高增趨勢初現，發展模式多樣

　　應用場景：傳統工商業企業配儲，新場景不斷涌現

　　工商業儲能是用戶側儲能的典型應用，主要應用場景可以分為三類：工商業企業單獨配儲、 光儲充一體化、微電網。工商業儲能的客戶群體為工業或者商業終端，傳統的應用場景是 在工業園區、商業中心、數據中心、通信基站、行政大樓、醫院、學校、住宅等終端加裝 儲能，用于峰谷套利，備用電源，需量管理，需求側響應等。其規模介于戶用儲能和大儲 之間，產品形式一般為一體柜式。

　　光儲充一體化有效緩解了充電站對電網的沖擊。隨著電動車的不斷普及，用戶對于充電需 求不斷增加，但多個高功率充電樁同時運營時，峰值功率較大，會對電網產生沖擊。光儲 充一體化電站是現階段最佳的解決方案，通過結合光伏與儲能，可實現充電站的能源由光 伏供給，提高光伏自發自用率。同時，大功率充電樁的功率沖擊，可通過儲能系統進行平 抑，節省了改善輸電線路的成本。 微電網+儲能未來有望進一步滲透。微電網既能節省輸變電過程的投資和損耗，也能兼具離 網和并網兩種運行模式，與大電網供電互為補充。在微電網場景中，通常有光伏、風電等 多種電源，儲能作為其中的中間環節，起到平衡電源供應和負荷需求的作用。現階段微網 儲能可以分為偏遠地區微網和工業園區微網兩類，偏遠地區主要通過微網配儲來彌補供電 的不穩定性，多出現于海島地區;而園區微網主要以工業園區為節點，實現節點內的能源 優化。隨著分布式新能源發電的逐步推廣，微電網作為新能源就地消納的方式，有望實現 進一步滲透。

　　產業階段：發展尚在初期，高增趨勢初現

　　中國工商業儲能仍處于發展初期，盈利性項目占比有明顯提升。我國工商業儲能仍處在發 展初期階段，根據中電聯數據，截至 2022 年底，我國已投運的電化學儲能電站累計裝機 14.05GWh，其中工商業儲能總規模為 1.81GWh，相較電源側和電網側規模仍處于較低水 平。從 2022 年新增裝機來看，全年用戶側儲能新增裝機 596 MWh，其中以盈利為目的的 工商業/EV 充電站/產業園等儲能場景共占約 90%，盈利性項目占比有明顯提升。隨著工商 業儲能的經濟性逐步明朗，商業化落地開始加速起步。

　　多因素推動，23 年高增趨勢初現。根據能源電力說公眾號的不完全統計，僅 2023 年 7-11 月，國內工商業儲能備案項目個數達 1305 個。從工商業分布較為集中的廣東、浙江、江蘇 三個省份來看，月度備案項目數量均呈現大幅上升趨勢。據不完全統計，2023 年以來我國 工商業儲能備案規模已經達到 3.46GW/9.26GWh。工商業儲能高速增長的勢頭已經初步顯 現，2023 年成為國內工商儲的放量元年。

　　盈利模式：峰谷套利為主，多種模式加持

　　經濟性是工商業企業參與儲能項目的主要驅動因素。不同于大儲需求由政策端驅動，以調 峰調頻為主要目的，工商業儲能主要用來滿足企業自身的電力需求，在峰谷電價機制下進 行套利，或者實現光伏的最大化自發自用。經濟性是工商業儲能發展的主要驅動因素，具 體而言，目前工商業儲能主要有峰谷套利、需量管理、需求響應、政策補貼四種獲利模式。 借助分時電價機制獲取充放收益，是工商業儲能獲利的最主要途徑。峰谷電價也稱“分時 電價”，是在用電高峰和低谷時段收取不同電價的一種制度，即用電單位較集中、供電緊張 時，按較高電價收取電費;用電單位較少、供電較充足時，按較低電價收取電費。而峰谷 套利指用戶在用電低谷時用便宜的谷電價對儲能電池進行充電，在用電高峰時由儲能電池 向外放電，收取較高的峰電價格，從而從電價差中獲取收益。隨著分時電價機制在我國多 地開始實行，部分地區峰谷價差快速拉大，工商儲項目已經具有很好的經濟性。根據 GGII， 在廣東、浙江等區域自用項目中，采用峰谷套利盈利方式的占比達到 90%以上。

　　此外，在有序限電壓力下，工商業儲能可以承擔起備用電源的重要角色。自 2022 年以來， 多個省份相繼發布了限電文件，實施通過間歇或按時供電以臨時減少客戶用電負荷的有序 限電措施，給部分地區的工商業企業帶來了用電壓力。而在對電力供應連續性要求較高的 應用情景下，當電網停電時，已配置的工商業儲能系統可以作為備用電源替代傳統的 UPS 電源應對突發停電事故，為不斷電負載提供堅實的后備電源保障。

