高增趨勢初現(xiàn)，發(fā)展模式多樣

　　應(yīng)用場景：傳統(tǒng)工商業(yè)企業(yè)配儲，新場景不斷涌現(xiàn)

　　工商業(yè)儲能是用戶側(cè)儲能的典型應(yīng)用，主要應(yīng)用場景可以分為三類：工商業(yè)企業(yè)單獨配儲、 光儲充一體化、微電網(wǎng)。工商業(yè)儲能的客戶群體為工業(yè)或者商業(yè)終端，傳統(tǒng)的應(yīng)用場景是 在工業(yè)園區(qū)、商業(yè)中心、數(shù)據(jù)中心、通信基站、行政大樓、醫(yī)院、學(xué)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(cè)響應(yīng)等。其規(guī)模介于戶用儲能和大儲 之間，產(chǎn)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(wǎng)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(wǎng)產(chǎn)生沖擊。光儲 充一體化電站是現(xiàn)階段最佳的解決方案，通過結(jié)合光伏與儲能，可實現(xiàn)充電站的能源由光 伏供給，提高光伏自發(fā)自用率。同時，大功率充電樁的功率沖擊，可通過儲能系統(tǒng)進行平 抑，節(jié)省了改善輸電線路的成本。 微電網(wǎng)+儲能未來有望進一步滲透。微電網(wǎng)既能節(jié)省輸變電過程的投資和損耗，也能兼具離 網(wǎng)和并網(wǎng)兩種運行模式，與大電網(wǎng)供電互為補充。在微電網(wǎng)場景中，通常有光伏、風(fēng)電等 多種電源，儲能作為其中的中間環(huán)節(jié)，起到平衡電源供應(yīng)和負(fù)荷需求的作用?，F(xiàn)階段微網(wǎng) 儲能可以分為偏遠(yuǎn)地區(qū)微網(wǎng)和工業(yè)園區(qū)微網(wǎng)兩類，偏遠(yuǎn)地區(qū)主要通過微網(wǎng)配儲來彌補供電 的不穩(wěn)定性，多出現(xiàn)于海島地區(qū);而園區(qū)微網(wǎng)主要以工業(yè)園區(qū)為節(jié)點，實現(xiàn)節(jié)點內(nèi)的能源 優(yōu)化。隨著分布式新能源發(fā)電的逐步推廣，微電網(wǎng)作為新能源就地消納的方式，有望實現(xiàn) 進一步滲透。

　　產(chǎn)業(yè)階段：發(fā)展尚在初期，高增趨勢初現(xiàn)

　　中國工商業(yè)儲能仍處于發(fā)展初期，盈利性項目占比有明顯提升。我國工商業(yè)儲能仍處在發(fā) 展初期階段，根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，截至 2022 年底，我國已投運的電化學(xué)儲能電站累計裝機 14.05GWh，其中工商業(yè)儲能總規(guī)模為 1.81GWh，相較電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)規(guī)模仍處于較低水 平。從 2022 年新增裝機來看，全年用戶側(cè)儲能新增裝機 596 MWh，其中以盈利為目的的 工商業(yè)/EV 充電站/產(chǎn)業(yè)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(yè)儲能的經(jīng)濟性逐步明朗，商業(yè)化落地開始加速起步。

　　多因素推動，23 年高增趨勢初現(xiàn)。根據(jù)能源電力說公眾號的不完全統(tǒng)計，僅 2023 年 7-11 月，國內(nèi)工商業(yè)儲能備案項目個數(shù)達(dá) 1305 個。從工商業(yè)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(shù)量均呈現(xiàn)大幅上升趨勢。據(jù)不完全統(tǒng)計，2023 年以來我國 工商業(yè)儲能備案規(guī)模已經(jīng)達(dá)到 3.46GW/9.26GWh。工商業(yè)儲能高速增長的勢頭已經(jīng)初步顯 現(xiàn)，2023 年成為國內(nèi)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(jīng)濟性是工商業(yè)企業(yè)參與儲能項目的主要驅(qū)動因素。不同于大儲需求由政策端驅(qū)動，以調(diào) 峰調(diào)頻為主要目的，工商業(yè)儲能主要用來滿足企業(yè)自身的電力需求，在峰谷電價機制下進 行套利，或者實現(xiàn)光伏的最大化自發(fā)自用。經(jīng)濟性是工商業(yè)儲能發(fā)展的主要驅(qū)動因素，具 體而言，目前工商業(yè)儲能主要有峰谷套利、需量管理、需求響應(yīng)、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(yè)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(qū)峰谷價差快速拉大，工商儲項目已經(jīng)具有很好的經(jīng)濟性。根據(jù) GGII， 在廣東、浙江等區(qū)域自用項目中，采用峰谷套利盈利方式的占比達(dá)到 90%以上。

