工商业储能：多要素催化商业模式改善，需求有望迎来高增

工商业储能是定位于用户侧调节的储能方式 双碳目标下，能源结构持续推进绿色低碳转型，电力系统需要大量调节资源。截至2022年底，我国发电装机中风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%。随着新能源占比不断提高，其间歇性、随机性、波动性的特点使电力系统面临调节压力，需要大量灵活性调节资源。 商业模式：利用储能电池充放电的性能帮助用户获利或省钱 工商业储能应用的本质是利用储能系统既能充电又能放电的性能，既可以作为“电源”，也可以作为“负荷”，帮助用户获利或省钱。工商业储能的收益来自：1）帮助用户节约电费（电量电费+容量电费）； 2）需求侧响应奖励；3）参与电力现货市场交易。 多重催化持续显现，负荷侧柔性化是长期趋势 1、工商业电价走向市场化、电网保供压力传导，促使峰谷价差增大。 此前工商业储能装机量较小主要因为我国工商业执行目录电价，电价固定且价格低。2021年7月以来，工商业电价政策逐渐走向市场化，开始执行分时电价，高耗能企业电价更高。 2、随着电力市场建设，我国持续推进需求侧响应。2022年1月，国家发展改革委和国家能源局发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，其中提到完善电力需求响应机制，推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。 3、需求响应带来虚拟电厂发展机遇，工商业储能是必要环节。未来随着电力市场成熟，工商业储能也可以通过虚拟电厂以聚合的方式参与电力市场交易。虚拟电厂是应用先进的通讯和控制技术，实现对大量散布的分布式资源的聚合调控，使这些分布式资源规模化，并具备参与电力系统运行调度的资格和能力。工商业储能可以作为虚拟电厂的一部分，接受虚拟电厂平台的控制调度，按照大电网的需求进行充放电，提供电能量或辅助服务，从而在电力市场获得收益。 投资建议：重点关注设备集成厂家和开发运营商开勒股份、芯能科技、盛弘股份、南网能源、普路通、苏文电能。 风险提示：工商业储能发展不及预期、政策不确定性、电池成本大幅上涨。 1.工商业储能：不同于电网侧储能和电源侧储能的分布式储能 1.1.工商业储能是定位于用户侧调节的储能方式 双碳目标下，能源结构持续推进绿色低碳转型，电力系统需要大量调节资源。截至2022年底，我国发电装机中风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%。随着新能源占比不断提高，其间歇性、随机性、波动性的特点使电力系统面临调节压力，需要大量灵活性调节资源。 图1.2022年全国各类电源装机占比 图2.2022年全国各类电源发电量占比 图3.风电光伏日运行曲线 图4.储能在电力系统中的作用 在电力系统中，储能在源、网、荷侧的不同场景下均具有重要的调节价值。一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上，储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。储能可以应用在发电侧、电网侧和用电侧，在不同场景下具有不同的价值和意义。 图5.储能在不同场景的价值 工商业储能是储能在负荷侧的应用，通过电池充放策略实现负荷侧电力调节。在用户侧推动分布式能源和储能的发展，可以提高可再生能源利用率、降低电网平衡压力、提高系统安全稳定运行。 图6.源网荷各侧新型储能应用场景 与储能电站相比，工商业储能结构和安装布局相对简单。储能电站系统容量大且结构复杂，通常直流侧与交流侧分别建设，直流侧包括电池、温控、消防等，集装箱将电池柜、汇流柜、监控设备等集成为一体，单集装箱容量3MWh左右，交流侧包括PCS、并网柜、变压器等，还需配备站用电系统，为储能单元提供自用电电源，配备升压站，协助并网。工商业储能多为一体化建造，采用一体柜，模块化建设，易于扩容，在一个集装箱内集成电池、PCS、BMS、温控、消防系统，单个机柜带电量100-300kwh。部分装机量较大的工商业储能项目也会选择类似储能电站的集装箱式储能系统。 图7.储能电站与工商业储能对比 1.2.工商业储能系统通常为一体机柜形式组合所有关键设备 工商业储能系统由电池系统+BMS、PCS、EMS、变压器，空调、消防系统、监控及报警系统等组成。 （1）电池：通常选择性价比高的能量型电池； （2）BMS：对电池组提供过充、过放、过流、过温、欠温、短路及限流保护功能； （3）PCS：较储能电站功能更为简单，体积小巧； （4）EMS：大都不需要接受电网调度，功能较为基础，只需做好本地能量管理。 图8.集装箱式工商业储能系统 图9.一体柜式工商业储能系统 2.商业模式：利用储能电池充放电的性能帮助用户获利或省钱 工商业储能应用的本质是利用储能系统既能充电又能放电的性能，既可以作为“电源”，也可以作为“负荷”，帮助用户获利或省钱。工商业储能的收益来自：1）帮助用户节约电费（电量电费+容量电费）；2）需求侧响应奖励；3）参与电力现货市场交易。 2.1.节约电费：通过峰谷套利节约电量电费，通过替代变压器节约容量电费 工商业用户的电费模式有两种：单一制和两部制。根据2023年5月9日国家发改委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价； 315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。 表1：工商业用户电费计算方式 安装储能可以通过峰谷价差套利来节约电量电费。储能系统在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电给工商业用户使用，可以节约用户的用电成本。 图10.工商业储能峰谷套利示意图 用户可以利用储能系统替代变压器扩容，节约容量电费。