　　投資營運模式：當前以合同能源管理為主

　　工商儲的主要參與者涉及三方：業主方(用電企業)、投資運營方和金融機構。業主方在此 過程中會提供場地及變壓器資源等;投資方是最核心的參與者，一般會兼任運維職責;金 融機構會在某些項目中介入來為項目提供現金流。由此，在實際投資運營過程中，根據承 擔角色的不同衍生出 4 種投資運營模式，分別為業主自投資、純租賃、合同能源管理、融 資租賃+合同能源管理。 業主自投資模式對業主的要求較高。業主自投資模式指由業主(用電企業)購買并運維儲 能。在這種模式下，用電企業需要承擔較大的現金流風險及缺乏專業團隊運維帶來的風險， 但同時能夠獲得更多的收益，且部分業主還能獲得政府下發的能源轉型補貼。因此業主自 投資模式更適合資金實力強，或者能耗高、能源轉型意愿強的大型工商業用戶。 純租賃模式滿足業主輕資產運營需求。純租賃模式是用電企業向儲能資產方進行設備租賃。 用電企業向資產方支付固定的租金，儲能產生的收益全部由用電企業獲得。儲能資產方在 租賃過程中也會提供對設備的維保服務。儲能資產始終由資產方持有，但工商業企業也能 通過協議向資產方買斷設備所有權。這種模式適用于用電企業想要短期參與，或者對輕資 產運行需求較高的企業。但這種模式對儲能設備的抗衰減性能、便捷移動性能都有比較高 的要求。

　　合同能源管理是目前市場最常見的模式。合同能源管理模式下，由能源服務方購買并持有 儲能，以能源服務的方式將儲能提供給用電企業，用電企業只需提供土地，而儲能帶來的 收益由能源服務方和業主按照 90%:10%或者 85%:15%等比例分享。對業主來說，這種營 運模式投資風險較低，同時能源服務方往往是運營經驗豐富的能源公司、儲能設備商等， 在系統運營方面也更能發揮專業優勢。由于目前工商業儲能處在市場初期，下游業主對風 險較為敏感，因此低風險的合同能源管理為最常見的投資營運模式。 融資租賃+合同能源管理結合了兩種模式的優勢。相較于合同能源管理模式，融資租賃+合 同能源管理引入了融資租賃方，向能源服務方和用電企業提供儲能資產出租，從而降低了 能源服務方和業主的現金流壓力。同時，能夠發揮能源服務方在系統運營方面的專業優勢。 此模式涉及參與方較多，存在多種子模式，未來隨著資產方對儲能盈利的信心提升，這種 模式有望得到進一步推廣。

　　子模式 1：融資租賃方直接向能源服務方進行投資，而非業主。融資租賃方根據其與能源服 務方的約定從設備方處選擇、購買儲能設施，并將儲能設施出租于能源服務方。能源服務 方可以利用該等儲能設施為業主提供能源服務，與業主按照約定的比例分享儲能收益，能 源服務方進而以部分收益向融資租賃方進行還款。租賃期限屆滿后，能源服務方獲得該儲 能設施的所有權。子模式 2：能源服務方向融資租賃方銷售儲能設施，并出租于業主。租賃 期間，儲能設施的所有權歸融資租賃方，業主享有使用權，到期后業主可獲得儲能設施的 所有權。能源服務方則主要為業主提供儲能設施建設、運維等服務，且可以從融資租賃方 處以設備銷售與運維的名目獲得相應的對價。

　　峰谷套利疊加補貼收益，降本助力經濟性凸顯

　　2023 年以來，隨著國內工商儲政策不斷催化，各地分時電價政策落地、峰谷價差拉大，儲 能投資成本下降，工商業儲能的經濟性逐步顯現，行業開始快速發展，2023 年成為工商業 儲能的發展元年。

　　峰谷價差拉大，成本下降帶來高套利空間

　　國家發改委推動合理拉大峰谷電價差，引導電力用戶削峰填谷。2021 年 7 月，國家發改委 印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，部署各地進一步完善分時電價機制，合理拉 大峰谷電價價差，為引導電力用戶削峰填谷、促進儲能加快發展釋放了清晰強烈的價格信 號：(1)優化峰谷電價機制：積極優化峰谷電價機制，科學劃分峰谷時段，合理確定峰谷 電價價差，系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1;其他地方原 則上不低于 3:1。(2)建立尖峰電價機制：在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制，主要基 于系統最高負荷情況合理確定尖峰時段，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低 于 20%。可參照尖峰電價機制建立深谷電價機制。隨后，各省市分時電價政策步入快速完 善期，出臺相關政策調整峰谷時段劃分和電價浮動比例。

　　峰谷電價差呈現擴大趨勢，套利空間持續凸顯。根據儲能研究院的數據統計，2023 年 12 月全國近八成的地區峰谷價差環比增長，約五成的地區峰谷價差同比增長。截至 2023 年 12 月，峰谷電價差≥4:1 的省份達 17 個(山東、貴州、福建、云南為 2024 年 1 月 1 日執行的分時電價新政策數據);2023 年 12 月平均峰谷價差達0.7 元/kWh 的地區達 25 個，其 中，深圳、江蘇、湖南、湖北平均峰谷價差均在 1 元/kWh 以上。

　　峰谷時段持續優化，多省份滿足兩充兩放。根據各地區的分時電價策略，我們梳理出其對 應的峰谷套利策略，超 20 個省份已滿足兩充兩放的充放電策略，浙江、山西、新疆由于午 時為低谷電價，可實現 2 次“谷充峰放”策略，其余多數省份可采用“谷充峰放+平充峰放” 策略。江蘇、黑龍江、福建、翼北可實現三充三放(2.5 次滿充放)。多省份已經具備較為 優越的投資經濟性。

　　浙蘇粵套利收益高，驅動行業高增

　　浙蘇粵工商儲經濟性優越，支撐行業快速發展。我們就當前發展較好的浙江、江蘇和廣東 的工商儲項目進行了詳細的經濟性測算。我們假設配置 2h 工商業儲能系統的項目，變壓器 容量滿足儲能充電需求，項目 EPC 投資成本為 1.50 元/Wh，每天 2 次充放，年工作天數 330 天，放電深度 DoD 為 85%，系統每年運維費率 2%。以 2023 年 12 月各地的代理購電 電價、參照各地全年的分時電價政策，計算得出全年加權峰谷價差，測算項目經濟性。其 中，浙江省大工業/廣東省/江蘇省≥315KVA/浙江一般工商業的儲能項目在無杠桿、僅考慮 峰谷套利收益的情況下 IRR 分別為 12.77%/8.05%/7.37%/7.01%，具備優越的經濟性。

