【信达证券】工商业储能：峰谷价差拉大带来量变，虚拟电厂建设引发质变.pdf

2023-07-18

37页

3MB

一、工商业储能方兴未艾，为虚拟电厂的关键一环

1.1 储能行业处于黄金发展时期，工商业储能目前处于初期

储能行业刚需凸显，正值黄金发展时期。全球“双碳”目标确定，新能源快速发展，而新能源的波动性、不稳定性也随着新能源发电占比提升不断放大，储能是解决此问题的重要方式，因此具有刚性需求。全球来看，2022 年累计装机 45.75GW（YOY+80%）；中国来看，2022 年累计装机 13.08GW（YOY+128%）。由此可见，储能行业目前保持高速增长态势，正值黄金发展时期。

工商业储能为储能市场的重要组成。储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能或大储，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。

工商业储能经济性敏感，目前处于发展初期。我国工商业储能下游主要为工商业企业，具有工业属性：相比于家庭储能，工商业储能对于外观、产品力、品牌力、渠道商等要求更低，即消费属性更弱；相比于大储，工商业储能的资质要求、业绩积累、技术标准更低，即电力设备属性更低。我们认为工商业储能需求发展的核心在于工商业企业建设储能是否具有经济性。规模上看，工商业储能处于发展初期，并网规模从 2021 年 0.59GW 增加至 2022 年 0.78GW，2022 年仅占并网规模容量的 10%。

1.2 工商业储能收益模式未来有望逐步丰富

工商业储能应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有以下四类。（1）工厂与商场：工厂与商场用电习惯明显，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急；（2）光储充电站：光伏自发自用、供给电动车充电站能源，储能平抑大功率充电站对于电网的冲击；（3）微电网：微电网具备可并网或离网运行的灵活性，以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网为主，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；（4）新型应用场景：工商业储能积极探索融合发展新场景，已出现在数据中心、 5G 基站、换电重卡、港口岸电等众多应用场景。

工商业储能可分为光伏配套工商业储能与非光伏配套工商业储能。根据是否随工商业光伏安装，工商业储能可以分为光伏配套工商业储能与非光伏配套工商业储能。（1）光伏配套工商业储能：对于商业与大工业用户，能够通过安装光伏+储能实现电力自发自用，平抑光伏发电出力曲线、提高清洁能源的利用率。同时，亦可利用储能进行单独的峰谷套利；（2）非光伏配套工商业储能：对于商业楼宇、学校、医院等不适合安装大规模分布式光伏的场景，独立安装储能系统可以对用电负荷削峰填谷、峰谷套利。

目前工商业储能主要形成以下四大商业模式。（1）业主直接投资：工商业用户自行安装储能系统，能够直接削峰填谷、减少用电成本，但需承担初始投资成本和每年的运维费用；（2）合同能源管理：能源服务方投资购买储能，并以能源服务的形式提供给用户，与其按约定比例分享储能带来的收益。能源服务方通常是对储能建设运营经验丰富的能源集团、储能设备商等；（3）融资租赁+合同能源管理：引入融资租赁公司作为储能设备的出租方，减少业主或能源服务方的资金压力。租赁期内，储能设备的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的所有权；（4）纯租赁：租赁期内，业主向储能设备出租方支付固定的租金，出租方提供维保服务，储能产生的收益由业主自享。到期后，储能设备归还出租方，或由业主出价买断。此模式适合轻资产运营或有临时用电需求的企业，对出租方储能设备的性能和移动便捷性要求较高。

合同能源管理、融资租赁有望成为工商业储能发展的主流商业模式。工商业储能尚处于发展早期，初始投资和资金压力可能削弱储能对业主或投资方的吸引力。合同能源管理模式下，业主无需投资，只需与投资方（能源服务方）按比例分享储能收益，这一比例通常为 10%：90%、15%：85%等。业主获得了部分峰谷套利、需求响应等收入，投资方则可在收回投资成本后继续获得额外收益；若在此基础上进一步引入融资租赁方，则可进一步降低能源服务方的资金压力。随着工商业储能日趋成熟，业主自投、纯租赁模式占比或将有所上升。

