工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)專題報(bào)告：盈利模式大拆解虛擬電廠拓寬收益邊界

工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)專題報(bào)告：盈利模式大拆解，虛擬電廠拓寬收益邊界1運(yùn)營模式：合同能源管理為主運(yùn)營模式工商業(yè)儲(chǔ)能運(yùn)營模式早期以合同能源管理為主。工商業(yè)儲(chǔ)能尚屬新興事物，投資成本相對(duì)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(chǔ)能主要有四種運(yùn)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(dòng)用電企業(yè)決策和使用儲(chǔ)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(yùn)營模式。即由能源服務(wù)方投資購買儲(chǔ)能，以能源服務(wù)的形式提供給用電企業(yè)，與其分享儲(chǔ)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(chǔ)能收益（大約5-6年）達(dá)到回本后，繼而獲得額外回報(bào)。其中儲(chǔ)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(fèi)及需求側(cè)響應(yīng)獲得的補(bǔ)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(duì)儲(chǔ)能的嘗鮮問題。早期儲(chǔ)能用戶大多具有對(duì)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(tuán)、儲(chǔ)能設(shè)備商等為主，其儲(chǔ)能建設(shè)和運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)豐富并對(duì)儲(chǔ)能價(jià)值非常認(rèn)可。對(duì)業(yè)主而言，試錯(cuò)成本低，只需提供對(duì)應(yīng)場地，按照服務(wù)效果付費(fèi)即可。但對(duì)投資方而言，則存在資金壓力大，儲(chǔ)能收益波動(dòng)和安全運(yùn)行等風(fēng)險(xiǎn)，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(duì)比較復(fù)雜，較合同能源管理，引入融資租賃方作為儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能所有權(quán)。此模式基于對(duì)儲(chǔ)能運(yùn)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(bào)，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(dòng)儲(chǔ)能場景落地。但此模式相對(duì)涉及多方，合同簽訂、財(cái)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(chǔ)能，這種模式下，工商業(yè)儲(chǔ)能往往已經(jīng)發(fā)展到主流市場階段，無論是性能、安全、價(jià)值均已得到市場的驗(yàn)證和認(rèn)可，業(yè)主購買投資毫無決策壓力，自投自用，價(jià)值自享。這種模式下，業(yè)主通常還需要向儲(chǔ)能設(shè)備銷售方定期支付維保費(fèi)用，以獲得相關(guān)運(yùn)維和技術(shù)服務(wù)，保障儲(chǔ)能的正常運(yùn)行。純租賃適用于動(dòng)態(tài)擴(kuò)容和輕資產(chǎn)運(yùn)營。用電企業(yè)向儲(chǔ)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(chǔ)能收益。這種模式往往適合于用電企業(yè)臨時(shí)使用儲(chǔ)能，如使用儲(chǔ)能動(dòng)態(tài)擴(kuò)容來臨時(shí)增加產(chǎn)線，或初創(chuàng)階段用電企業(yè)出于輕資產(chǎn)運(yùn)營考慮，對(duì)重資產(chǎn)基本會(huì)使用租賃形式。23峰谷套利支撐工商儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性峰谷套利為主，需量管理+虛擬電廠增厚收益工商儲(chǔ)盈利主要源于峰谷套利。對(duì)于未使用光伏用戶，盈利主要是利用儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷套利；對(duì)于光伏用戶而言，可以通過自發(fā)自用節(jié)省購電成本，達(dá)到能量時(shí)移的效果。同時(shí)，工商儲(chǔ)在缺電限電時(shí)段可作為后備電源使用，雖不產(chǎn)生直接經(jīng)濟(jì)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(bǔ)充手段。電改背景下，對(duì)于執(zhí)行兩部制電價(jià)的用戶，工商儲(chǔ)可通過需量管理達(dá)到降低電費(fèi)目的。目前工商儲(chǔ)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(jì)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(shí)電價(jià)，拉大峰谷價(jià)差優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制。2021年7月26日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，指出上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)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(shí)段，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%；分季節(jié)劃分峰谷時(shí)段，合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價(jià)價(jià)差。