　　1)浙江大工業：我們統計了其各種電壓等級下的 2023 年 12 月尖峰、高峰、低谷電價，通 過算數平均的尖峰、高峰、低谷電價分別為 1.1424 元/kWh、0.8759 元/kWh、0.2983 元/kWh。 浙江大工業全年 12 個月均可采用“谷充尖放”的 2 次充放模式，全年加權平均放電電價為 1.1424 元/kWh，全年加權平均充電電價為 0.2983 元/kWh，全年加權平均電價差為 1.1424-0.2983≈0.8441 元/kWh。無杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項目 IRR 為 12.77%。

　　2)浙江一般工商業：我們統計了其在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月 尖峰、高峰、低谷電價，通過算數平均的尖峰、高峰、低谷電價分別為 1.2197 元/kWh、0.8386 元/kWh、0.3604 元/kWh。浙江一般工商業全年 12 個月均可采用“谷充峰放+谷充尖放” 的 2 次充放模式，全年加權平均放電電價為(1.2197+0.8386)/2≈1.0292 元/kWh，全年 加權平均充電電價為 0.3604 元/kWh，全年加權平均電價差為 1.0291-0.3604≈0.6688 元 /kWh。無杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項目 IRR 為 7.01%。

　　3)江蘇省≥315KVA：我們統計了其在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月 尖峰、高峰、平時、低谷電價，通過算數平均的尖峰、高峰、平時、低谷電價分別為 1.3378 元/kWh、1.1148 元/kWh、0.6569 元/kWh、0.2852 元/kWh。江蘇省≥315KVA 用戶 7、8 月可采用“谷充峰放+谷充尖放+平充峰放+平充尖放”的 2 次充放模式、1、12 月可采用“谷 充尖放+平充尖放”的 2 次充放模式、其他月份可采用“谷充峰放+平充峰放”的 2 次充放 模式，全年加權平均放電電價為(1.3378+1.1148)/2*2/12+1.3378*2/12+1.1148*8/12≈ 1.1706 元/kWh，全年加權平均充電電價為(0.6569+0.2852)/2≈0.4710 元/kWh,全年加 權平均電價差為 1.1706-0.4710≈0.6995 元/kWh。無杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項 目 IRR 為 7.37%。

　　4)江蘇省[100kVA,315kVA)：我們統計了其在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月尖峰、高峰、平時、低谷電價，通過算數平均的尖峰、高峰、平時、低谷電價分別 為1.3378元/kWh、1.1148元/kWh、0.6569元/kWh、0.2852元/kWh。江蘇省[100kVA,315kVA) 用戶全年 12 個月均可采用“谷充峰放+平充峰放”的 2 次充放模式，全年加權平均放電電 價為 1.1148 元/kWh，全年加權平均充電電價為(0.6569+0.2852)/2≈0.4710 元/kWh，全 年加權平均電價差為 1.1148-0.4710≈0.6438 元/kWh。無杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下， 項目 IRR 為 5.57%。

　　5)廣東：我們統計了廣東(東西兩翼地區)、廣東(惠州市)、廣東(江門市)、廣東(粵 北山區)、廣東(珠三角五市)在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月尖峰、 高峰、平時、低谷電價，通過算數平均的尖峰、高峰、平時、低谷電價分別為 1.4383 元/kWh、 1.1560 元/kWh、0.6914 元/kWh、0.2798 元/kWh。廣東 7-9 月可采用“谷充峰放+谷充尖 放+平充尖放+平充尖放”的 2 次充放模式，其他月份可采用“谷充峰放+平充峰放”的 2 次充放模式，全年加權平均放電電價為(1.4383*3/4+1.1560*1/4)*3/12+1.1560*9/12≈ 1.2090 元/kWh，全年加權平均充電電價為(0.6914+0.2798)/2≈0.4856 元/kWh，全年加 權平均電價差為 1.2090-0.4856≈0.7234 元/kWh。無杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項 目 IRR 為 8.05%。

　　不同投資運營模式下各方收益測算

　　我們以浙江省大工業 1-10(20)kV 用戶的 0.5MW/1MWh 工商儲項目為例，其他假設不變， 分別測算了業主自投資、純租賃、合同能源管理、融資租賃+合同能源管理模式中各參與方 的收益情況。

　　1)業主自投資模式：由業主購買并運維儲能，業主 10 年累計收益為 116.97 萬元，項目 IRR 為 14.02%。

　　2)純租賃模式：假設業主以固定租金 300 元/kWh/年的價格向設備商進行設備租賃，業主 10 年累計收益為 30.60 萬元，設備商 10 年累計收益為 86.37 萬元，設備商 IRR 為 10.14%。 當租金在 280~320 元/kWh/年的價格區間內波動時，對應設備商 IRR 區間為 8.76%~11.49%。

　　3)合同能源管理模式：由能源服務方購買并持有儲能，業主提供土地。儲能帶來的收益由 業主和能源服務方按照 15：85 分成時，業主累計收益為 17.54 萬元，能源服務方累計收益 為 99.42 萬元，能源服務方 IRR 為 12.02%。當業主方分成比例在 10%~20%之間時，能源 服務方的 IRR 在 12.69%~11.34%之間波動。

