工商业储能行业专题报告：盈利模式大拆解，虚拟电厂拓宽收益边界

（报告出品：华安证券）

1 运营模式：合同能源管理为主

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

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。

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。

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 3 峰谷套利支撑工商储经济性

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。

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%。

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

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

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。

输配电价改革，推动用户管理负荷

提高需（容）量电价，降低电度电价。2023年5月15日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有 关事项的通知》，此次改革使得大多地区提高容（需）量电价，降低电度电价。对比浙江省2023年7月两部制和单一 制1~10（20）千伏一般工商业用电，尖峰/高峰/低谷电价分别下降0.1547/0.1149/0.0469元/kWh，加收需（容）量电 费，旨在推动工商业用户重视用电负荷管理。相比单一制电价，两部制单位电价更低，但按需（容）交基本电费， 当企业用电量大于电量临界点时，工商储可降低最高用电负荷，以达到降低需量电费的效果。

电改鼓励需量管理，拓宽收益空间

削减最大需量以降低基本电费。用户配置储能后，容量电费不变，但由于高峰负荷降低、变压器负荷率降低，需量 电费会减少。若用户此前采用容量计费法更经济，则配置储能后可以削减用户高峰负荷，在有效负荷较低时可以换 用需量计费法。若用户此前已采用需量计费法，则配置储能直接减少高峰负荷，从而减少基本电费。

以浙江省1~10（20）千伏一般工商业用电为例，容量计费电价30元/kVA/月，需量单价48元/kW/月，若用户装设有 10000kVA的变压器，充/放电时段负荷率分别为50%/70%，则按容计费时，基本电费为10000×30=300000元/月，按 需量计费时，基本电费为10000×70%×48=336000元/月，此时采用容量计费法更加经济。若配置1000kW×2h的储能， 实际负荷削减1000kW，此时容量计费法仍为300000元/月，而需量计费法则降低到6000×48=288000元/月，此时采用 需量计费法更加经济。现实中，用户用电负荷特性曲线各异，降需实际效果取决于个体用电特征。

4 虚拟电厂成重要盈利渠道

积极参与虚拟电厂，经济激励显著

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

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