工商业储能收益模式主要为价差套利、增加光伏自用比例。（1）峰谷价差套利：在电价谷时从电网购买低价电价给储能系统充电，在电价峰时或尖峰时利用储能系统供给负载，降低企业用电成本；（2）增加光伏自用比例：光伏发电与负载消耗存在时间上的错配。当光伏发电超出负载消耗时，工商业用户以低价出售余电给电网公司；当光伏发电小于负载消耗时，工商业用户需要以高价代理购电。通过安装储能系统，对光伏发电实现削峰填谷，在光伏发电量大时储存无法消耗的电量，在光伏发电量不足时释放储能系统中的电量供给负载，减少高价购电成本。

工商业储能是虚拟电厂的重要一环，收益模式有望逐步拓展。除上述两种收益模式以外，未来工商业储能还有望发展其他收益来源。收益来源包括：（1）需量管理：我国针对受电变压器容量在 315kVA 及以上的大工业用电采用两部制电价，用户缴纳的电费中可以选择容量电费与需量电费。工商业储能系统在用电高峰时供给负载，可以抵消高峰负荷冲击、减少变压器出力，降低变压器容量需求电费；（2）电力现货交易：在电力现货市场上，市场主体开展日前、日内和实时的电能量交易。工商业储能由于容量较小，难以满足买方的一次性调用需求量，可以通过虚拟电厂（VPP）方式聚合参与电力现货交易；（3）电力辅助服务：工商业储能系统可以根据电网的调度指令，释放或存储电能，实现供需平衡，并提供调峰调频等电力辅助服务。这种作用方式允许工商业储能系统根据电力市场的价格信号或电网的需求变化，灵活地调整自己的操作模式，以获取相应的收益。我们认为收益来源拓展的核心在于电力现货市场、虚拟电厂的建设。

二、多因素助力工商业储能经济性提升，2023 年有望成为工商业储能元年

2.1 工商业储能经济性的核心指标为峰谷价差、投资成本

工商业储能的收益模式主要为峰谷价差套利，两充两放下经济性凸显。以江苏省为例，假设：1）装机规模 500kw，连续运行时长 2h；2）储能单位投资成本为 1.7 元/wh；3）循环次数 6000 次、年运行天数 330 天；4）运营年限为 20 年，两充两放在第 10 年更换电池；5）放电深度 90%、充放电效率 92%；6）一充一放与两充两放下年衰减系数分别为 1.3%、2.5%（对应 10 年换一次电池），其中两充两放为峰谷循环、峰平循环； 7）融资成本为 5%；8）峰谷价差幅度为 0.84 元/kWh。

根据以上假设，我们测算得到：1）一充一放下工商业储能 IRR 达 6.93%、LCOS 为 0.76 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 为 16.29%、LCOE 为 0.44 元/kWh。2）从敏感性分析看，其他条件不变，在 1.7 元/Wh 的 EPC 成本下，当峰谷价差大于 0.86 元时，一充一放下工商业储能 IRR 便可达到 8%，当峰谷价差大于 0.64 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 达到 8%，具有经济性。3）工商业储能对峰谷价差敏感性较高，峰谷价差提升 0.1 元 /kWh，IRR 提升约 5%。考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7 元 /kWh（介于 0.60-0.78 元/kWh）以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。

我们判断 23 年有望成为工商业储能的发展元年，主要原因 23 年工商业储能的经济性有望大幅提升。工商业储能下游主要为工商业企业，投资是否具有经济性是工商业需求的核心因素之一，而 2023 年工商业储能经济性或将显著提升： 1、收益端：预计峰谷电价差距将进一步拉大，分时电价机制也将得到完善，这可能为工商业储能提供更大的经济收益。2、成本端：由于碳酸锂等原材料价格的大幅下降以及制造业成本的持续下降，预计工商业储能的投资成本将大幅降低。此外，其他成本方面也仍然具有降低的空间。3、政策端：预计政府将进一步推进工商业储能的建设，包括提供补贴政策、调整输配电价政策，以及推广隔墙售电等政策措施。4、应急需求：在可能出现的顶峰缺电形势下，工商业储能有望保证电力供应的稳定，满足紧急需求。

