虛擬電廠專題分析：用戶側能源轉型的起點

　　1 從不同視角看用戶側能源管理的重要性

　　1.1 電網角度：用戶側能源管理可實現就地消納，緩解電網 壓力

　　1.1.1 電力資源與負荷中心逆向分布，多個省份存在電力缺口

　　我國電力資源與負荷中心分布不平衡。我國東、中、西部呈現經濟發展水平和 電力資源分布不均衡的特點，主要體現在： 1) 區域電力供需矛盾：我國南方經濟發達，電力需求量相對較大，而北方地 區電力供應相對不足，導致南北電力供需矛盾。 2) 地區電力負荷不均：我國東部沿海地區工業發達，電力需求量相對較大， 而西部地區經濟相對落后，電力需求量相對較小，導致地區電力負荷不均。 3)電力輸送能力需提升：由于電力資源的錯配，東部經濟活躍地區需要依賴 中西部的“西電東送”工程輸送電力資源。但目前我國電力輸送能力相對不足，在 升壓及長距離輸送過程中會有所損耗，造成部分浪費，導致電力供需中心之間的電 力輸送困難，也加劇了電力供需不均衡的問題。

　　2022 年我國有 15個省份存在電力缺口。從 2022 年各省份發電量和用電量 的差額來看，全國有 15個省份存在電力缺口，其中主要以廣東、浙江、江蘇、山 東、河北為主。發電量盈余的地區主要是內蒙古、云南、山西、四川、新疆等地區。

　　1.1.2 分布式光伏等新能源高比例接入，電網穩定性面臨考驗

　　我國分布式光伏累計裝機占比逐漸提升。相比于集中式光伏，分布式光伏規模 較小、輸出電壓功率較小且更接近用戶側，具有投資小、建設快、占地面積小等優 勢。截至 2022 年底，中國光伏累計裝機量達 392GW，其中分布式光伏累計裝機 量達 158GW，占比 40%。

　　工商業光伏已經成為新增分布式光伏的重要組成部分。分布式光伏按安裝主 體的不同可分為工商業屋頂分布式光伏與戶用分布式光伏。2022 年我國光伏新增 裝機87.41GW，同比增長59.3%;分布式光伏新增裝機51.1GW，同比增長74.5%; 其中工商業光伏新增 25.86GW，同比增長 236.7%，占比達到 51%。

　　配電網的接納能力和消納能力面臨嚴峻考驗。分布式能源、儲能、電動汽車、 智能用電等大量交互式設備接入，導致電網潮流方向發生改變，電壓分布、諧波等 影響配電網電能質量，終端無序用電將會增大凈負荷峰谷差，功率波動問題更加突 出，配電網的安全穩定運行將受到影響。

　　工商業用戶合理配置儲能可提供就地消納能力，緩解電網壓力。分布式光儲一 體化是一種布置在用戶側的集能源生產消費為一體的能源供應方式，是現代能源 系統不可或缺的重要組成部分。分布式光伏配儲能可在用戶端構建小型微電網系 統，在用戶遭遇限電、斷電、自然災害等電力供給異常的情況下，可開啟離網狀態， 保障負荷需求，不僅可以大大提高就地消納能力，減緩電網供電壓力，還可以抵消 安裝業主的電網購買電量，節省電費，備受投資者的青睞。

　　1.2 企業角度：保證電力穩定供應為首要任務，經濟性提升 加強配儲意愿

　　1.2.1 工商業用電需求居高不下，“有序用電”政策引發用電焦慮

　　中國工業用電總量保持穩定增長態勢，需求仍占主要位置。2016-2021 年中 國工業用電量的復合增速為 6%，保持穩定增長。從 2022 年中國全社會用電量情 況來看，第二產業用電量 57001 億千瓦時，同比增長 1.2%，其中全國工業用電量 為 56000 億千瓦時，同比增長 2%。根據 2022 年全國全社會用電量分產業情況 來看，第二產業用電量占比 66%，其中工業用電量占全社會用電量的 64.8%，占 據主要份額。

　　“有序用電”政策催生工商業用戶對備用電源的需求。“有序用電”指通過間 歇或按時供電的方式，臨時減少客戶用電負荷的措施。2022 年以來，多省發布限 電文件，在有序用電的情況下，部分地區工商業企業承壓，相關政策或引發工商業 公戶更多關注。 安裝工商業光伏配儲是企業維持正常經營的重要手段。在能源結構轉型的驅 動下，停產成本較高的企業就會更有意愿尋求備用電源以避免突發事件帶來的損 失，而工商業光伏配置儲能有望成為國內企業實現緊急備電、維持正常經營、降低 能源支出的重要手段。