　　此外，在有序限電壓力下，工商業(yè)儲能可以承擔(dān)起備用電源的重要角色。自 2022 年以來， 多個省份相繼發(fā)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(fù)荷的有序 限電措施，給部分地區(qū)的工商業(yè)企業(yè)帶來了用電壓力。而在對電力供應(yīng)連續(xù)性要求較高的 應(yīng)用情景下，當(dāng)電網(wǎng)停電時，已配置的工商業(yè)儲能系統(tǒng)可以作為備用電源替代傳統(tǒng)的 UPS 電源應(yīng)對突發(fā)停電事故，為不斷電負(fù)載提供堅實的后備電源保障。

　　投資營運模式：當(dāng)前以合同能源管理為主

　　工商儲的主要參與者涉及三方：業(yè)主方(用電企業(yè))、投資運營方和金融機構(gòu)。業(yè)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(zé);金 融機構(gòu)會在某些項目中介入來為項目提供現(xiàn)金流。由此，在實際投資運營過程中，根據(jù)承 擔(dān)角色的不同衍生出 4 種投資運營模式，分別為業(yè)主自投資、純租賃、合同能源管理、融 資租賃+合同能源管理。 業(yè)主自投資模式對業(yè)主的要求較高。業(yè)主自投資模式指由業(yè)主(用電企業(yè))購買并運維儲 能。在這種模式下，用電企業(yè)需要承擔(dān)較大的現(xiàn)金流風(fēng)險及缺乏專業(yè)團隊運維帶來的風(fēng)險， 但同時能夠獲得更多的收益，且部分業(yè)主還能獲得政府下發(fā)的能源轉(zhuǎn)型補貼。因此業(yè)主自 投資模式更適合資金實力強，或者能耗高、能源轉(zhuǎn)型意愿強的大型工商業(yè)用戶。 純租賃模式滿足業(yè)主輕資產(chǎn)運營需求。純租賃模式是用電企業(yè)向儲能資產(chǎn)方進行設(shè)備租賃。 用電企業(yè)向資產(chǎn)方支付固定的租金，儲能產(chǎn)生的收益全部由用電企業(yè)獲得。儲能資產(chǎn)方在 租賃過程中也會提供對設(shè)備的維保服務(wù)。儲能資產(chǎn)始終由資產(chǎn)方持有，但工商業(yè)企業(yè)也能 通過協(xié)議向資產(chǎn)方買斷設(shè)備所有權(quán)。這種模式適用于用電企業(yè)想要短期參與，或者對輕資 產(chǎn)運行需求較高的企業(yè)。但這種模式對儲能設(shè)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(wù)方購買并持有 儲能，以能源服務(wù)的方式將儲能提供給用電企業(yè)，用電企業(yè)只需提供土地，而儲能帶來的 收益由能源服務(wù)方和業(yè)主按照 90%:10%或者 85%:15%等比例分享。對業(yè)主來說，這種營 運模式投資風(fēng)險較低，同時能源服務(wù)方往往是運營經(jīng)驗豐富的能源公司、儲能設(shè)備商等， 在系統(tǒng)運營方面也更能發(fā)揮專業(yè)優(yōu)勢。由于目前工商業(yè)儲能處在市場初期，下游業(yè)主對風(fēng) 險較為敏感，因此低風(fēng)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(jié)合了兩種模式的優(yōu)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(wù)方和用電企業(yè)提供儲能資產(chǎn)出租，從而降低了 能源服務(wù)方和業(yè)主的現(xiàn)金流壓力。同時，能夠發(fā)揮能源服務(wù)方在系統(tǒng)運營方面的專業(yè)優(yōu)勢。 此模式涉及參與方較多，存在多種子模式，未來隨著資產(chǎn)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(wù)方進行投資，而非業(yè)主。融資租賃方根據(jù)其與能源服 務(wù)方的約定從設(shè)備方處選擇、購買儲能設(shè)施，并將儲能設(shè)施出租于能源服務(wù)方。能源服務(wù) 方可以利用該等儲能設(shè)施為業(yè)主提供能源服務(wù)，與業(yè)主按照約定的比例分享儲能收益，能 源服務(wù)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(wù)方獲得該儲 能設(shè)施的所有權(quán)。子模式 2：能源服務(wù)方向融資租賃方銷售儲能設(shè)施，并出租于業(yè)主。租賃 期間，儲能設(shè)施的所有權(quán)歸融資租賃方，業(yè)主享有使用權(quán)，到期后業(yè)主可獲得儲能設(shè)施的 所有權(quán)。能源服務(wù)方則主要為業(yè)主提供儲能設(shè)施建設(shè)、運維等服務(wù)，且可以從融資租賃方 處以設(shè)備銷售與運維的名目獲得相應(yīng)的對價。