2.2 收益端：峰谷价差不断拉大，分时电价不断完善

全国峰谷价差大于 0.7 元/kWh 的省份已达 19 个，且价差呈扩大趋势。数量变化上， 2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我国峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省份从 16 个增加至 19 个。价差变化上，共有 20 个地区的峰谷价差增大，如江西省从 0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山东省从 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。

各地分时电价政策不断完善，实现两充两放的省份不断增加。为鼓励工商业用户改变用电模式，多地动态调整完善工商业用户分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。当前大部分地区设置两个高峰时段，能够进行两充两放。广东、江苏、山东、浙江、河南、河北等地在个别月份出台尖峰电价，江苏试行工业用电重大节日深谷价，多地高耗能企业电价涨至1.5倍，在实现两充两放之外进一步扩大套利空间。以广东省7-9月为例，10:00-11:00、 14:00-15:00、17:00-19:00 为高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 为尖峰段，可在 0:00- 8:00 谷时及 12:00-14:00 平时充电，高峰/尖峰放电。两充两放提高储能利用率、增加套利收入、缩短投资回报期，其经济性使得工商业储能投资更具吸引力。叠加峰谷价差持续拉大趋势，储能套利空间广阔，收益有望进一步提升。

2.3 成本端：碳酸锂价格大幅下降，投资成本大幅下降

电芯占储能系统成本比重 60%，其正极主要材料为碳酸锂。在储能系统中，电芯是最大的成本支出，降本空间广阔，主要由正负极材料、电解液、隔膜等组成。原材料成本占电芯成本比重 87.3%，其中半数为正极材料。碳酸锂作为正极关键材料，据 SMM 统计，占储能电芯成本高达 30%-40%。

碳酸锂价格进入下行通道，储能装机成本降低。2022 年碳酸锂价格大涨，11 月下旬一度高达 57 万元/吨，储能电池价格随之高涨，较 2021 年同期涨幅超一倍。2023 年 Q1 随国内盐湖和云母提锂释放产能、全球锂矿企业竞争加剧，碳酸锂价格进入下行通道，传导至下游储能系统，利好储能规模化发展。当前碳酸锂价格反弹回升、尚未企稳，或将震荡波动，未来随着供给端产能逐渐释放，碳酸锂价格仍有下降空间。

碳酸锂价格每下降 5 万元/吨，两充两放下 IRR 提升约 0.5%。我们按照 55 万元/吨的碳酸锂价格测算电芯为 0.918 元/Wh，储能 EPC 价格为 2.00 元/Wh。碳酸锂价格每下降 5 万元 /吨，电芯价格下降 0.029 元/Wh，两充两放下储能 IRR 提升约 0.5%。当碳酸锂价格从 55 万元/吨跌至 25 万元/吨，IRR 将从 10.7%提升至 13.7%。制造业降本为常态，其他成本仍具有降本空间。除碳酸锂价格下降带来的成本下降之外，制造业会随着规模效应、技术不断成熟/更迭，成本持续下降，因此我们认为储能系统价格成本下降空间较大，有望进一步带来储能的收益率提升。

2.4 政策端：政策不断催化，推进工商业储能建设

多地用户侧储能补贴落地，补贴方向与分布式光伏结合。2022 年全年各地共发布 20 项储能补贴政策，涉及放电补贴、容量补贴与投资补贴，体现出与分布式光伏相结合的方向特点，是地方产业招商的重点项目。补贴政策直接降低初始投资、有望增加投资收益，提升工商业储能经济性。其中浙江、江苏、四川、广东等地政策出台密集，浙江省龙港市放电补贴力度最大，高达 0.8 元/千瓦时。

