工商业储能行业概况及发展
工商业储能行业概况
工商业储能系统Commercial and Industrial (C&I) Energy Storage Systems，主要用于工业和商业企业的能源 管理。 根据应用场景及系统规模不同，可以对储能系统进行分类： 从应用场景看，工商业储能与户用储能同属于用户侧储能，通过与其他负载等构建微电网，主要作为负荷侧参与电 网运行。 从系统规模看，工商业储能电站规模一般在百千瓦时至数十兆瓦时之间（100kwh-10MWh），介于户储及大储之 间。
用户侧储能重要性逐步显现
作为用户侧储能，工商业储能广泛应用与智慧城市、工业园区、社区商圈、商业写字楼等大型工商业高耗能单位，实 现能源智慧化管理。主要应用模式包括： ①削峰填谷：通过谷时充电储能、峰时放电供能,减少企业或园区的用电成本,为客户节约用电端电费 ②需量响应：当短期用电功率大于变压器容量时，储能系统进行快速放电，满足负载电能需量要求。 ③电力交易：在电力市场交易平台上，结合负荷预测进行短期电力交易，实现收益最大化 ④离网备电：在电力中断时，为重要负载进行不间断短时供电，减少由于负载突然掉电造成的经济损失。
海外：欧美工商业光储主要政策梳理
美国：储能（包括大储、工商业及户储）均可获得IRA税收抵免。2022年8月《通胀削减法案》发布ITC新政，针对储 能方面主要为延长ITC十年、提高税收基础抵免比例至30%；新政相对之前不再要求储能必须配套光伏，独立储能（包 括大储/工商业储能、户储）均可享受；另外部分州提供储能补贴政策，如加州SGIP针对非户储补贴（含工商业储能） 0.18-0.36/Wh。 欧洲主要国家：部分国家对工商业储能有政策支持。欧洲国家对于储能方面的税收减免或补贴政策相对更偏向于户储， 工商业储能方面较少；其中德国对于光储的税收减免和补贴政策主要是针对家庭部门和不超过30KW的商业物业等；意 大利和西班牙的光储政策含工商业部门。
欧美工商业储能当前装机规模较小，成长空间广阔
主要国家目前工商业储能规模都相对仍较小，后续成长空间广阔。 美国工商业装机规模持续高增：工商业储能Q1装机69.1MW/ 203.3MWh，环比+44%/+112%，同比+10/+43%； 在美国大储与户储Q1装机均大幅下降的情况下，工商业储能实现环比大幅增长，主要由于部分原2022年预计完成的项 目推迟至23Q1完成。 德国工商业装机占总装机比例低于5%：2021年工商业储能装机27MW/57MWh，分别占总装机4.2%/3.4%。
商业模式分析及IRR测算
工商业储能商业模式分类
作为用户侧储能，一般情况下工商业储能通过电价差获得收益，主要包括以下三种商业模式： ①需求管理（Demand charge management）：利用储能电池系统，减少客户峰值电力需求及相关费用。②峰谷套利（Time-of-use (TOU) arbitrage）：随着分时电价、现货市场等全面推进，利用峰谷价差实现低充高放 ，从而实现峰谷价差套利。 ③自发自用（Self-consumption）：光伏上网电价相比用电电价有大幅折价，通过工商业储能配套分布式光伏系统 ，实现光伏发电高比例自发自用。 此外，随分布式微网、虚拟电厂等方式接入大电网，工商业储能也可通过参与调峰调频等辅助服务方式，获得一定 收益（此时类似于电网侧储能）。
工商业分布式光伏配储（类户储模式）
工商业储能作为规模相对较大的用户侧储能（相比户储），同时兼具大储与户储商业模式。 类比户用光储系统自发自用、日发夜用模式，工商业储能通过配套分布式光伏系统，如工业园屋顶光伏等，构建园 区微电网，可以实现日间余电存储，夜间或峰时放电，从而降低企业用电成本。
工商业峰谷价差套利模式
分时电价机制逐步完善，峰谷价差拉大利于工商业储能盈利改善。2021年7月26日，发改委价格司发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出优化分时电价机制、强化分时 电价机制执行、加强分时电价机制实施保障三方面要求。 其中，对于优化分时电价机制，重点提出完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。
以江苏为例：工商业储能峰谷套利IRR测算
我们以同样的参数测算江苏工商储全投资IRR为9.42%，已具有一定盈利性： 江苏峰谷时段及系数如下：江苏省高峰时段：8-11，17-22；平时时段： 11-17，22-24；低谷时段：0-8。高峰系数1.7196，低谷系数0.4185。 江苏IRR相比湖北有明显提升，主要由于更大的电价系数差带来更高峰谷价差 ，2次充放全年平均价差达0.67元/kwh，显著高于湖北0.58的价差。
以广东为例：峰谷价差相关政策及测算
广东21年起即开始拉大峰谷价差，调整峰谷系数： 21年9月，广东发改委发布《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》其中明确提出，拉大峰谷电价 差，峰平谷比价从1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38。 尖峰电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。尖峰电价执行时间为7月、8月和9月三个整月，尖峰电 价每天的执行时段为11-12时、15-17时共三个小时。
