目投资经济性有望进一步凸显。据测算，当初始投资成本为1.70元/Wh，峰谷价差超过0.80元/kWh时，IRR将有望达到15%以上。自有资金比例若提升至40%，LCOS可降至0.525元/kWh，每度电套利空间进一步扩大。

3需量管理拓宽收益空间

3.1输配电价改革，同电压工商用户执行统一电价

➢ 工商业用户执行电价二选一。近日，浙江省发改委印发《关于转发<国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及相关事项的通知>的通知》，明确浙江电网新输配电价自2023年6月1日起执行，即6月用电产生电费按最新电价政策执行。6月1日后，新增用电容量在315千伏安及以上的工商业用户执行两部制电价，100-315千伏安之间及目前执行单一制电价315千伏安及以上的工商业用户，可选择执行两部制电价。
➢ 电费成本=基本电费+电度电费。在两部制电价下，电费被分为基本电费和电度电费，其中基本电费按用户受电变压器（按容计费）或最大需量计算（按需计费）的电价收费，电度电费按用户实用电量计算收费。

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