　　峰谷套利疊加補貼收益，降本助力經(jīng)濟性凸顯

　　2023 年以來，隨著國內(nèi)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(yè)儲能的經(jīng)濟性逐步顯現(xiàn)，行業(yè)開始快速發(fā)展，2023 年成為工商業(yè) 儲能的發(fā)展元年。

　　峰谷價差拉大，成本下降帶來高套利空間

　　國家發(fā)改委推動合理拉大峰谷電價差，引導(dǎo)電力用戶削峰填谷。2021 年 7 月，國家發(fā)改委 印發(fā)《關(guān)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(dǎo)電力用戶削峰填谷、促進儲能加快發(fā)展釋放了清晰強烈的價格信 號：(1)優(yōu)化峰谷電價機制：積極優(yōu)化峰谷電價機制，科學(xué)劃分峰谷時段，合理確定峰谷 電價價差，系統(tǒng)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(chǔ)上推行尖峰電價機制，主要基 于系統(tǒng)最高負(fù)荷情況合理確定尖峰時段，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)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(guān)政策調(diào)整峰谷時段劃分和電價浮動比例。

　　峰谷電價差呈現(xiàn)擴大趨勢，套利空間持續(xù)凸顯。根據(jù)儲能研究院的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2023 年 12 月全國近八成的地區(qū)峰谷價差環(huán)比增長，約五成的地區(qū)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(dá) 17 個(山東、貴州、福建、云南為 2024 年 1 月 1 日執(zhí)行的分時電價新政策數(shù)據(jù));2023 年 12 月平均峰谷價差達(dá)0.7 元/kWh 的地區(qū)達(dá) 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(xù)優(yōu)化，多省份滿足兩充兩放。根據(jù)各地區(qū)的分時電價策略，我們梳理出其對 應(yīng)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(xiàn) 2 次“谷充峰放”策略，其余多數(shù)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(xiàn)三充三放(2.5 次滿充放)。多省份已經(jīng)具備較為 優(yōu)越的投資經(jīng)濟性。

　　浙蘇粵套利收益高，驅(qū)動行業(yè)高增

　　浙蘇粵工商儲經(jīng)濟性優(yōu)越，支撐行業(yè)快速發(fā)展。我們就當(dāng)前發(fā)展較好的浙江、江蘇和廣東 的工商儲項目進行了詳細(xì)的經(jīng)濟性測算。我們假設(shè)配置 2h 工商業(yè)儲能系統(tǒng)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(shù) 330 天，放電深度 DoD 為 85%，系統(tǒng)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(quán)峰谷價差，測算項目經(jīng)濟性。其 中，浙江省大工業(yè)/廣東省/江蘇省≥315KVA/浙江一般工商業(yè)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(yōu)越的經(jīng)濟性。

