虚拟电厂专题分析：用户侧能源转型的起点

　1 从不同视角看用户侧能源管理的重要性

　　1.1 电网角度：用户侧能源管理可实现就地消纳，缓解电网 压力

　　1.1.1 电力资源与负荷中心逆向分布，多个省份存在电力缺口

　　我国电力资源与负荷中心分布不平衡。我国东、中、西部呈现经济发展水平和 电力资源分布不均衡的特点，主要体现在： 1) 区域电力供需矛盾：我国南方经济发达，电力需求量相对较大，而北方地 区电力供应相对不足，导致南北电力供需矛盾。 2) 地区电力负荷不均：我国东部沿海地区工业发达，电力需求量相对较大， 而西部地区经济相对落后，电力需求量相对较小，导致地区电力负荷不均。 3)电力输送能力需提升：由于电力资源的错配，东部经济活跃地区需要依赖 中西部的“西电东送”工程输送电力资源。但目前我国电力输送能力相对不足，在 升压及长距离输送过程中会有所损耗，造成部分浪费，导致电力供需中心之间的电 力输送困难，也加剧了电力供需不均衡的问题。

　　2022 年我国有 15个省份存在电力缺口。从 2022 年各省份发电量和用电量 的差额来看，全国有 15个省份存在电力缺口，其中主要以广东、浙江、江苏、山 东、河北为主。发电量盈余的地区主要是内蒙古、云南、山西、四川、新疆等地区。

　　1.1.2 分布式光伏等新能源高比例接入，电网稳定性面临考验

　　我国分布式光伏累计装机占比逐渐提升。相比于集中式光伏，分布式光伏规模 较小、输出电压功率较小且更接近用户侧，具有投资小、建设快、占地面积小等优 势。截至 2022 年底，中国光伏累计装机量达 392GW，其中分布式光伏累计装机 量达 158GW，占比 40%。

　　工商业光伏已经成为新增分布式光伏的重要组成部分。分布式光伏按安装主 体的不同可分为工商业屋顶分布式光伏与户用分布式光伏。2022 年我国光伏新增 装机87.41GW，同比增长59.3%;分布式光伏新增装机51.1GW，同比增长74.5%; 其中工商业光伏新增 25.86GW，同比增长 236.7%，占比达到 51%。

　　配电网的接纳能力和消纳能力面临严峻考验。分布式能源、储能、电动汽车、 智能用电等大量交互式设备接入，导致电网潮流方向发生改变，电压分布、谐波等 影响配电网电能质量，终端无序用电将会增大净负荷峰谷差，功率波动问题更加突 出，配电网的安全稳定运行将受到影响。

　　工商业用户合理配置储能可提供就地消纳能力，缓解电网压力。分布式光储一 体化是一种布置在用户侧的集能源生产消费为一体的能源供应方式，是现代能源 系统不可或缺的重要组成部分。分布式光伏配储能可在用户端构建小型微电网系 统，在用户遭遇限电、断电、自然灾害等电力供给异常的情况下，可开启离网状态， 保障负荷需求，不仅可以大大提高就地消纳能力，减缓电网供电压力，还可以抵消 安装业主的电网购买电量，节省电费，备受投资者的青睐。

　　1.2 企业角度：保证电力稳定供应为首要任务，经济性提升 加强配储意愿

　　1.2.1 工商业用电需求居高不下，“有序用电”政策引发用电焦虑

　　中国工业用电总量保持稳定增长态势，需求仍占主要位置。2016-2021 年中 国工业用电量的复合增速为 6%，保持稳定增长。从 2022 年中国全社会用电量情 况来看，第二产业用电量 57001 亿千瓦时，同比增长 1.2%，其中全国工业用电量 为 56000 亿千瓦时，同比增长 2%。根据 2022 年全国全社会用电量分产业情况 来看，第二产业用电量占比 66%，其中工业用电量占全社会用电量的 64.8%，占 据主要份额。

　　“有序用电”政策催生工商业用户对备用电源的需求。“有序用电”指通过间 歇或按时供电的方式，临时减少客户用电负荷的措施。2022 年以来，多省发布限 电文件，在有序用电的情况下，部分地区工商业企业承压，相关政策或引发工商业 公户更多关注。 安装工商业光伏配储是企业维持正常经营的重要手段。在能源结构转型的驱 动下，停产成本较高的企业就会更有意愿寻求备用电源以避免突发事件带来的损 失，而工商业光伏配置储能有望成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低 能源支出的重要手段。