“隔墙售电”在浙江率先破局，有望落地开花促成共享用户侧储能模式。“隔墙售电”指分布式能源可以直接通过配电网将电能销售给周边用户，省去先低价卖给电网、再由用户从电网高价买回的过程。2017年 10月 31日，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》文件出台，标志着“隔墙售电”在我国正式启动。2022 年 9 月 29 日，浙江省颁布《浙江省电力条例》，提出分布式发电企业可以与周边用户按规定直接交易，成为首个“隔墙售电” 政策落地省份。2023 年 3月宁夏、广东先后出台政策，积极推行“隔墙售电”模式。“隔墙售电”给工商业储能带来共享储能的发展新机遇，可以视用户分布与储能归属分为私有储能共享模式、资源再分配模式、公共储能共享模式、云储能模式。资源方面，全民参与的共享储能模式整合了负荷侧储能、提供灵活性资源；收益方面，降低了储能投资成本、拓宽业主或运营商盈利边界。随着“隔墙售电”与共享储能发展完善，工商业储能未来规模可期。

1）私有储能共享模式：适合用户数量少且均配备储能的情况。此模式下储能设备所有权仍归用户所有，用户间可以交易储能设备的闲置容量，将其视作可调动的灵活性电力资源。 2）资源再分配模式：适合用户数量多且均配备储能的情况。此模式下将区域用户储能相连接，实现容量共享，按容量需求再分配用户对储能设备的所有权。 3）公共储能共享模式：适合邻近的商业楼宇、工业园区。同一供电区域下的用户集资投资或由投资方出资建储，由共享储能运营商统一管理、统一供电。 4）云储能模式：适合广域范围的工商业用户。云储能将分散的用户侧储能集中在云端，由云储能提供商建设、调度和维护，摆脱传统模式对距离的限制，不仅能在邻近范围内实现共享，亦可满足广域范围用户需求。我们认为若“隔墙售电”促成用户侧共享储能模式，工商业储能有望规模化降本，增加管理效率，还有望创造辅助服务收益的可能性，进而促进未来工商业储能的规模化发展。

2.5 应急需求：高峰缺电形势下，工商业储能保证电力供应稳定

限电政策频发，限电损失催生工商业用户对电力保供需求。2021 年受煤电价格倒挂导致发电意愿大降、“能耗双控”目标驱动，全国大范围限电，严控高能耗高污染行业用电。 2022 年高温高旱天气持续时间长、用电需求激增，多地发布有序用电方案，四川、重庆两地要求辖区内工业企业放高温假。限电甚至停电导致工商业企业减产、收益下滑，停电重启成本高昂的企业将蒙受更大损失。在此背景下，限电受损严重的工商业企业对于保障用电安全的需求迫切。储能用作后备电源，有效保证供电稳定性。在用电连续性要求高的场景下，储能系统可先储存新能源发电设备余电或通过电力系统充电，在电网限电停电时替代传统 UPS 电源作为备用电源，为工商业用户提供紧急用电支持，保障用电稳定性、维持正常经营。

三、虚拟电厂为新型电力系统必要一环，打开工商业储能远期空间

3.1 虚拟电厂整合负荷侧灵活性资源，工商业储能是体现虚拟电厂灵活性的核心

虚拟电厂的基础为灵活性资源，核心是智能化平台。虚拟电厂（VPP）实际是一个能量管理系统，指运用信息通信、物联网、先进计量等技术，将用户侧分散的清洁能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源聚合，作为一个特殊电厂参与电力市场交易、接受电网调度指令、参与需求侧响应、提供电网辅助服务。虚拟电厂的本质是整合一个区域内的分布式发电、灵活性调节资源，使发用电出力内部尽量平衡，进而作为一个整体（可以为发电、可以为负荷）参与电力系统。因此灵活性资源为虚拟电厂的“基础建设”，智能化调度平台是虚拟电厂的核心。