　　1)浙江大工業(yè)：我們統(tǒng)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(shù)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(yè)全年 12 個月均可采用“谷充尖放”的 2 次充放模式，全年加權(quán)平均放電電價為 1.1424 元/kWh，全年加權(quán)平均充電電價為 0.2983 元/kWh，全年加權(quán)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(yè)：我們統(tǒng)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(shù)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(yè)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(quán)平均放電電價為(1.2197+0.8386)/2≈1.0292 元/kWh，全年 加權(quán)平均充電電價為 0.3604 元/kWh，全年加權(quán)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(tǒng)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(shù)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(quán)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(quán)平均充電電價為(0.6569+0.2852)/2≈0.4710 元/kWh,全年加 權(quán)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(tǒng)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(shù)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(quán)平均放電電 價為 1.1148 元/kWh，全年加權(quán)平均充電電價為(0.6569+0.2852)/2≈0.4710 元/kWh，全 年加權(quán)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(tǒng)計了廣東(東西兩翼地區(qū))、廣東(惠州市)、廣東(江門市)、廣東(粵 北山區(qū))、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(shù)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(quán)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(quán)平均充電電價為(0.6914+0.2798)/2≈0.4856 元/kWh，全年加 權(quán)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(yè) 1-10(20)kV 用戶的 0.5MW/1MWh 工商儲項目為例，其他假設(shè)不變， 分別測算了業(yè)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(yè)主自投資模式：由業(yè)主購買并運維儲能，業(yè)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(shè)業(yè)主以固定租金 300 元/kWh/年的價格向設(shè)備商進行設(shè)備租賃，業(yè)主 10 年累計收益為 30.60 萬元，設(shè)備商 10 年累計收益為 86.37 萬元，設(shè)備商 IRR 為 10.14%。 當(dāng)租金在 280~320 元/kWh/年的價格區(qū)間內(nèi)波動時，對應(yīng)設(shè)備商 IRR 區(qū)間為 8.76%~11.49%。

　　3)合同能源管理模式：由能源服務(wù)方購買并持有儲能，業(yè)主提供土地。儲能帶來的收益由 業(yè)主和能源服務(wù)方按照 15：85 分成時，業(yè)主累計收益為 17.54 萬元，能源服務(wù)方累計收益 為 99.42 萬元，能源服務(wù)方 IRR 為 12.02%。當(dāng)業(yè)主方分成比例在 10%~20%之間時，能源 服務(wù)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(wù)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(wù)方和業(yè)主按照 85：15 分享儲能收益時，業(yè)主累計收益為 15.66 萬元，能源服務(wù)方 累計收益為 88.75 萬元，能源服務(wù)方 IRR 為 19.02%。

　　結(jié)論：1)業(yè)主自投資模式：業(yè)主購買并運維儲能，承擔(dān)的風(fēng)險大，相應(yīng)的回報也高。2) 純租賃模式：業(yè)主以固定租金進行設(shè)備租賃，承擔(dān)的風(fēng)險小，收益相對較低。3)合同能源 管理模式：業(yè)主只提供土地和變壓器資源等，和能源服務(wù)方以一定比例分享收益，承擔(dān)的 風(fēng)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(jīng)濟性顯著提升。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計，2023 年 12 月 儲能系統(tǒng)中標(biāo)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(biāo)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(tǒng)/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(xù)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(yè)競爭激烈，產(chǎn)業(yè)鏈利潤壓縮。儲能行業(yè)的超高速增長吸引了多方企業(yè)涌 入，產(chǎn)能快速擴張，行業(yè)競爭十分激烈，諸多企業(yè)不得已選擇了價格換份額的市場策略， 謀求在行業(yè)大洗牌中站住腳跟，投標(biāo)報價頻現(xiàn)新低。儲能投資成本是影響項目經(jīng)濟性的關(guān) 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(shè)，以浙江省大工業(yè) 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(shè)峰谷價差為 0.8 元/kWh，隨著儲能系統(tǒng)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(tǒng)單價、貸款比例以及電芯循環(huán)次數(shù)是對工商儲經(jīng)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(guān)鍵變量詳細(xì)地進 行了敏感性分析。我們假設(shè)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(huán)次數(shù)為 6600 次(對應(yīng)年工作天數(shù) 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(jié)論為，按照 IRR 潛在優(yōu)化空間大小的參數(shù)排 序為峰谷價差>儲能系統(tǒng)單價>貸款比例>電芯循環(huán)次數(shù)> 運維費率 >充放電深度>貸款利 率，峰谷價差、儲能系統(tǒng)單價、貸款比例以及電芯循環(huán)次數(shù)對工商儲經(jīng)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(xiàn)階段重要獲利來源