　　1.2.2 工商業電價中樞持續上漲，峰谷電價持續拉大

　　“分時電價”、“電力市場化”政策驅動，大工業平均用電價格提高。2021 年 下半年全國大部分省份陸續出臺分時電價政策，調整峰谷電價及峰谷時段，其中以 江蘇、廣東、浙江為例的經濟發達省份率先、多次調整，峰谷價差有較大幅度的擴 大，尖、峰時段也有不同程度的延長，大工業平均用電價格提高。

　　峰谷電價差持續拉大。2022 年：2022 年全年 16 個省市超過全國最大峰谷電價差平均值(0.7 元/kWh)，其中廣東省(珠三角五市)最大峰谷電價差平均值 達 1.259 元/kWh。2023 年 3 月 17 個地區峰谷價差超過 0.7 元/kWh，浙江、山 東、廣東(珠三角五市)位列代理電價峰谷價差前三。2023 年上半年： 2023 年 上半年共有 19 個地區最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh，前 5 位分別是廣東省(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，較去年同期相比各地價差在持續拉大。

　　1.2.3 峰谷電價差高的地區項目具備經濟性，預計 5 年內收回成本

　　目前工商業儲能的主要的盈利模式為自發自用+峰谷價差套利，或作為備用電 源使用。配套工商業儲能可以利用電網峰谷差價來實現投資回報，即在用電低谷時 利用低電價充電，在用電高峰時放電供給工商業用戶，用戶可以節約用電成本，同 時避免了拉閘限電的風險。另一方面，工商業儲能可以滿足用戶自身內部的電力需 求，實現光伏發電最大化自發自用。

　　工商業儲能經濟性測算假設條件：1)項目案例：浙江 3MW/6.88MWh 用戶 側儲能系統項目，假設工廠白天負荷穩定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足 儲能充電需求;2)項目成本拆分：我們假設工商業儲能項目整體投資成本為 2 元 /Wh，其中電池占比 55%，集裝箱占比 15%，BMS 占比 7%;3)運行模式：考 慮工廠休息及設備檢修，儲能設備每年運行 330 天，每天進行兩次充放電。第一 次在夜間谷價充電，在上午尖峰電價放電 2 小時;第二次在午間谷價充電 2 小時， 在下午尖峰電機放電 2 小時;4)峰谷價差：參考浙江工商業峰谷電價，假設尖峰 電價 1.22 元/KWh，低谷電價 0.29 元/KWh，峰谷價差為 0.93 元/KWh。

　　經濟性測算：根據我們測算，3MW/6.88MWh 儲能系統項目，在峰谷電價差 0.93 元/KWh，一年運行 660 次，項目壽命期為 11 年的情況下，IRR 可達 16.45%， 預計 5 年可以收回投資，具備經濟性。

　　敏感性分析：未來隨著峰谷電價差進一步拉大，以及儲能投資成本下行，工商 業側的儲能經濟性有望進一步凸顯。根據我們測算，投資成本為 2 元/Wh 時，當 峰谷價差超過 1 元/KWh 的時候，IRR 將達到 20%以上。

　　1.3 政策層面：多項政策催化，輸配電價改革完善市場機制

　　第三監管周期輸配電價發布，監管制度持續優化。 事件：5 月 15 日，《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及 有關事項的通知》文件及各地輸配電價表下發。 《通知》主要內容涉及：1、用戶電價歸并三類：用戶用電價格逐步歸為三類 (居民生活、農業生產、工商業用電)。2、商業用戶電價核定標準：按電壓等級核 定輸配電價與需量電費，按用電容量：1)100 千伏安及以下：執行單一制電價; 2)100 千伏安至 315 千伏安之間：可選擇執行單一制或兩部制電價;3)315 千 伏安及以上：執行兩部制電價，現執行單一制電價的用戶可選擇執行單一制電價或 兩部制電價。3、明確工商業用戶電價構成：由上網電價、上網環節線損費用、輸 配電價、系統運行費用(包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等)、政府性基金 及附加組成。 輸配電價監管制度持續優化，用戶側商業模式理順。《通知》規定了輸配電價 監管制度，“準許成本+合理收益”核定省級電網輸配電價，將實現有效的網售分 開、售電側競爭和需求側響應。同時，《通知》詳細規定工商業用戶電價的構成， 容量電價與電網輔助服務費成本單獨披露，有利于推動用戶側的商業模式發展。

　　多項政策推動輔助服務市場發展，工商業儲能盈利模式逐漸明確。2022 年 7 月全國統一電力市場體系在南方區域落地，有助于明確輔助服務市場的品種并完 善補償機制。《2023 年能源監管工作要點》也提出加快推進輔助服務市場建設，包 括電力輔助服務市場專項工作機制、電力輔助服務價格辦法等。未來輔助服務將成 為電力市場交易品種的重要組成部分，工商業儲能可以通過在電力市場上提供輔 助服務作為新的盈利渠道。

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