虚拟电厂是较为有经济性的“削峰”投资，政策持续加速推进虚拟电厂建设。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足 5%的峰值负荷需要投资 4000 亿；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需 500-600 亿元，具有较大经济性优势。近年来国家层面、各省层面政策也在不断加速推进虚拟电厂的建设，广东明确提出在广州深圳推进虚拟电厂试点，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。工商业储能是体现虚拟电厂灵活性的核心，虚拟电厂有望拓展工商业储能盈利模式。对于虚拟电厂而言，灵活性主要表现为为可调节负荷、用户侧储能。由于容量较小，或难以满足电力交易市场买方需求，可以通过聚合方式参与虚拟电厂，从市场交易获益。我国虚拟电厂产业起步晚，近两年政策不断加码，各地建立虚拟电厂试点示范项目，发展有望提速。以广东省为例，2023 年 6 月颁布的《广东省促进新型储能电站发展若干措施》中指出，在广东、深圳开展试点项目，统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。

电力市场化改革是构建虚拟电厂的市场机制基础。2022 年 1 月国家发改委、国家能源局出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确指出到 2025 年初步全国统一电力市场体系。电力市场改革围绕电力商品属性为核心，建立完善电力现货市场、电力中长期交易市场、辅助服务市场等功能模块，引入储能电站、虚拟电厂、分布式能源等新型市场主体参与市场交易，利用市场机制优化电力资源配置，有利于促进新能源消纳和能源结构转型。电力市场化也是虚拟电厂形成的市场机制基础，因此电力市场化改革在推进虚拟电厂的形成上有重要作用。

第三轮输配电价改革启动，理顺电价传导机制，为电力市场的建设奠定基础。第三次输配电价主要内容包括：

1）简化用户分类，首次推动实现工商业用户同价全覆盖：用户电价逐步归并为居民生活、农业生产和工商业用电三类，不再区分大工业用户、一般工商业用户。同电压等级工商业用户执行相同电价，避免交叉补贴、用电种类不同导致的同电压电价差，促进电力市场交易与竞争的公平性；

2）输配电价按“准许成本+合理收益”原则核定：自 2023 年 6 月 1 日起，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等组成，新增上网环节线损费用、系统运行费用。其中，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。此次电价结构调整突出了中间环节电价，清晰反映电力系统调节资源费用，引导用户为调节资源付费，利于工商业储能等市场主体参与电力市场辅助服务。

3）建立负荷率激励约束机制，利好安装工商业储能合理用电：对每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以上的两部制用户，需量电价按 90%执行，引导工商业用户合理确定用电报装容量，工商业用户亦可通过储能系统进行需量管理。

4）扩大两部制电价工商业范围，增加需量管理需求。第三轮输配电价改革扩大了两部制电价执行范围，对于用电容量在 100-315kVA 的工商业用户，可选择执行两部制电价；用电容量在 315kVA 及以上的工商业用户，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。容量电费（基本电费）按用户变压器容量（按容收费）或运行的最大需要量（按需收费）计算，电量电费按用户实际购电量计算。工商业用户因此增加精细化管理电费的需求，比如安装光储系统可以同时降低容量电费与电量电费，节省用电支出。精细化管理需要布局能量管理系统，也为虚拟电厂的建设奠定基础。

电力辅助服务交易市场日益活跃，丰富工商业储能收益模式。当前我国辅助服务市场建设蓬勃发展，据中国能源报数据，2015年之前我国辅助服务费用占电费比例不足 1.5%，近两年这一比重已经提升至 2.5%。在电力市场改革浪潮中，负荷集成商、虚拟电厂、抽蓄、储能等新兴市场主体被纳入电力辅助服务交易，打开工商业储能盈利新渠道。

