东风已至，工商业储能方兴未艾
工商业是我国最大电力市场，配储兴起推动用户侧能源转型
工商业用电能耗大、电价高、波动强。22年中国二、三产用电7186TWh，占国内用电总量83.2%，同时电价高、 波动性较大，二三产峰/谷比分别为1.37、1.65。 新能源占比提升电网可靠性需求陡增，国家搭建市场化电力机制，工商储“角色”意义重大。22年中国可再生能 源发电占比达25.2%，能源转型加速。国家加速电力市场改革，拉大工商业用电峰谷价差，鼓励工商业进入市场交 易承担部分电网消纳及调节责任，并搭建合理的回馈机制，形成良性循环。
22年中国工商储锋芒初露，23年利好不断发展再加速
22年中国工商储锋芒初露，23年发展加速，势头强劲。22年中国新增工商储0.26GW/0.93GWh，同增37/179%， 新增容量占全球46%，排名第一，崭露锋芒。23年1-6月，我国新增工商储备案项目478个/2826.7MWh，同增 1812%/1231%，增长势头强劲。 目前国内工商储正处于明确市场地位，丰富商业化盈利渠道，助推商业模式成型中。我们认为：代理购电、峰谷价 差、需求侧响应等多重政策催化落地，是23年驱动我国工商储大幅迸发的核心推力。
全球工商储拐点已过，中美推动新增长周期
全球工商储迈过周期拐点，多国放量上涨。2015年韩国开启用户侧电费折扣计划，工商储快速迸发，18年韩国新 增装机容量2437MWh，占全球77%，推动全球工商储装机大幅上升。19年后韩国储能起火事故频发，装机骤减。 2021年，全球工商储迈过拐点重回正增长。 22年全球工商储新增装机814MW/2010MWh，同增44%/66%，容量占储能总体10%。从装机结构看，中美是 主要推动力，从储能时长看，全球工商储平均储能时长2.39h，高于大储/户储。
配储方式：独立储能+一体柜是当下主流
经济性：独立储能>光伏配储。作为用户侧储能，工商储的核心诉求是提高用电经济性，当前独立储能+峰谷套利 的模式已能够带来较强的IRR（而加装光伏在多数省市则会延长投资回收期），削峰调谷目前占工商储应用的86%， 与大型储能电站新能源配储/独储兼得+响应电网调节、提供消纳等需求不同。 实用性：一体柜>分体机。一体柜在出厂前就完成了电池、PCS等零部件调配，具有更高的安全性和更低的故障率， 同时，一体机的零部件均来自相同设备商，维运便捷，充分解决客户痛点。
商业模式：以合同能源管理为主的四大模式
工商储共有4种商业模式，合同能源管理是当下主流：1）业主自投（业主持有）；2）纯租赁（设备商持有）；3） 合同能源管理（能源服务方持有）；4）合同能源管理+融资租赁（融资租赁方持有）。合同能源管理中，业主只需 提供土地即可获得分成，能够有效规避风险，成为当下主流。为缓解资金压力，合同能源管理+融资租赁模式在逐 渐流行。
项目流程：备案制管理下，工商储流程“精益求精”
1.4MWh以下规模工商储只需备案。根据《招标投标法》，满足以下任一条件需招标：1）单项施工＞400万元； 2）单项设备、材料等货物＞200万元（最易触发）；3）单项服务＞100万元。以当前工商储设备1.4-1.5元/wh计 算，1.4MWh以下项目规模通常只需备案。 项目整体周期8-9个月，将进一步缩短。一般招标周期≥1月，备案1-20天，项目前期阶段共4-5个月，交付阶段4 个月，合计整体周期8-9个月。目前多省出台行政部门评审及备案管理优化举措，未来项目审批周期将进一步缩短。
开发方/投资方：根据下游需求和自身业务灵活选择商业模式
工商储开发方/投资方多样，主要包括：1）国家能源集团下属公司（体量最大，占市场主导地位），2）分布式光 伏开发商，3）电网一二级设备商，4）节能服务公司。对应下游不同需求，各开发商商业模式不同，存在与投资 方身份重叠的情况。23年6月浙江114个备案项目中，项目单位多达97个， 其中83个为能源服务商/输配电公司。 能源服务商包括具有渠道积累优势，输配电公司则具有了解业主用电习惯的优势。
