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。
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。
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。
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。