3.2 虚拟电厂与工商业储能相互促进，提高收益率且或改变资产属性

虚拟电厂对工商业储能的影响是：

1）收益率提升。当前工商业储能的收益来源单一，主要为峰谷价差套利。而虚拟电厂的建设一方面带来了其他收益的可能性，如参与电力现货市场、提供辅助服务等，进而增加投资收益；另一方面，虚拟电厂的建设基础是电力市场化改革，而电力市场化后会放大光伏出力波动性的劣势，最终体现在光伏大幅出力的中午电价较低的情况（如山东的午时电价）、弃光率提升。而工商业储能对此受益，受益模式或从峰谷价差套利变为峰-零电价套利、甚至峰-负电价套利，减少了储能充电成本，进而增加收益率。

2）工商业储能由可选性的资产投资品转为电力系统必要性投资品。我们认为对于企业而言，工商业储能的普及性还不高，投资工商业储能的企业或将其作为锦上添花的可选投资品，用于节省电费。而虚拟电厂作为新型电力系统用户侧改革的重要一环，需要工商业储能的支撑，政策、市场机制或将“教育”工商业企业其储能的重要性，进而快速推广建设。这或将给工商业储能带来的是资产属性的变化，由可选投资品变为必要性投资品的投资观念的改变。

3.3 工商业储能短期需求高速增长，或提升工商业储能的收益、改变工商业的资产属性

短期来看，工商业储能与分布式光伏装机量相关。在虚拟电厂处于示范阶段的情况下，工商业储能的主要功能为降低用电成本，获得投资收益，其与分布式光伏功能类似，因此目前来看工商业储能与分布式光伏的相关性较强。工商业光伏装机量赶超户用光伏装机量，发展驶入快车道。分布式光伏相较集中式光伏具有投资小、土地集约性高、应用场景广等特点，近年来发展迅速，可根据投资主体进一步划分为户用光伏、工商业光伏。在工业用电需求旺盛、电价中枢上升叠加政策支持背景下， 2022 年工商业光伏新增装机量超户用光伏，同比增长 223%。2021 年 6 月国家能源局发布《国家能源局综合司关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开始试点方案的通知》，指出 2023年底，工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 30%。展望今年，我们认为，工商业光伏有望延续蓬勃发展态势。

多地出台分布式光伏配储政策，利好光伏配套工商业储能。截至目前，已有江苏、浙江、山东、河北、河南五地对分布式光伏提出配储要求，其中山东枣庄要求配储比例最高达 30%，江苏、浙江同步出台分布式光伏配储补贴，或推动配套工商业储能规模化发展。

光伏发电市场化交易态势明确，光伏配储经济性有望凸显。各省市发布的 2023 年光伏发电市场化交易政策中，已有青海、云南、山东等 6 地明确要求光伏参与市场化交易，由电力市场供需情况决定售电价格，改变原先按固定不变电价上网的商业模式。在新能源消纳问题亟待解决的背景下，光伏发电市场化造成电力供应大幅增加，使得售电价格波动，甚至出现负电价，削弱仅装工商业光伏项目的经济性。我们认为，此前提下若配套建设工商业储能，或能降低充电机会成本，配储经济性将进一步凸显。

短期来看，工商业储能需求 2023-2025 年有望达 5.1、10.4、18.7GWh。在收益不断提升、成本不断下降、政策持续推动、缺电焦虑持续的情况下，我们预计未来两年经济性将推动工商业储能快速发展。我们基于：1）存量、新增分布式光伏配套储能渗透率不断提升，23 年分别至 1%、20%。2）配储比例逐步提升至 15%。3）参考观研天下数据，独立工商业储能新增装机逐步提升至 2023 年的 2.2GWh。我们测算工商业储能 2023-2025 年有望达 5.1、10.4、18.7GWh。

虚拟电厂带来工商业储能远期空间以及需求超预期的可能。上述测算基于分布式光伏的装机并估计储能的渗透率，由于目前量较小，渗透率较低，且工商业企业众多，变化较大，因此测算结果参考性一般。我们认为工商业储能提供给用户侧充足的灵活性资源，奠定虚拟电厂的发展基础，而虚拟电厂的建设增添未来收益增长的预期，或将改变工商业储能的投资属性，进而促进工商业储能的发展，打开工商业储能的远期空间。这或将带来下游企业的观念的改变、储能的刚需属性凸显，进而有望带动储能渗透率的快速提升，我们认为虚拟电厂有望带来工商业储能需求超预期的可能。