工商储盈利已十分可观
据模型测算，70%杠杆下浙江工商储 IRR达41.8%，2.3年回本。我们的工商 储模型考虑地区、电压等级，并引入贷 款比例、期限、利率等金融变量，尽可 能还原真实情况。据测算，浙江省（两 充两放 、 融 资 比 例 70% ） IRR 可 达 41.8%，2.3年回本。
倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”
推力 1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大
引导用户削峰填谷、改善电力供需状况。21/7发改委印发进一步完善分时电价机制的通知：1）划分峰谷时段，根 据系统用电负荷特性，将供需紧张、边际供电成本高的时段变为高峰，将相反时段确认为低谷，促进新能源消纳， 引导用户调整负荷；2）合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超40%的，峰谷价差≥4:1；其 他地方≥3:1；3）建立尖峰电价机制，前两年当地电力系统最高负荷≥95%用电负荷出现的时段确定尖峰时段，电 价在峰段电价上上浮比例≥20%。
产业结构差异决定负荷曲线，进而影响峰谷价差设定。工业用户大多采用“三班制”24h运作，日负荷曲线总体较 为平坦，平均负荷率在0.8-0.9。而商业用户日负荷曲线峰谷差较大，平均负荷率在0.58-0.72之间。山西（二产 GDP占比第一）和广东（三产GDP第一）为工商业代表性省份，其日内负荷和峰谷价差呈高度相关性。
新能源装机带来电力供应差异，影响日内峰谷结构设定。光伏出力存在较大日内波动，光伏装机较高的地区，午时 低谷时间较长，截至23/7已有10省实行午间谷段电价。风电白天出力均匀，夜间出力较多，因此风电发电占比高 地区，日内峰时较集中，晚高峰退坡较早，且尖峰触发也较早。由于光伏风电边际发电成本较低，装机/发电占比 较高将影响供需，因此各地峰谷结构也会随之变化。
推力 2：提高需求侧响应能力势在必行，政策遍地开花
发改委：25年各省需求响应能力需达最大用电负荷的3-5%。23年5月发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意 见稿）》，要求25年各省需求响应能力达最大用电负荷的3-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超40%的省份 达5%或以上。 18省市发布响应奖励，政策因地制宜。江苏、云南、宁夏、重庆：按削峰、填谷划分，最高补贴15元/KW。浙江、 河北：按日前、日内等级，补贴电量及容量。山东、陕西、天津：区分邀约型与紧急型，按档位划分补贴金额。
大工业用户可直接参与，以直接补偿或折扣电价形式发放补贴。达最低响应水平以上的用户可直接参与需求响应 交易（例如山东响应量＞1MW），用户线上进行申报价格和响应电量，各省份公示核定量后给予企业电价直接补 偿或者折扣补偿。 新增负荷聚合商，“保底+分成”/“固定价格”模式整合中小型用户需求。中小型用户由负荷聚合商代理，统一 进行申报，目前主流合作模式有“保底+分成”、“固定价格”模式。23年工信部公示了具备资质的电力服务商 共156家，助力中小用户参与需求侧响应。
推力 3：专项补贴强化储能经济性，加速工商储迸发进程
用户侧专项补贴全面出台，进一步提升工商储经济性。专项补贴形式以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主。 浙江、广东政策出台密集，浙江温州、重庆铜梁等地政策力度较大。
推力 4：两部制电价出新，鼓励企业配储平滑用电