　　多地出臺補貼政策，進一步提升工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性。全國各地方政府對工商業(yè)儲能的直 接資金補貼扶持、稅收政策、市場準(zhǔn)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(shè)，發(fā)布了 50 余項工商業(yè)儲能補貼政策，鼓勵工商業(yè)用 戶興建儲能電站。其中，浙江溫州、江蘇溧陽、重慶市銅梁區(qū)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(qū)普 遍在 0.3-0.5 元/kWh。容量補貼方面，補貼標(biāo)準(zhǔn)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(qū)采取三年退坡補貼以及多年連續(xù)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(xiàn)動態(tài)擴容，需量管理降低基本電費

　　第三監(jiān)管周期電價改革鼓勵用戶配儲，優(yōu)化最大需量降低基本電費。2023 年 5 月 15 日， 國家發(fā)改委印發(fā)《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》， 輸配電價的改革利于引導(dǎo)電價機制合理化，倒逼工商業(yè)用戶進行需量管理：(1)明確單一 制和兩部制電價執(zhí)行范圍：①用電容量在 100 千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價;②100 千伏安至 315 千伏安之間的，可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價;③315 千伏安及以上的， 執(zhí)行兩部制電價，現(xiàn)執(zhí)行單一制電價的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價或兩部制電價。(2)建 立負(fù)荷率激勵約束機制：選擇執(zhí)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(dá)到 260 千瓦時及以上的，當(dāng)月需量電價按核定標(biāo)準(zhǔn) 90%執(zhí)行。需量電價的優(yōu)惠有助于引 導(dǎo)用戶根據(jù)自身負(fù)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(shè)成本，還可以減少后期的固定容量/需量電費，通過儲能 實現(xiàn)動態(tài)擴容。國內(nèi)大部分地區(qū)的工商業(yè)用戶均實施兩部制電價，即工商業(yè)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(jù)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(jù)用戶的實際用電量進行計算。工商業(yè)用戶配置儲能系統(tǒng)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(yè)用戶的實際用電功 率曲線更加平滑，降低企業(yè)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(shè)某江蘇兩部制 35kV 用戶選擇執(zhí)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(fù)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(jié)省基本電費 36 萬元，若該用戶每月每千伏安用電量達(dá)到 260 千瓦時及以上，當(dāng)月需 量電價則按標(biāo)準(zhǔn) 90%執(zhí)行，進一步降低當(dāng)月電費價格。

　　需求側(cè)響應(yīng)政策涌現(xiàn)，增厚工商儲收益

　　需求側(cè)響應(yīng)主要通過主動減少高峰用電獲得補貼。電力需求響應(yīng)指在電力市場價格明顯變 化，或系統(tǒng)安全可靠性存在風(fēng)險時，電力用戶根據(jù)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(wǎng)穩(wěn)定運行、抑制電價上升的短期行為。 電網(wǎng)對需求響應(yīng)一般直接采用激勵政策和補償方式，誘導(dǎo)用戶參與系統(tǒng)需要的負(fù)荷削減項 目。比如在用電高峰需要削減負(fù)荷時，用戶通過調(diào)整或者削減用電，或者運行分布式發(fā)電 機，降低負(fù)荷，以此獲得電費折扣或者直接得到“獎金”。

　　需求響應(yīng)政策涌現(xiàn)，增厚工商儲收益。2023 年 9 月 27 日，國家發(fā)改委等多部委聯(lián)合印發(fā) 新修訂的《電力需求側(cè)管理辦法(2023 年版)》并于 2023 年 10 月 1 日起正式執(zhí)行。(1) 積極拓寬需求響應(yīng)主體范圍：鼓勵推廣新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調(diào)負(fù)荷等主 體參與需求響應(yīng)。(2)明確提升需求響應(yīng)能力：要求各省 2025 年需求響應(yīng)能力達(dá)到最大用 電負(fù)荷的 3%~5%，其中年度最大用電負(fù)荷峰谷差率超過 40%的省份達(dá)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(wù)商、負(fù)荷聚合商等新興經(jīng)營主體培育。已有近 30 個省市因地 制宜制定需求側(cè)響應(yīng)政策，明確用戶側(cè)儲能可通過包括獨立、負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等多 種形式參與需求響應(yīng)。用戶側(cè)需求響應(yīng)已成為我國電力系統(tǒng)發(fā)展的確定性方向，工商儲作 為需求響應(yīng)的重要組成部分，有望伴隨政策端的支持而更具發(fā)展動力。