　　4)融資租賃+合同能源管理模式：在子模式 1 下，能源服務方為投資主體，引入融資租賃 方，在貸款利率為 5.5%、貸款比例為 70%時，項目 IRR 為 14.60%，資本金 IRR 為 22.60%。 能源服務方和業主按照 85：15 分享儲能收益時，業主累計收益為 15.66 萬元，能源服務方 累計收益為 88.75 萬元，能源服務方 IRR 為 19.02%。

　　結論：1)業主自投資模式：業主購買并運維儲能，承擔的風險大，相應的回報也高。2) 純租賃模式：業主以固定租金進行設備租賃，承擔的風險小，收益相對較低。3)合同能源 管理模式：業主只提供土地和變壓器資源等，和能源服務方以一定比例分享收益，承擔的 風險最小、收益最低。4)融資租賃+合同能源管理模式：引入了融資租賃方，投資方在加 杠桿后獲取的收益明顯得到提升。

　　電芯成本下降，配儲成本大幅降低

　　儲能投資成本較年初大幅下降，帶動經濟性顯著提升。根據 CNESA 統計，2023 年 12 月 儲能系統中標平均價格為 0.790 元/Wh，較 2 月最高點(1.529 元/Wh)下降了 48.3%;儲 能 EPC 中標平均價格約 1.387 元/Wh，較 2 月最高點(1.922 元/Wh)下降了 27.8%。儲 能系統/EPC 價格下降主要有兩方面因素：1)碳酸鋰價格下行帶動電芯成本大幅下降。碳 酸鋰自 2022 年底起持續降價，截止 24 年 1 月 4 日，碳酸鋰價格為 10.1 萬元/噸，較 2022 年 11 月最高點(57.00 元/Wh)下降 82.3%，280Ah 方形儲能電池價格為 0.44 元/Wh，同 比-54.2%。2)行業競爭激烈，產業鏈利潤壓縮。儲能行業的超高速增長吸引了多方企業涌 入，產能快速擴張，行業競爭十分激烈，諸多企業不得已選擇了價格換份額的市場策略， 謀求在行業大洗牌中站住腳跟，投標報價頻現新低。儲能投資成本是影響項目經濟性的關 鍵因素，成本端下行能夠帶動需求端顯著提升。

　　我們維持前文假設，以浙江省大工業 1-10(20)kV 用戶的工商儲項目為例，在無杠桿、僅 考慮峰谷套利的兩充兩放情況下，假設峰谷價差為 0.8 元/kWh，隨著儲能系統單位投資成 本從 1.8 元/kW 下降至 1.2 元/kW 時，IRR 從 7.30%提升至 16.56%。

　　峰谷價差、儲能系統單價、貸款比例以及電芯循環次數是對工商儲經濟性影響最大的四大 因素。更進一步，我們對僅考慮峰谷套利的兩充兩放模型中涉及的各個關鍵變量詳細地進 行了敏感性分析。我們假設基本場景下，峰谷價差為 0.8 元/kWh，儲能單價為 1.5 元/Wh， 充放電深度為 85%，循環次數為 6600 次(對應年工作天數 330 天)，運維費率為 2%，貸 款比例和利率為 70%和 5.5%。我們得出的結論為，按照 IRR 潛在優化空間大小的參數排 序為峰谷價差>儲能系統單價>貸款比例>電芯循環次數> 運維費率 >充放電深度>貸款利 率，峰谷價差、儲能系統單價、貸款比例以及電芯循環次數對工商儲經濟性的影響較大。

　　補貼亦是重要獲利來源，多模式增厚收益

　　政策補貼是現階段重要獲利來源

　　多地出臺補貼政策，進一步提升工商業儲能的經濟性。全國各地方政府對工商業儲能的直 接資金補貼扶持、稅收政策、市場準入政策逐步明朗，自 2022 年起，浙江、江蘇、廣東、 安徽等 11 省為推動工商儲項目建設，發布了 50 余項工商業儲能補貼政策，鼓勵工商業用 戶興建儲能電站。其中，浙江溫州、江蘇溧陽、重慶市銅梁區等地方政策支持力度較大。 補貼形式主要以放電補貼、容量補貼和投資補貼為主。放電補貼方面，浙江溫州、江蘇溧 陽政策補貼力度較大，按照實際放電量給予儲能運營主體 0.8 元/kWh 的補貼，其他地區普 遍在 0.3-0.5 元/kWh。容量補貼方面，補貼標準基本在 100-300 元/kW 之間，普遍以一次 性補貼為主，也有部分地區采取三年退坡補貼以及多年連續補貼等方式。投資補貼方面， 補貼比例在 2%-30%之間，單個項目補貼限額在 30-3000 萬元之間，多為一次性補貼。

　　實現動態擴容，需量管理降低基本電費

　　第三監管周期電價改革鼓勵用戶配儲，優化最大需量降低基本電費。2023 年 5 月 15 日， 國家發改委印發《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》， 輸配電價的改革利于引導電價機制合理化，倒逼工商業用戶進行需量管理：(1)明確單一 制和兩部制電價執行范圍：①用電容量在 100 千伏安及以下的，執行單一制電價;②100 千伏安至 315 千伏安之間的，可選擇執行單一制或兩部制電價;③315 千伏安及以上的， 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。(2)建 立負荷率激勵約束機制：選擇執行需量電價計費方式的兩部制用戶，每月每千伏安用電量 達到 260 千瓦時及以上的，當月需量電價按核定標準 90%執行。需量電價的優惠有助于引 導用戶根據自身負荷合理報裝容量，提升變壓器利用率。