工商业用户的容量电费是根据其变压器容量确定的，当用户的用电负荷超过变压器容量时，需要对变压器扩容以满足其需求。 为了满足容量需求有2种方案，更换更大容量的变压器或者安装储能。储能替代变压器扩容的原理是，当用户负荷需求超过变压器容量时，储能系统放电，为用户提供功率；当用户负荷需求低于一定阈值且低于变压器容量时，储能系统充电，此时储能系统功率和用电负荷之和亦要求小于变压器容量。 实际上，工商业用户容量不足发生的时间通常较短，通常出现在机器调试、测试阶段，若为了一段时间的容量需求而更换变压器，不仅需要投入固定资产，还需要经过电网审批、政府考核，且需要交更多容量电费。安装储能系统可以节约容量电费投入。 图11.工商业储能峰谷套利运作模式 2.2.需求侧响应：服从电网调度参与需求侧响应获得奖励 电力需求响应是指通过价格信号和激励信号，让用户改变原来的用电行为，最终促进电力供需平衡和保证电力系统安全运行。对于安装储能的用户，当电力系统需要用户增加/减少用电量时，可以通过储能系统充电/放电实现，而减少对用户本身用电需求的影响，同时获得需求侧响应补贴。 2.3.参与电力现货市场交易：通过虚拟电厂参与交易 未来随着电力市场成熟，工商业储能也可以通过虚拟电厂以聚合的方式参与电力市场交易。 虚拟电厂是应用先进的通讯和控制技术，实现对大量散布的分布式资源的聚合调控，使这些分布式资源规模化，并具备参与电力系统运行调度的资格和能力。“虚拟”的含义是这些资源并非真正的发电厂，而是对分布式资源的聚合，“电厂”的含义是能够像真正的发电厂一样为电力系统提供电能量和辅助服务。 工商业储能可以作为虚拟电厂的一部分，接受虚拟电厂平台的控制调度，按照大电网的需求进行充放电，提供电能量或辅助服务，从而在电力市场获得收益。 图12.虚拟电厂运作模式示意图 3.需求催化要素：多重政策催化需求高增，负荷侧调节是长期趋势 3.1.分时电价+峰谷价差增大，工商业储能套利收益提升 3.1.1.政策端峰谷价差持续拉大 工商业电价从目录电价走向市场化，分时电价峰谷价差增大趋势。此前工商业储能装机量较小主要因为我国工商业执行目录电价，电价固定且价格低。2021年7月以来，工商业电价政策逐渐走向市场化，开始执行分时电价，高耗能企业电价更高。 2021年7月26日国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20% 2021年10月31日，江苏省、北京市、甘肃省等地国网电力公司发布代理购电公告，自2021年12月1日起，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户1.5倍执行。这一政策的发布，进一步提高了高耗能企业的用电成本。 表2：国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》 新一轮电价核定周期，将系统运行费用向用户疏导，用户用电价格可能提升。2023年5月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，通知提到，2023年6月1日起，工商业用户的用电价格结构调整为由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费）、政府性基金及附加组成，其中，上网环节线损折价和系统运行费用为本次监管周期新增。根据储能与电力市场统计，各地的上网环节线损折价、系统运行费用的两项费用之和位于-0.0081~0.0953元/kWh之间。电价整体来说，输配电价+上网环节线损折价+系统运行费用，较5月份单一的输配电价，22省区出现增长。 表3：2023年6月各省35kv工商业用户峰谷价差变化情况 3.1.2.经济性：部分区域理论上已经可以实现较高收益率 对于峰谷价差较大的区域的高耗能企业，理论收益率接近30%。以目前峰谷套利经济效益最好的浙江省为例，假设安装一套100kw/215kwh的一体化机柜工商业储能系统，参考公开价格，一套系统37万元。每日进行2充2放设置，每年运行330天，系统使用寿命10年。参考2023年6月浙江省代理购电的工商业用户电价，10kv的两部制电价工商业用户，低谷时段电价0.4568元/kWh，尖峰电价1.7108元/kWh，根据浙江省发改委的规定，尖峰9:00-11:00、15:00-17:00，高峰8:00-9:00、13:00-15:00、17:00-22:00，低谷11:00-13:00、22:00-次日8:00，因此在中午时段有个低谷，可以进行2充2放设置。在此假设下，全投资回报率29.1%，投资回收期3年。当初始投资成本降低至1.55元/wh时，全投资IRR提高至33.3%。实际运行中，峰谷套利可能会因变压器容量不足、峰谷波段的响应不够及时而受到一定影响，但是理论值已具备较高的投资经济性。 图13.2023年6月浙江省执行两部制电价的10kv大工业用户电价曲线 图14.IRR对投资成本敏感性分析 以浙江省为例，我们测算峰谷电价差对储能经济性的影响，当谷时电价为0.46元/kwh，峰时电价为1.16元/kwh，即峰谷价差为0.7元/kwh时，项目全投资IRR为8.7%，基本符合投资条件。当峰谷价差降低高0.6元/kwh时，IRR仅4.3%。随着峰谷价差增大，项目IRR提高。 我们的测算符合行业的基本认知，即峰谷价差0.7元/kwh为工商业储能投资的盈亏平衡点。 图15.IRR对峰谷价差敏感性分析 6月15个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，工商业储能具有经济性的省份增加。峰谷价差超过0.7元/kWh的省份分别是海南、浙江、广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖北、江苏、山东、广东（东西两翼地区）、上海、安徽、河南、广东（粤北山区）、辽宁