我们预计在虚拟电厂建设顺利的情况下，工商业储能累计装机 2030 有望达 189GWh。根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，2025 年的我国各省目标的需求响应能力为最大用电负荷的 3-5%，根据中电联的测算 2025 年最大负荷为 16.3 亿千瓦，按需求响应能力为 5%计算，对应的灵活性资源为 82GW。灵活性资源包括数据中心、储能、5G 基站、电动汽车、可调节负荷（如空调等）、电制氢等。其中储能是最为主要的灵活性资源，目前澳洲的虚拟电厂走在世界前列，澳洲的已有的虚拟电厂项目中，表后储能电池为主要的资源类型。我们预计在虚拟电厂建设前期可以挖掘较多的其他灵活性资源（比如空调等可调节负荷），工商业储能天花板来看，根据郭永强等的《基于需求侧响应的广义储能容量配置方法研究》，微网的总负荷 5000KW 左右，可调节负荷约 800kW（包括电动汽车+空调，占比 16%），储能配置约 486-1243kW （占比约 10-25%），以此推测未来微网中维持电力稳定需要配置灵活性资源 26%-40%。假设 2030 年最大负荷调节能力占比 10%，工商业储能占灵活性资源的比例为 50%（相当于总负荷的 5%）。我们测算得到在虚拟电厂进展顺利的情况下，工商业储能 2025、2030 累计装机有望达 37、189GWh（累计装机 CAGR 为 38.5%），在此逻辑下工商业储能远期空间广阔。

四、产业链与其他类型储能相似，偏下游的企业更具投资弹性

工商业储能系统构成与储能电站基本一致，要求较储能电站更低。工商业储能系统主要由电池模组、逆变器、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）和其他配件构成。工商业储能系统常用于 30kW 以上的应用场景，多采用集装箱一体式建造，但对于 MW 级别的大工业用户，其配置与储能电站一致。由于容量小、功能需求简单，工商业储能系统在电池响应速度、BMS 和 EMS 管理要求等方面要求均低于储能电站。

工商业储能系统产业链完善，与大储、户储同源。上游部件环节中，储能电池模组由电芯经过串并联组成用以储存电力；逆变器进行交流电与直流电的转换，根据功率指令对电池进行充放电；BMS 是控制、管理电池各项功能并保护电池的核心部件，亦具备和 EMS、 SCADA（能量管理系统及监控系统）通讯功能，目前也有部分电池厂家开始自主设计 BMS；EMS 控制逆变器并采集逆变器数据、控制电池模组并采集电芯数据、执行逻辑（各种应用）并与其他设备集成调度。中游集成商与品牌渠道商直接与下游工商业用户对接，需要对 BMS/EMS 系统及储能应用场景有着高理解，且 BMS/EMS 系统基本为自研，以完成对上游设备的高效整合。

格局尚未形成，核心竞争力为资源先发优势。工商业储能处于 0-1 的阶段，格局还未形成，但因其制造的壁垒不高，更多的壁垒在于渠道、资源、服务、品牌等软性壁垒。1）客户资源。工商业储能下游客户较分散，客户资源为重要优势。客户资源来源于其他业务的积累、或者通过其他中枢机构（比如规划设计院等）来获取、或者通过已有的平台信息获取潜在客户。并且资源优势与公司所处的位置相关，峰谷价差较大的省份比如江浙沪、广东等地方的企业具有先发优势。2）资源整合。工商业储能未来需要向虚拟电厂服务，获取辅助服务、参与电力现货市场的收益，因此有资源整合平台布局的企业有望享受未来丰富的商业模式，也会形成一定的品牌壁垒。我们认为客户资源、资源整合能力都偏向下游，因此偏产业链下游的企业或更具有工商业储能的投资弹性。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）