　　分布式配儲助力消納，政策頻發(fā)

　　分布式光伏并網(wǎng)容量緊張

　　分布式光伏快速發(fā)展，2023 前三季度總裝機 67.14GW，同比增速達(dá) 90.0%。2023Q1-3， 我國光伏發(fā)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(yè)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(fā)展的分布式光伏，給電網(wǎng)消納帶來了 較大的壓力。

　　多地發(fā)布分布式光伏接網(wǎng)預(yù)警，電網(wǎng)消納成為“卡脖子”問題。當(dāng)前已經(jīng)有多地出現(xiàn)分布 式光伏消納飽和的情況。比如，根據(jù)廣州能源局 10 月 31 日公布的公告，廣州有 11 個縣市 電網(wǎng)已無光伏接網(wǎng)容量，13 個縣市小于 0.5GW。根據(jù)河南省能源大數(shù)據(jù)中心公布的信息， 18 地市可開放容量 8.58GW，大部分地區(qū)已經(jīng)接近或達(dá)到光伏承載力飽和狀態(tài)。根據(jù) 23 年 7 月份公布的《國網(wǎng)遼寧省電力有限公司關(guān)于分布式電源接入電網(wǎng)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(yuǎn)低于計劃并網(wǎng)的光伏容量 (1.53GW)。根據(jù)《聊城市分布式光伏發(fā)展專項規(guī)劃(2023-2035 年)》，截止 23 年 4 月， 聊城剩余可開放容量為 4.56GW。根據(jù)河北省南網(wǎng)統(tǒng)計，截至 2022 年 11 月，河北南網(wǎng) 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(diào)節(jié)手段

　　國家層面——《關(guān)于印發(fā)開展分布式光伏接入電網(wǎng)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(fā)布《關(guān)于印發(fā)開展分布式光伏接入電網(wǎng)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(wǎng)承載力及提升 措施評估試點工作，為全面推廣相關(guān)政策措施奠定基礎(chǔ)，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(wǎng)、負(fù)荷、電源側(cè)提出提升分布 式光伏接網(wǎng)能力措施方案。 1)電網(wǎng)側(cè)提升措施：結(jié)合分布式光伏總體規(guī)模、總體布局和接入方式，分電壓等級提出電 網(wǎng)建設(shè)改造升級方案，研究布局獨立儲能電站對提升分布式接網(wǎng)能力影響，測算分布式光 伏接入能力提升效果。 2)負(fù)荷側(cè)提升措施：根據(jù)各地區(qū)未來電力需求增長預(yù)期，結(jié)合電力負(fù)荷特性，綜合考慮采 取用戶側(cè)配置儲能、參與需求側(cè)響應(yīng)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(cè)提升措施：針對各地區(qū)電源規(guī)模、裝機結(jié)構(gòu)、電源出力特性，分析研究采取常規(guī) 電源靈活性改造、新增調(diào)節(jié)電源、電源側(cè)配置儲能系統(tǒng)、加強分布式光伏調(diào)控等措施對提 升系統(tǒng)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(fā)布分布式光伏配儲政策

　　開放容量不足情況下，多地發(fā)布分布式光伏配儲政策。在各地分布式光伏接網(wǎng)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(qū)出臺了分布式配儲的相關(guān)政策，超過 10 個區(qū)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(fā)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(guī)模 1.43GW ，其中 131 個 項目 承諾 按要 求配 置儲 能，總規(guī)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(qū)，而在可開放容量范圍內(nèi)的 171個項目均無需承諾配置儲能。

　　皖鄂湘具備發(fā)展?jié)摿?，工商儲市場有望高?/p>

　　兼具優(yōu)越收益與工業(yè)基礎(chǔ)，皖鄂湘具備發(fā)展空間

　　工商業(yè)儲能目前主要的獲利來源是峰谷套利及政策補貼，能夠?qū)崿F(xiàn)工商業(yè)儲能大規(guī)模發(fā)展 的地區(qū)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(yè)基礎(chǔ)。 我們綜合考慮以上幾個方面來探究哪些地區(qū)具備工商業(yè)儲能發(fā)展空間。 兩充兩放模式應(yīng)用普遍，多地區(qū)投資經(jīng)濟性優(yōu)越。梳理了各地區(qū)對應(yīng)的峰谷套利策略，發(fā)現(xiàn)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(xiàn) 2 次“谷充峰放”策略，其余 多數(shù)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(zhǔn)，充分考慮了各地區(qū)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(quán)計算，維持前文基本參數(shù)假設(shè)，不考慮杠桿，僅考慮峰谷套利的獲利方式，發(fā)現(xiàn) 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(dá) 5.7%以上，投 資經(jīng)濟性較優(yōu)越。