工商业峰谷价差敏感性测算
在0.8元/kwh充放电价差，1.5元/wh储能成本下， 6000次与8000次循环对应IRR分别为15.31%及19.91%，工 商业储能经济性已逐步体现。 当前1.5元/wh储能成本下，0.65元/kwh的充放电价差即可带来8.7%以上的IRR（6000循环），随储能成本持续下 降，储能技术水平提升，峰谷价差进一步拉大，多因素将驱动工商业储能IRR进一步提升。
电力现货交易开启工商业储能市场化（类大储模式）
电力市场化改革持续推进，电力现货市场有望推动工商储新商业化模式。 电力现货市场主要包括日前市场和实时市场，采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。交易品种上，涵盖了电 能量、辅助服务等多类交易品种。 2021年12月1日，山东电力现货市场启动不间断结算试运行。山东电力市场体系包括电力中长期市场、现货市场、 辅助服务市场和零售市场。电力中长期市场以年度、月度、多日为周期，并从时序上延伸至日前、实时的现货市场 交易。
工商业储能参与需量电费管理
工业储能可以有效降低尖峰负荷，节省大量需量电费（如采用需量电费计价模式） 。根据23年5月15日发改委印发的《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》：①执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户（以下简称工商业用户），用电容量在100千伏安及以下的 ，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，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。 ②选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知 核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。
当前工商业两部制电价包括基本电价和电度电价：总电价=用电容量（或需量）*基本电价+电量*电度电价。 基本电价部分，用户根据实际用电情况选择根据容量计费或需量计费。容量计费方式中，基本电价=实际运行变压器 容量*容量电价；需量计费方式中，基本电价=当月抄见最大需量值*需量电价。 对于采用需量计费的用户，假设其为江苏省某工商业用户，通过配套1MW/2MWh工商业储能电站，使其月最大需 量降低1MW（暂不考虑需量电价90%折扣），则每月总电费可降低48*1000=4.8万
储能企业产品及销售模式
工商业储能一体机模式发展加速
工商业储能产品包括传统分体式设计与一体化设计。随技术进步迭代，储能产品集成度提升，目前多数工商业储能 企业均推出了一体化机柜。 一体化产品：交直流系统一体化设计，减少直流电缆及开关，产品成本更低；并且标准化设计，系统性交付，无需 定制化产品，现场施工调试快。 传统分体式：可根据需求定制化，根据需求可以更灵活搭配储能系统功率与电量，且对于特定场景适配性更优。
工商业储能系统销售模式
国内目前工商业储能代表企业包括：1)储能系统集成：阳光电源、南都电源、盛弘股份、科华数据、华自科技、奇点能源、电气国轩、沃 太能源、时代星云、科创储能、弘正能源、亿兰科电气、美克生能源、南瑞继保、星翼能源等；2）单一元器件：如以逆变器切入赛道的 固德威、德业股份、锦浪科技等。
工商业储能系统销售模式主要包括：是否启动招标主要取决于项目大小，对于项目体量较大且接入点在10kv及以上高压侧需要备案时，往 往需要EPC方参与进行接网设计、土建安装等工作，对于体量较小的项目而言，往往不涉及招标，投资方直接向设备集成商询价采购即可。 其中①为项目投资方(第三方比例快速提升，比例可能接近工商业主直投）出于成本考量，自主分别招标光储设计、设备集成、建设安装 等；②为EPC总包招标模式，由总包负责全流程，设备集成商向总包供应设备但依旧需要同业主紧密沟通，甚至处于主导地位；③为询价 模式，储能项目较小，投资方直接跟工商业储能进行询价；④为贸易商分销模式，通过其分销能力下沉至低线市场，模式类比户用光伏。
市场空间
高成长潜力：百倍空间待挖掘
市场空间：预计2023-2025年我 国工商业储能装机6.2/ 11.7/ 21.1GWh，同比增长333%/ 88%/ 80%。 2022年我国新增用户侧储能约 1.4GWh，同比+479%，已处于 市场规模爆发萌芽期；预计2023 年装机6GWh以上，工商业储能市 场发展进入高速爆发期。 中远期展望：预计2030年工商业 储能累计装机规模228GWh，相 比目前百倍以上成长空间。 根据中电联统计，2022年全年工 商业用电量7.3万亿千瓦时，折算 单日单小时用电量833GWh， 假设2023-2030年工商业用电年 均增速4%，则2030年工商业用电 达10万亿千瓦时，平均单小时用 电量1141GWh，假设按10%用电 量配置2h储能，则市场空间达 228GWh。
（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。）
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