強(qiáng)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制執(zhí)行。鼓勵(lì)工商業(yè)用戶通過配置儲(chǔ)能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時(shí)段用電負(fù)荷、增加低谷用電量，通過改變用電時(shí)段來降低用電成本；適時(shí)調(diào)整目錄分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分、浮動(dòng)比例。峰谷套利收益可觀，工商儲(chǔ)投資如日方升兩充兩放策略貼合峰谷時(shí)段。考慮工廠休息及設(shè)備檢修，儲(chǔ)能設(shè)備每年運(yùn)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(shí)22:00-24:00充電，在次日高峰段9:00-11:00放電；第二次在谷時(shí)11:00-13:00充電，在尖峰段19:00-21:00放電，可實(shí)現(xiàn)平均峰谷電價(jià)最大化。合同能源管理分享儲(chǔ)能收益。以1MW/2MWh規(guī)模為例，用戶和運(yùn)營商按15%：85%分享儲(chǔ)能收益，假設(shè)儲(chǔ)能系統(tǒng)單價(jià)1.8元/Wh，放電深度90%，充放電效率92%，儲(chǔ)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(yùn)維費(fèi)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(jià)差持續(xù)加大，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步凸顯。據(jù)測算，當(dāng)初始投資成本為1.70元/Wh，峰谷價(jià)差超過0.80元/kWh時(shí)，IRR將有望達(dá)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(jìn)一步擴(kuò)大。3需量管理拓寬收益空間輸配電價(jià)改革，同電壓工商用戶執(zhí)行統(tǒng)一電價(jià)工商業(yè)用戶執(zhí)行電價(jià)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(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及相關(guān)事項(xiàng)的通知>的通知》，明確浙江電網(wǎng)新輸配電價(jià)自2023年6月1日起執(zhí)行，即6月用電產(chǎn)生電費(fèi)按最新電價(jià)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(jià)，100-315千伏安之間及目前執(zhí)行單一制電價(jià)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(jià)。電費(fèi)成本=基本電費(fèi)+電度電費(fèi)。在兩部制電價(jià)下，電費(fèi)被分為基本電費(fèi)和電度電費(fèi)，其中基本電費(fèi)按用戶受電變壓器（按容計(jì)費(fèi)）或最大需量計(jì)算（按需計(jì)費(fèi)）的電價(jià)收費(fèi)，電度電費(fèi)按用戶實(shí)用電量計(jì)算收費(fèi)。輸配電價(jià)改革，推動(dòng)用戶管理負(fù)荷提高需（容）量電價(jià)，降低電度電價(jià)。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(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，此次改革使得大多地區(qū)提高容（需）量電價(jià)，降低電度電價(jià)。對(duì)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(jià)分別下降0.1547/0.1149/0.0469元/kWh，加收需（容）量電費(fèi)，旨在推動(dòng)工商業(yè)用戶重視用電負(fù)荷管理。相比單一制電價(jià)，兩部制單位電價(jià)更低，但按需（容）交基本電費(fèi)，當(dāng)企業(yè)用電量大于電量臨界點(diǎn)時(shí)，工商儲(chǔ)可降低最高用電負(fù)荷，以達(dá)到降低需量電費(fèi)的效果。電改鼓勵(lì)需量管理，拓寬收益空間削減最大需量以降低基本電費(fèi)。用戶配置儲(chǔ)能后，容量電費(fèi)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(fèi)會(huì)減少。若用戶此前采用容量計(jì)費(fèi)法更經(jīng)濟(jì)，則配置儲(chǔ)能后可以削減用戶高峰負(fù)荷，在有效負(fù)荷較低時(shí)可以換用需量計(jì)費(fèi)法。若用戶此前已采用需量計(jì)費(fèi)法，則配置儲(chǔ)能直接減少高峰負(fù)荷，從而減少基本電費(fèi)。以浙江省1~10（20）千伏一般工商業(yè)用電為例，容量計(jì)費(fèi)電價(jià)30元/kVA/月，需量單價(jià)48元/kW/月，若用戶裝設(shè)有10000kVA的變壓器，充/放電時(shí)段負(fù)荷率分別為50%/70%，則按容計(jì)費(fèi)時(shí)，基本電費(fèi)為10000×30=300000元/月，按需量計(jì)費(fèi)時(shí)，基本電費(fèi)為10000×70%×48=336000元/月，此時(shí)采用容量計(jì)費(fèi)法更加經(jīng)濟(jì)。若配置1000kW×2h的儲(chǔ)能，實(shí)際負(fù)荷削減1000kW，此時(shí)容量計(jì)費(fèi)法仍為300000元/月，而需量計(jì)費(fèi)法則降低到6000×48=288000元/月，此時(shí)采用需量計(jì)費(fèi)法更加經(jīng)濟(jì)。現(xiàn)實(shí)中，用戶用電負(fù)荷特性曲線各異，降需實(shí)際效果取決于個(gè)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(jì)激勵(lì)顯著工商業(yè)儲(chǔ)能通過虛擬電廠參與電力市場交易。