　　配儲不僅可以減少變壓器擴容建設成本，還可以減少后期的固定容量/需量電費，通過儲能 實現動態擴容。國內大部分地區的工商業用戶均實施兩部制電價，即工商業用戶電費成本= 基本電費+電度電費=基本電價×用電容量(或需量)+電度電價×用電量。其中，在基本電價部分，用戶可以根據實際用電情況選擇容量計費或需量計費，按照電力用戶的變壓器容 量(kV·A)以及最大需量(kW)進行計算，為每個月固定的費用。在電度電價部分，根 據用戶的實際用電量進行計算。工商業用戶配置儲能系統后，在用戶的用電低谷時儲能， 在用電高峰時放電，從而降低用戶的尖峰功率以及最大需量，使工商業用戶的實際用電功 率曲線更加平滑，降低企業在高峰時的最大需量功率，對用電曲線進行削峰填谷。

　　案例：假設某江蘇兩部制 35kV 用戶選擇執行需量電價計費方式，配置 0.5MW/1MWh 的儲 能將直接減少高峰負荷，最大需量將降低 0.5MW/月，從而每月減少基本電費 2.4 萬元，全 年可節省基本電費 36 萬元，若該用戶每月每千伏安用電量達到 260 千瓦時及以上，當月需 量電價則按標準 90%執行，進一步降低當月電費價格。

　　需求側響應政策涌現，增厚工商儲收益

　　需求側響應主要通過主動減少高峰用電獲得補貼。電力需求響應指在電力市場價格明顯變 化，或系統安全可靠性存在風險時，電力用戶根據價格或激勵措施，暫時改變其用電行為， 減少或增加用電，從而促進電力供需平衡、保障電網穩定運行、抑制電價上升的短期行為。 電網對需求響應一般直接采用激勵政策和補償方式，誘導用戶參與系統需要的負荷削減項 目。比如在用電高峰需要削減負荷時，用戶通過調整或者削減用電，或者運行分布式發電 機，降低負荷，以此獲得電費折扣或者直接得到“獎金”。

　　需求響應政策涌現，增厚工商儲收益。2023 年 9 月 27 日，國家發改委等多部委聯合印發 新修訂的《電力需求側管理辦法(2023 年版)》并于 2023 年 10 月 1 日起正式執行。(1) 積極拓寬需求響應主體范圍：鼓勵推廣新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調負荷等主 體參與需求響應。(2)明確提升需求響應能力：要求各省 2025 年需求響應能力達到最大用 電負荷的 3%~5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過 40%的省份達到 5%或以上。(3) 健全電價組合政策工具：明確提出要健全尖峰電價、深谷電價、容量電價等電價組合政策 工具。(4)強化綜合能源服務商、負荷聚合商等新興經營主體培育。已有近 30 個省市因地 制宜制定需求側響應政策，明確用戶側儲能可通過包括獨立、負荷聚合商、虛擬電廠等多 種形式參與需求響應。用戶側需求響應已成為我國電力系統發展的確定性方向，工商儲作 為需求響應的重要組成部分，有望伴隨政策端的支持而更具發展動力。

　　分布式配儲助力消納，政策頻發

　　分布式光伏并網容量緊張

　　分布式光伏快速發展，2023 前三季度總裝機 67.14GW，同比增速達 90.0%。2023Q1-3， 我國光伏發電新增裝機量 128.94GW，同比+145.1%;其中，分布式光伏裝機 67.14GW， 同比+90.0%，占總裝機量 52.1%(其中，工商業光伏：新增 34.16GW，同比增長 82%; 戶用光伏：新增 32.97GW，同比增長 99%)。快速發展的分布式光伏，給電網消納帶來了 較大的壓力。

　　多地發布分布式光伏接網預警，電網消納成為“卡脖子”問題。當前已經有多地出現分布 式光伏消納飽和的情況。比如，根據廣州能源局 10 月 31 日公布的公告，廣州有 11 個縣市 電網已無光伏接網容量，13 個縣市小于 0.5GW。根據河南省能源大數據中心公布的信息， 18 地市可開放容量 8.58GW，大部分地區已經接近或達到光伏承載力飽和狀態。根據 23 年 7 月份公布的《國網遼寧省電力有限公司關于分布式電源接入電網承載力評估的報告》， 202 遼寧營口市分布式光伏剩余可開放容量 0.98GW，遠低于計劃并網的光伏容量 (1.53GW)。根據《聊城市分布式光伏發展專項規劃(2023-2035 年)》，截止 23 年 4 月， 聊城剩余可開放容量為 4.56GW。根據河北省南網統計，截至 2022 年 11 月，河北南網 104 個縣中已有 53 個縣無分布式光伏接入空間，其他 51 個縣剩余接入空間也只有 2.065GW。

　　配儲成為重要的調節手段

　　國家層面——《關于印發開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知》 2023 年 6 月，國家能源局發布《關于印發開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估 試點工作的通知》，擬在全國范圍選取部分典型省份開展分布式光伏接入電網承載力及提升 措施評估試點工作，為全面推廣相關政策措施奠定基礎，選擇山東、黑龍江、河南、浙江、 廣東、福建 6 個試點省份，每個省選取 5-10 個試點縣(市)開展試點工作。試點工作時 間為期 1 年。 文件中提到，針對分布式光伏接入存在困難縣(市)，從電網、負荷、電源側提出提升分布 式光伏接網能力措施方案。 1)電網側提升措施：結合分布式光伏總體規模、總體布局和接入方式，分電壓等級提出電 網建設改造升級方案，研究布局獨立儲能電站對提升分布式接網能力影響，測算分布式光 伏接入能力提升效果。 2)負荷側提升措施：根據各地區未來電力需求增長預期，結合電力負荷特性，綜合考慮采 取用戶側配置儲能、參與需求側響應等措施對提高分布式光伏接納能力的影響，測算分布 式光伏接入能力提升效果。 3)電源側提升措施：針對各地區電源規模、裝機結構、電源出力特性，分析研究采取常規 電源靈活性改造、新增調節電源、電源側配置儲能系統、加強分布式光伏調控等措施對提 升系統接納分布式光伏能力的影響，并測算接入能力提升效果。