　　1.2.2 工商业电价中枢持续上涨，峰谷电价持续拉大

　　“分时电价”、“电力市场化”政策驱动，大工业平均用电价格提高。2021 年 下半年全国大部分省份陆续出台分时电价政策，调整峰谷电价及峰谷时段，其中以 江苏、广东、浙江为例的经济发达省份率先、多次调整，峰谷价差有较大幅度的扩 大，尖、峰时段也有不同程度的延长，大工业平均用电价格提高。

　　峰谷电价差持续拉大。2022 年：2022 年全年 16 个省市超过全国最大峰谷电价差平均值(0.7 元/kWh)，其中广东省(珠三角五市)最大峰谷电价差平均值 达 1.259 元/kWh。2023 年 3 月 17 个地区峰谷价差超过 0.7 元/kWh，浙江、山 东、广东(珠三角五市)位列代理电价峰谷价差前三。2023 年上半年： 2023 年 上半年共有 19 个地区最大峰谷价差超过 0.7 元/kWh，前 5 位分别是广东省(珠 三角五市)1.352 元/kWh、海南省 1.099 元/kWh、湖北省 0.985 元/kWh、浙江 省 0.97 元/kWh、吉林省 0.961 元/kWh，较去年同期相比各地价差在持续拉大。

　　1.2.3 峰谷电价差高的地区项目具备经济性，预计 5 年内收回成本

　　目前工商业储能的主要的盈利模式为自发自用+峰谷价差套利，或作为备用电 源使用。配套工商业储能可以利用电网峰谷差价来实现投资回报，即在用电低谷时 利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同 时避免了拉闸限电的风险。另一方面，工商业储能可以满足用户自身内部的电力需 求，实现光伏发电最大化自发自用。

　　工商业储能经济性测算假设条件：1)项目案例：浙江 3MW/6.88MWh 用户 侧储能系统项目，假设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;2)项目成本拆分：我们假设工商业储能项目整体投资成本为 2 元 /Wh，其中电池占比 55%，集装箱占比 15%，BMS 占比 7%;3)运行模式：考 虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行 330 天，每天进行两次充放电。第一 次在夜间谷价充电，在上午尖峰电价放电 2 小时;第二次在午间谷价充电 2 小时， 在下午尖峰电机放电 2 小时;4)峰谷价差：参考浙江工商业峰谷电价，假设尖峰 电价 1.22 元/KWh，低谷电价 0.29 元/KWh，峰谷价差为 0.93 元/KWh。

　　经济性测算：根据我们测算，3MW/6.88MWh 储能系统项目，在峰谷电价差 0.93 元/KWh，一年运行 660 次，项目寿命期为 11 年的情况下，IRR 可达 16.45%， 预计 5 年可以收回投资，具备经济性。

　　敏感性分析：未来随着峰谷电价差进一步拉大，以及储能投资成本下行，工商 业侧的储能经济性有望进一步凸显。根据我们测算，投资成本为 2 元/Wh 时，当 峰谷价差超过 1 元/KWh 的时候，IRR 将达到 20%以上。

　　1.3 政策层面：多项政策催化，输配电价改革完善市场机制

　　第三监管周期输配电价发布，监管制度持续优化。 事件：5 月 15 日，《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及 有关事项的通知》文件及各地输配电价表下发。 《通知》主要内容涉及：1、用户电价归并三类：用户用电价格逐步归为三类 (居民生活、农业生产、工商业用电)。2、商业用户电价核定标准：按电压等级核 定输配电价与需量电费，按用电容量：1)100 千伏安及以下：执行单一制电价; 2)100 千伏安至 315 千伏安之间：可选择执行单一制或两部制电价;3)315 千 伏安及以上：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。3、明确工商业用户电价构成：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、抽水蓄能容量电费等)、政府性基金 及附加组成。 输配电价监管制度持续优化，用户侧商业模式理顺。《通知》规定了输配电价 监管制度，“准许成本+合理收益”核定省级电网输配电价，将实现有效的网售分 开、售电侧竞争和需求侧响应。同时，《通知》详细规定工商业用户电价的构成， 容量电价与电网辅助服务费成本单独披露，有利于推动用户侧的商业模式发展。

　　多项政策推动辅助服务市场发展，工商业储能盈利模式逐渐明确。2022 年 7 月全国统一电力市场体系在南方区域落地，有助于明确辅助服务市场的品种并完 善补偿机制。《2023 年能源监管工作要点》也提出加快推进辅助服务市场建设，包 括电力辅助服务市场专项工作机制、电力辅助服务价格办法等。未来辅助服务将成 为电力市场交易品种的重要组成部分，工商业储能可以通过在电力市场上提供辅 助服务作为新的盈利渠道。