鼓励企业按需用电，优化电网供需匹配度。23年5月，发改委发布第三监管周期省级电网输配电价政策：1）变压器容 量100-315kVA可选两部制电价（此前仅单一制），合理运用机制可节省电费。2）两部制基础电价按用电电压分档收 费，督促按需选择电压。3）若每kVA变压器容量的每月用电量达260度，需量电价按90%计算，鼓励高效利用变压器。
推力 5：工商业光伏配储，保障用电稳定性
工商业光伏快速渗透，政策激励工商业配储。23H1新增工商业光伏19.44GW，同增81%，21年-23H1累计装机已达 43GW。21年至今多地下发分布式光伏配储文件，强制/鼓励用户侧配储，承担消纳责任，对工商储市场提供增量支撑。 储能作为后备电源，能有效保障工商业用户用电稳定性。近年多地均发布了有序用电方案，限电甚至停电导致工商业 减产，收益下滑严重。因此企业保障用电安全的需求迫切，工商储系统可提供短时紧急用电支持，保障短时用电稳定 性，但对长时限电帮助有限。
短期空间：哪些省市具备迸发可能？
需求激增释放活力，苏鲁浙粤已呈迸发形势
苏鲁浙粤工商储已呈现迸发形势。23年6月苏鲁浙粤四省新增工商储能备案项目215个，环增367%，占全 国85%；容量上，6月新增1021MWh，环增726%，占全国81%，全年累计占74%。 我们认为本轮四省工商储迸发的主要动能来自于：1）峰谷价差大+结构优，2）参与代理购电企业多，3） 当地商业模式成熟，参与方多，4）其他补偿机制完备。探寻后续有多少省份具备迸发条件，将是短期空 间增长的重要来源，因此我们后文将分析论证其他省份以上四种动能的基本条件。
峰谷：蓄势待发，各 地经济性已初现峥嵘
目前已有15省市满足投资经济性要求。 随着各地峰谷价差不断增大，不考虑政 策补贴等支持下，目前已有15省市在执 行“一充一放”条件下IRR超过5%（对 应峰谷价差约8毛/度），可自负盈亏， 满足基本投资条件。
产业结构与峰谷价差呈现差异分布，多省份价差或持续拉大
各地产业结构与峰谷价差相关性仍存在差异性，三产增速或映射未来峰谷价差变化。目前，北京、上海、天津、山 东、广西、河北、贵州等地的峰谷价差相对其第三产业GDP占比仍处于较低水平，未来价差或迎来进一步增长； 而重庆、湖南、广东、海南峰谷电价比值已超过1:4，预计未来增长受限。上海、湖南、吉林、安徽、河北等地第 三产业增速较快，可一定程度预示未来短期的峰谷价差拉大情况。
推动工商业用电市场化，代理购电峰谷价差较高
进一步推动电价市场化，对暂无法进入的由电网公司代理购电。21/10发改委印发深化燃煤上网电价市场化改革通知： 取消工商业目录电价，工商业全部进入电力市场交易，对暂无法进入的用户由电网公司代理购电，12月起执行；此 外，根据此通知和各地方政策，对以下3类企业施行1.5倍代理电价，迫使多数高耗能企业进入电力市场。
代理购电峰谷价差高，工商储可套利空间大。目前我国工商业的购电方式主要分为代理购电和合约购电（进入电力市 场）。其中代理购电的峰谷价差较高，23年6月平均价差达0.832元/kWh，工商储可套利空间大，已迸发四省均位列 代理购电规模前列。
长期空间：电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚
长期逻辑：25年灵活调节电源占比达24%左右
电源侧政策指引乏力，导入市场机制激励用户侧参与灵活调节电源建设。随新能源发电量占比提高，《“十四五” 现代能源体系规划》要求25年灵活调节电源占比达24%左右。对于储能而言，电源侧发展迅猛中也显现出强制配储、 辅助机制等政策调节的乏力。因此发改委导入分时电价机制，为用户侧配储提供经济性支持，实现灵活调节目标的 同时也协助解决需求响应、电网堵塞等问题。
长期逻辑：产业升级必经之路，平滑负荷曲线重要支撑