工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)因容量較小難以滿足電力交易市場中買方對(duì)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(tái)系統(tǒng)。虛擬電廠是一種通過先進(jìn)信息通信技術(shù)和軟件系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)分布式電源、儲(chǔ)能系統(tǒng)、可控負(fù)荷、電動(dòng)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(gè)特殊電廠參與電力市場和電網(wǎng)運(yùn)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(shí)現(xiàn)削峰填谷。同時(shí)，還可以提供調(diào)頻、調(diào)壓、備用等電力輔助服務(wù)，增強(qiáng)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(duì)新形勢下需求側(cè)管理政策進(jìn)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(xiàng)目收益。仍以上述浙江1MW/2MWh工商業(yè)儲(chǔ)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(bǔ)貼3元/kWh?？紤]需量電費(fèi)的情況下，該儲(chǔ)能項(xiàng)目投資IRR可達(dá)11.68%/13.07%/14.42%，較未參與虛擬電廠時(shí)+0.72/2.11/3.46pct，預(yù)計(jì)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(diǎn)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(jī)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(yùn)營機(jī)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(shí)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(duì)實(shí)際用電需求進(jìn)行補(bǔ)充。根據(jù)買家提前下單時(shí)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(shí)時(shí)的電能量交易。當(dāng)中長期簽約的電量不能被滿足時(shí)，就需要通過現(xiàn)貨市場對(duì)實(shí)際用電需求進(jìn)行補(bǔ)充。如果中長期市場的電量有剩余時(shí)，則可通過現(xiàn)貨市場進(jìn)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(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)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(dòng)，明確將進(jìn)一步完善輔助服務(wù)市場品種與補(bǔ)償機(jī)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(chǔ)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(jià)下，峰谷套利年平均收入約64.49萬元，項(xiàng)目IRR約8.83%，投資回本周期約6.08年。兩部制電價(jià)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(fèi)約9.23萬元，項(xiàng)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(chǔ)以10%/30%/50%參與需求側(cè)響應(yīng)，年平均補(bǔ)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(xiàng)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(diǎn)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(jìn)儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)，同時(shí)推出低壓儲(chǔ)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(chǔ)能新業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)多項(xiàng)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(bǔ)業(yè)務(wù)。背靠南網(wǎng)，三大節(jié)能領(lǐng)域均獲5A評(píng)級(jí)。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(píng)級(jí)，系南方電網(wǎng)旗下首個(gè)上市平臺(tái)，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(dá)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(yùn)營（自持分布式光伏電站）、分布式光伏項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)及服務(wù)（開發(fā)+EPC+運(yùn)維）、光伏產(chǎn)品生產(chǎn)銷售、充電樁投資與運(yùn)營，其中以分布式光伏電站投資運(yùn)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(qiáng)的經(jīng)驗(yàn)、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(jī)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(jìn)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。