　　地方層面——發布分布式光伏配儲政策

　　開放容量不足情況下，多地發布分布式光伏配儲政策。在各地分布式光伏接網容量緊張的 情況下，分布式配儲成為很多省市自救的消納手段。截至 23 年 11 月，全國已有 12 個省/ 自治區出臺了分布式配儲的相關政策，超過 10 個區域提出了明確的配儲比例，配儲比例在 10-30%不等。

　　河北案例：以河北省發改委公示的河北省 2023 年地面分布式光伏擬安排項目來看，共計 302 個 項 目 ，總 規模 1.43GW ，其中 131 個 項目 承諾 按要 求配 置儲 能，總規模 104MW/204MWh。需要注意的是，131個承諾按要求配儲的地面分布式光伏項目，均位于 無開放容量區，而在可開放容量范圍內的 171個項目均無需承諾配置儲能。

　　皖鄂湘具備發展潛力，工商儲市場有望高增

　　兼具優越收益與工業基礎，皖鄂湘具備發展空間

　　工商業儲能目前主要的獲利來源是峰谷套利及政策補貼，能夠實現工商業儲能大規模發展 的地區除了需要具備較大的峰谷價差及/或較好的補貼以外，還需要具備較好的工業基礎。 我們綜合考慮以上幾個方面來探究哪些地區具備工商業儲能發展空間。 兩充兩放模式應用普遍，多地區投資經濟性優越。梳理了各地區對應的峰谷套利策略，發現超 20 個省份已滿足兩充兩放的充 放電策略，浙江、山西、新疆由于午時為低谷電價，可實現 2 次“谷充峰放”策略，其余 多數省份可采用“谷充峰放+平充峰放”策略。更進一步，我們以 2023 年 12 月份的“谷平 峰尖”電價為基準，充分考慮了各地區不同月份的不同充放策略，從而對全年的峰谷價差 進行加權計算，維持前文基本參數假設，不考慮杠桿，僅考慮峰谷套利的獲利方式，發現 浙江、廣東、上海、安徽、江蘇、湖北、湖南、海南采用兩充兩放后 IRR 達 5.7%以上，投 資經濟性較優越。

　　在前文的基本假設下，加入杠桿因素，假設貸款比例為 70%，貸款利率為 5.5%，我們對前 文測算的投資經濟性較為優越的浙江、廣東、上海、安徽、江蘇、湖北、湖南、海南省份 再次進行測算，發現上述省份工商儲的項目 IRR 達 6.30%及以上、資本金 IRR 達 6.85%及 以上，在加入杠桿后，上述省份的工商儲項目經濟性提升顯著。

　　廣東、江蘇、浙江、山東工業規模領先其他省市。工商儲發展依賴于較好的工業發展基礎， 從規模以上工業企業數量來看，我國 31 個省區市中，廣東規模以上工業企業最多，達到 7.08 萬家。此外還有江蘇、浙江、山東規模以上工業企業數量超過 3 萬家。河南、安徽、福建、 湖南、湖北、河北、江西、四川規模以上工業企業數量在 2 萬家左右。

　　綜合考慮充放策略、峰谷價差、政策補貼及工業發展情況，我們預計安徽、湖北、湖南的 工商儲項目具備較高經濟性，具備較大工商儲發展潛力。

　　蘇浙皖鄂分時電價或具備一定可持續性

　　我們認為可再生能源發電占比及第三產業占比較高的省份，分時電價機制或具備一定可持 續性。市場目前對于分時電價機制的持續性比較擔心，因為國內電價政策通常是由宏觀政 策制定，而政策的變化對于終端用戶而言往往難以預知。但我們認為，或許可以從政策制 定的底層邏輯來對整體的方向性進行判斷。整體來說，我們認為分時電價機制主要是為了 調節供需間的不匹配問題。供給端，可再生能源占比不斷提升，帶來日間能源的供需錯配; 需求端，第三產業用戶日內負荷曲線波動更大，分時電價機制或與第三產業占比存在較高 相關性。

　　可再生能源滲透率提升，日內錯配倒逼分時電價改革。我國電源端可再生能源占比持續提 升，根據國網新能源云的數據，截至 2023 年 9 月，我國光伏累計裝機容量已達 521.06GW， 裝機容量占所有能源的比重達 18.67%。從地區情況來看，山東、河北、江蘇、河南、浙江 等省份裝機容量位居各省前列，有 13 個省份目前光伏裝機容量占所有能源裝機容量的比重 超過 20%。光伏發電具有日間周期性，顯著影響電量供給，進一步加大了電力錯配問題。 以 重慶(光伏容量占比 4.18%)和浙江(光伏占比 24.67%)來看，中午為用電高峰期，重慶 將 11:00-13:00 設置為峰段;但浙江受中午時段光伏出力提升影響，11:00-13:00 為谷段。 隨著光伏等新能源持續滲透，能源日內錯配將進一步加劇，支撐電價分時機制。

