工商业储能行业专题报告（二）： 盈利模式大拆解，虚拟电厂拓宽收益边界

证券研究报告 工商业储能行业专题报告（二）： 盈利模式大拆解，虚拟电厂拓宽收益边界 分析师：尹沿技（SAC执业证书号S0010520020001） 2023年7月25日 报告要点 合同能源管理是目前较常见的运营模式。工商业储能主要有四种运营模式：合同能源管理、融资租赁+合同能源管理、业主自投资和纯租赁，在市场早期，合同能源管理模式较为常见，即由能源服务方投资购买储能并以能源服务形式提供给用电企业，二者多以85%：15%等比例分享收益，进入市场主流期后，自投资和纯租赁模式或将占有更高比重。 峰谷价差拉大，工商储投资收益可观。23年7月共20地峰谷价差高于0.7元/kWh，多地延续峰谷价差扩大趋势。以浙江23年7月工商业单一制电价为例，平均峰谷价差0.7993元/kWh，考虑合同能源管理模式，按两充两放策略进行测算，投资寿命10年的1MW/2MWh储能系统项目预计6.08年收回投资成本，IRR约8.83%，经济性可观。随着初始投资成本下降、峰谷价差持续加大和自有资金比例提升，工商储项目投资经济性有望进一步凸显。 电改鼓励用户需量管理，拓宽收益空间。23年6月起浙江执行最新电价政策，100-315千伏安之间及目前执行单一制电价的315千伏安及以上工商业用户，可选择执行两部制电价。较单一制电价，两部制单位电价更低，但按需（容）交基本电费，当企业用电量大于临界点时，工商储可降低最高用电负荷，从而降低需量电费。两部制电价下，该项目平均每年节约需量电费约9.23万元，IRR约10.96%，预计5.52年收回投资成本，经济性持续提升。 积极参与虚拟电厂，经济激励显著。工商储因容量较小难以满足电力交易市场中买方对于一次性调用量的需求，故通过虚拟电厂参与电力市场交易。虚拟电厂本质是软件平台系统，其本身不发电，而是通过整合大量散落电力负荷，聚合优化分布式资源，其主要盈利方式是需求侧响应，即在政府发出要约后，组织协调用户调节电力市场供需并获得补贴收入。假设浙江省每年组织需求侧响应80次，用户通过虚拟电厂参与程度按10%/30%/50%计，考虑需量管理，项目IRR达11.68%/13.07%/14.42%，较未参与虚拟电厂时+0.72/2.11/3.46pct，预计5.37/5.09/4.85年收回投资成本，经济激励显著。我国虚拟电厂仍处于初级阶段，未来随着机制完善与规模扩大，工商储有望通过虚拟电厂将电力现货交易和辅助服务作为新的盈利渠道。 投资标的：金盘科技、南网能源、芯能科技、安科瑞、苏文电能、科林电气、长高电新、华自科技 风险提示：峰谷电价差持续力度不及预期、电价改革效果不及预期、虚拟电厂推广不及预期、行业竞争超预期等 目录 1 2 3 4 运营模式：合同能源管理为主 峰谷套利支撑工商储经济性 需量管理拓宽收益空间 5 虚拟电厂成重要盈利渠道 投资标的 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。 合同能源管理 融资租赁+合同能源管理 业主自投资 纯租赁 工商业储能运营模式 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。 能源服务方 投资 储能 服务 业主 销售 储能设备商 合同能源管理储能收益*比例 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。 融资租赁+合同能源管理 融资租赁方 拥有 储能 服务 业主承租方 销售 储能设备商 供货 能源服务方 建设运维 技术服务费 储能收益的一部分作为还款 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。 业主自投资纯租赁 储能设备商 储能 业主 设备费用、运维费用 建设运维 租金 出租方持有 储能 租赁 业主 建设运维 目录 1 2 3 4 运营模式：合同能源管理为主 峰谷套利支撑工商储经济性 需量管理拓宽收益空间 5 虚拟电厂成重要盈利渠道 投资标的 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。 工商业储能盈利渠道 盈利渠道 内容 峰谷套利 低谷时段从电网买入低价电能，尖峰或高峰时段供给负荷使用，从而减少企业电费支出 能量时移 在光伏发电输出较大时，将暂时无法自用的电能储存到电池中，在光伏发电输出不足时，将电池中的电能释放给电力负荷使用，实现对光伏电源的削峰填谷，最大化提升光伏发电的自发自用比例，降低用电成本 后备电源 对电网连续性要求较高的应用场合，工商业储能系统在电网停电时，可以作为备用电源，替代传统的UPS电源，为工商业园区内的不断电负载提供后备电源保障，应对突发停电事故 需量管理 在执行两部制电价的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制，从而达到降低用户需量电费，减少工商业园区用电成本的目的。 虚拟电厂 需求侧响应 一般由政府组织，在电力用电紧张时，号召企业主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。 电力现货交易 全国以实行一、二批试点，预计不久后全国统一电力市场也将运行，相关政策已明确将适时引入储能等市场主体参与绿色电力交易 电力辅助服务 辅助服务将成为电力市场交易品种的重要组成部分，工商业储能也可以通过在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道 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。 国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》 要点 主要内容 优化分时电价机制 （一）完善峰谷电价机制：合理确定峰谷电价价差，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。（二）建立尖峰电价机制：尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定并灵活调整，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。 （三）健全季节性电价机制：日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，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 （一）明确分时电价机制执行范围：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。（二）建立分时电价动态调整机制：各地要根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。 （三）完善市场化电力用户执行方式：市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。 加强分时电价机制实施保障 从组织实施、效果评估和宣传引导等方面着手，确保分时电价机制平稳实施。 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 1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 各省市2022/2023年7月峰谷价差变动（元/kWh） 上海广东海南浙江天津重庆河北四川北京吉林河南江苏黑龙江辽宁山东安徽江西内蒙古山西陕西广西新疆福建青海宁夏 甘肃 2023.72022.7价差变动（右轴） 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 -0.1 -0.2 -0.3 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 浙江一般工商业分时电价变化（1~10千伏） 2022.82022.92022.102022.112022.122023.12023.22023.32023.42023.52023.62023.7 尖峰时段高峰时段低谷时段尖谷价差（右轴）峰谷价差（右轴） 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 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