我国三产用电占比逐年攀升，工商储建设可平滑负荷曲线。我国产业结构升级不断推进，12年后第三产业GDP超越 第二产业，22年达48%，用电量占比随之逐年攀升，22年为17%。对比欧美发达国家，我国第三产业GDP占比、用 电仍有上涨空间。我国正处于产业不断升级的发展周期，而第三产业用电波动最大，22年峰/谷比达1.65，在国家产 业升级大趋势下，工商储作为负荷侧规模化代表，其发展重要性将逐步凸显。
长期逻辑：构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系
以代理购电为过渡，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。继21/10国家叫停目录销售电价后， 23/1发改委再次发文鼓励10kV及以上工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电范围。同时，全国多地试 点电力现货市场，探索中长期市场与现货市场的衔接。未来，我们预计中长期稳定电价/规避风险+现货反映竞争/ 市场定价的电力体系将逐步形成。
工商储迎来迸发，2025/2030年新增装机可达15.9/100+GWh
短期看，峰谷价差进一步拉大+补贴政策完善，将带动工商储需求迸发。我们预计2023/2025年工商储新 增装机达4.1/15.9GWh，2022-2025年CAGR约158%。长期看，能源结构调整方兴未艾，虚拟电厂带来 边际增量，工商储空间广阔，2030年新增装机容量可达100GWh+。
产业链：百舸争流，借海扬帆奋楫者先
工商储相比大储集成度高，电池产线可以相互切换
工商储相比大储的集成度高，主流产品容量约200KWh。中小型工商业采用储能一体柜，大型则采用储能集装箱，国 内主流产品容量170-220kWh，同时搭配70-110kW的功率配置，而出口的工商储多以300+kWh产品为主。工商储电池基本与大储无差别，二者产线可相互切换。工商储和大储电池均选用280Ah铁锂电芯，电池产线可相互切 换。大储集成商采购规模大，议价权更高，因此相比工商储采购价格更低。
技术趋势：电芯大容量方向演进，新技术应用层出不穷
大容量电芯正成为厂商间重要竞争策略，储能技术进入新变革周期。大容量电芯可减少集成部件，从而降低 成本，同时保持长循环寿命，降低全生命周期的度电成本。随着市场降本增效需求的推动，储能电池开始走 进专业化深水区。
锂价回落提升储能经济性，电芯成本回归0.35-0.40元/Wh
锂价回落进一步储能经济性，铁锂电芯成本预计回归0.35-0.40元/Wh。锂价目前已回落至25-30万元/吨， 铁锂电芯成本降至0.45-0.50元/Wh，进一步提升储能经济性，我们预计未来锂价有望回落至10-15万元/吨， 对应成本降至0.35-0.40元/Wh。
钠电材料端优势显著，远期电芯成本预计0.25元/Wh
钠电池放量后具备成本优势，未来成为铁锂有效补充。钠电池原材料来源广泛，其中聚阴离子体系兼具成本 和循环优势，放量后成本预计0.25-0.30元/Wh，比铁锂低30%+，循环可达8000次以上，成为工商储未来有 效补充。24年钠电成本开始低于铁锂，降至0.4元/Wh， 25年循环性能突破8000次，与铁锂储能性能持平， 26年进入大规模放量阶段，需求预计达140gwh左右，其中储能需求80gwh。
一体机趋势明显，新产品、新认证、新产线
一体机趋势明显，工商储新产品、新认证、新产线。目前储能一体机趋势明显，如阳光、固德威、德业、艾 罗等均外采电芯自制电池包与自有储能逆变器配套；工商储需求迸发在即，原有大储及户储领域玩家均拓展 业务逐步布局工商储，但针对不同市场的新品推出均需完成市场相关认证才可顺利推行，同时因产品存在一 定差异，逆变器厂家均新设工商储产线用于生产制造。
报告节选：
（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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