　　峰谷價差掛鉤產業結構，第三產業占比高的省份日內負荷曲線波動更大。從產業結構來看， 二產的工業用戶大多全天運作，日內電力負荷曲線較為平坦，而三產的商業用戶日內負荷 曲線波動較大，各省市第二/三產業占 GDP 的比例不同會對需求端曲線的形態造成較大影 響。我們統計了各省市 2023 年 Q1-3 的第二/三產業分別占 GDP 的比例和加權峰谷價差， 發現目前的峰谷價差大體與第三產業占比走勢相同，但實際具體到單獨省份仍存在一定差 異。

　　江蘇、浙江、安徽、湖北分時電價機制或具備一定可持續性。我們將各省份的第三產業 GDP 占比與光伏裝機容量占比數據繪制成散點圖，以第三產業 GDP 占比 50%、光伏裝機容量占 比 20%為界劃分象限，處于第一象限的省份兩個指標均較高，在發電端與用電端同時具備 較高的波動性，分時電價機制或具備一定可持續性。當前發展較好的江蘇、浙江，及我們 認為較具潛力的安徽、湖北均位于一象限(注：廣東無光伏裝機容量占比數據，第三產業 占比 56.5%)，湖南處于二象限，第三產業占比較高(54.7%)，但光伏裝機容量占比較小 (15.6%)。

　　分布式臺區配儲有較大發展潛力

　　分布式臺區配儲：臺區是指(一臺)變壓器的供電范圍或區域，臺區配儲是指在每個臺區 變壓器低壓側配儲能設施，實現對電能的儲存和釋放，以平衡電網負荷和提高供電可靠性， 在山東德州已有案例。戶用分布式光伏的過載發電量可不經過變壓器直接存儲在儲能設備， 從而解決了變壓器的容量不足問題，相當于實現了對變壓器的擴容功能。就運行策略來看， 臺區儲能主要是抵消中午光伏峰值發電的時段，減少光伏發電對臺區電壓的抬升和電網的 沖擊;放電時間設置在光伏不足負荷攀升階段，抵消臺區范圍內負荷攀升的影響，從調度 主體來看，單個臺區的儲能設備目前不需要接受電網調度，可以自行掌握充放電;多個臺 區的情況下則需要統一交給電網調度充放電時間和次數。

　　組件價格跌破 1 元/W，為增加的配儲成本提供充足容納空間。根據 11 月 26 日經濟之聲系 列報道《光伏產品降價調查》，光伏組件最低價歷史性跌破 1 元/W，相比前期約 2 元/W 大 幅下降。目前，假設配儲要求 15%/2h，工商儲價格 1.5 元/Wh，單 W 光伏配儲增加的成本 約 0.45 元，組件成本的下降完全可以抵消臺區配儲的成本增加，且在不考慮配儲收益的前 提下仍具有較高經濟性。 多臺區配儲可實現云儲聚合，帶來額外收益。以單臺區 100kW/200kWh 為例，當臺區數量 達到 500 個，整體儲能規模即可達到 100MWh，或可統一參與電網調度，實現云儲聚合， 負荷商由電網統一管理，就會形成一個局域的微網體系(虛擬電廠)。 國內臺區配儲具備較大發展潛力。山東德州配儲的成功試點，給戶用分布式光伏的持續性 發展提供了新思路。根據大眾日報 23 年 2 月報道，2022 年底，山東電網公用配電臺區約 有 45.3 萬個，臺區數量眾多。此外，隨著新能源的裝機增加，儲能配比亦或不斷提高。臺 區配儲模式下，儲能和分布式新能源發電將實現相互促進，長期市場空間廣闊。

　　23/24 年整體裝機量有望達到 8/12GWh

　　GGII 預計 2023/2024 年工商儲裝機量分別可以達到 8/12GWh。今年以來，隨著國內工商 儲政策不斷催化，各地分時電價政策落地、峰谷價差拉大，儲能投資成本下降，工商業儲 能的經濟性逐步顯現，行業開始快速發展，2023 年成為工商業儲能的發展元年。根據 GGII 的預測，2023/24 年我國工商業儲能的裝機量有望達到 8/12GWh，同比增長 300%/50%。

　　千帆競發，格局未定

　　多方涌入賽道，企業各顯神通

　　集成商在產業鏈承上啟下, 開發和運營是打通產品與業主的核心環節。從儲能的產業鏈來看， 設備商向上游采購電芯材料、電子元器件等原材料產品，并制造儲能系統的關鍵模塊：電 池模組、BMS、EMS、變壓器、PCS 等，之后由系統集成商將上述多個模塊進行集成，再 將系統銷售給下游業主或安裝運營商。目前工商業儲能仍以三方持有占據較高比例，開發 運營商是打通產品與業主的關鍵角色。

　　工商儲的參與者目前主要可分為三類：大儲/戶儲集成商&主要部件供應商、工商業儲能專 業集成商、電力能源企業(含分布式光伏企業等)。 1)大儲/戶儲集成商&主要部件(電芯、PCS 等)供應商：如比亞迪、陽光電源、盛弘股 份等，通過外采其他部件，延長產業鏈至集成環節，其優勢在于成本與集成能力，更多的 介入在靠前端的集成環節。 2)工商業儲能專業集成商：如奇點能源、四象新能源等，大多具備電子電氣技術背景，不 涉及上游零部件環節，更加聚焦于分布式應用場景，將主要資源集中于產品的優化及智能 運維方面。這類企業如果能夠持續建立品牌和渠道等競爭壁壘，也有望進一步擴大市場份 額。 3)電力能源企業：包括分布式光伏企業、綜合能源服務商、售電公司、電力 EPCO 服務商 等，如芯能科技、蘇文電能等，這類企業可以復用傳統業務的銷售渠道快速拓展業務，優 勢在于渠道端，更多的介入在靠后端的開發、運營環節。

　　開發商：渠道資源打通橋梁，格局或將區域分散

　　項目以三方持有為主流，開發商呈現本土化特征。目前由于業主方對于工商業儲能的認知 仍處在初期階段，不愿意承擔較大的資金及運營風險，從浙江省的備案項目來看，工商業 儲能也以第三方持有為主，因此 EPC 和運營作為產業鏈的樞紐環節就顯得尤為重要，只有 掌握了足夠多的項目資源和應用場景，才能連通產品與下游需求。由于工商業儲能需要切 合終端場景應用，定制化程度往往較高，渠道能力是關鍵，具備客戶資源的本土企業在這 方面占據優勢。從浙江省工商儲項目備案來看，12 月參與工商業儲能備案的 157 家企業中， 僅有 3 家為省外企業，絕大多數備案企業為當地企業。這些公司深入了解本土政策、具備 當地客戶資源，同時還具有產品資源或者開發運營經驗，在本土開發中也具備較強的競爭 力。

　　側重渠道資源復用，看好已進入分布式、工商業電力能源行業的企業。開發商與業主直接 連接，直接受益于下游工商儲需求增加。在這一環節，我們認為最有可能獲得渠道和項目 優勢的企業為部分電力能源商，包括分布式光伏企業、綜合能源服務商、售電公司、電力 EPCO 服務商等。這類企業多數位于華南、華東等分布式能源發達的地區，可以復用電力 能源業務的銷售渠道快速拓展儲能業務，或將率先受益于工商業儲能放量。

　　開發運營商或將繼續呈現區域分散的競爭格局。工商業儲能下游業主分散，用電規模不一， 應用需求差異化明顯，而且各個省份的政策差異較大。中小型項目業主多樣，規模較小， 且風險難以評估，龍頭企業勢必難以覆蓋所有項目，因此具備資源的地區企業仍將在市場 占據一席之地。結合分布式光伏來看，1MW 以上的大規模工商業光伏主要由“五大六小” 發電集團開發和持有(70%)，而小微工商業市場開發營運格局分散，地區小型開發商占 95% 的市場份額，我們認為工商業儲能或將呈現相似格局，儲能發展環境較好的華東、華南地 區開發商有望率先受益。

　　PCS&集成：集成商承上啟下，PCS 企業縱橫跨越

　　獲客能力與優質服務是集成商的重要競爭點。根據 GGII 統計，目前我國工商業儲能大多采 取直銷模式，系統集成商需要樣板工程來推廣產品，因此獲客能力是目前打開局面的關鍵。 同時，作為長時間運行的產品，工商儲系統需要供應商保證后續服務來獲得市場，在當前 設備分化不大的前提下，服務也是工商儲集成企業的重要競爭點。工商業儲能專業集成商 更加聚焦于分布式應用場景，可能有更強的品牌力，并且能夠提供更具有針對性的運維服 務。奇點能源、四象新能源等入行較早，出貨已經具備一定規模。 PCS 企業縱橫跨越，有望受益于工商儲需求高增。目前，儲能一體機趨勢明顯，較多大儲 及戶儲的 PCS 企業橫向邁向工商儲領域，通過自制電池包與 PCS 配套，縱向延長產業鏈 至集成環節。依靠其零部件自制能力及電子電氣技術背景，PCS 企業在成本與集成能力方 面具備明顯優勢，有望受益于工商儲需求高增。

　　電芯：龍頭兼具研發成本優勢，有望獲得產品溢價

　　電芯產線可與大儲相互切換，300+Ah 大電芯成為新趨勢。工商業儲能與大型儲能的電芯產 線可相互切換，目前主流產品均為 280Ah 鐵鋰電芯，隨著工商業產品容量升級，各個廠家 也都開始研發更大容量的儲能電芯，不少產品已經開始使用 300Ah 以上電芯。根據江蘇省 儲能行業協會 12月不完全統計，寧德時代、陽光電源、蜂巢能源等 20 多家公司都推出了 300Ah 以上的電芯，其中億緯鋰能和雄韜股份均已研發出 500+Ah 的超大容量電芯。

　　關注具備技術研發實力和成本優勢的電芯龍頭企業。大電芯容量使串并聯數量減少、體積 能量密度更高，從而減少配套零件的數量，使得 BMS 管理難度降低，從而實現降本。同時， 儲能電池的循環壽命對于度電成本具有顯著影響，技術迭代最終亦會體現在成本上的差異。 行業格局仍在持續變化，龍頭企業技術與研發實力強勁，規模效應下成本優勢明顯，有望 繼續受益于工商業儲能放量;同時由于工商儲相對于大儲的成本壓力較小，優質產品有望 獲得產品溢價。

　　溫控：液冷成為標配，受益板塊放量

　　高能量密度對溫控提出更高要求，液冷成為產品標配。電芯容量升高、電站規模提升的同 時，熱管理方面的風險也在提升，更大的體積會導致電池整體溫差不均，而更大的能量密 度會導致電芯產熱性的增加。相比于風冷，液冷溫控技術中冷卻液比熱容高，散熱效果好; 同時，冷熱交換系數更高，溫控均勻度高。因此，隨著單體系統電量的不斷增長，電芯隔 膜和其他液冷逐步代替了風冷的解決方案，根據 EESA 統計，在 SNEC 展會展出的產品中， 液冷產品在 215/372kWh 的產品中分別占 64%/90%。液冷產品逐漸成為產品標配，關注具 有儲能液冷布局的溫控公司。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

　　精選報告來源：未來智庫

　　報告出品方/作者：華泰證券，申建國、邊文姣、戚騰元