　　在前文的基本假設(shè)下，加入杠桿因素，假設(shè)貸款比例為 70%，貸款利率為 5.5%，我們對前 文測算的投資經(jīng)濟性較為優(yōu)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(fā)現(xiàn)上述省份工商儲的項目 IRR 達(dá) 6.30%及以上、資本金 IRR 達(dá) 6.85%及 以上，在加入杠桿后，上述省份的工商儲項目經(jīng)濟性提升顯著。

　　廣東、江蘇、浙江、山東工業(yè)規(guī)模領(lǐng)先其他省市。工商儲發(fā)展依賴于較好的工業(yè)發(fā)展基礎(chǔ)， 從規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)數(shù)量來看，我國 31 個省區(qū)市中，廣東規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)最多，達(dá)到 7.08 萬家。此外還有江蘇、浙江、山東規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)數(shù)量超過 3 萬家。河南、安徽、福建、 湖南、湖北、河北、江西、四川規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)數(shù)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(yè)發(fā)展情況，我們預(yù)計安徽、湖北、湖南的 工商儲項目具備較高經(jīng)濟性，具備較大工商儲發(fā)展?jié)摿Α?/p>

　　蘇浙皖鄂分時電價或具備一定可持續(xù)性

　　我們認(rèn)為可再生能源發(fā)電占比及第三產(chǎn)業(yè)占比較高的省份，分時電價機制或具備一定可持 續(xù)性。市場目前對于分時電價機制的持續(xù)性比較擔(dān)心，因為國內(nèi)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(yù)知。但我們認(rèn)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(rèn)為分時電價機制主要是為了 調(diào)節(jié)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(chǎn)業(yè)用戶日內(nèi)負(fù)荷曲線波動更大，分時電價機制或與第三產(chǎn)業(yè)占比存在較高 相關(guān)性。

　　可再生能源滲透率提升，日內(nèi)錯配倒逼分時電價改革。我國電源端可再生能源占比持續(xù)提 升，根據(jù)國網(wǎng)新能源云的數(shù)據(jù)，截至 2023 年 9 月，我國光伏累計裝機容量已達(dá) 521.06GW， 裝機容量占所有能源的比重達(dá) 18.67%。從地區(qū)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(fā)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(shè)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(xù)滲透，能源日內(nèi)錯配將進一步加劇，支撐電價分時機制。

　　峰谷價差掛鉤產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，第三產(chǎn)業(yè)占比高的省份日內(nèi)負(fù)荷曲線波動更大。從產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)來看， 二產(chǎn)的工業(yè)用戶大多全天運作，日內(nèi)電力負(fù)荷曲線較為平坦，而三產(chǎn)的商業(yè)用戶日內(nèi)負(fù)荷 曲線波動較大，各省市第二/三產(chǎn)業(yè)占 GDP 的比例不同會對需求端曲線的形態(tài)造成較大影 響。我們統(tǒng)計了各省市 2023 年 Q1-3 的第二/三產(chǎn)業(yè)分別占 GDP 的比例和加權(quán)峰谷價差， 發(fā)現(xiàn)目前的峰谷價差大體與第三產(chǎn)業(yè)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(xù)性。我們將各省份的第三產(chǎn)業(yè) GDP 占比與光伏裝機容量占比數(shù)據(jù)繪制成散點圖，以第三產(chǎn)業(yè) 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(biāo)均較高，在發(fā)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(xù)性。當(dāng)前發(fā)展較好的江蘇、浙江，及我們 認(rèn)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(shù)據(jù)，第三產(chǎn)業(yè) 占比 56.5%)，湖南處于二象限，第三產(chǎn)業(yè)占比較高(54.7%)，但光伏裝機容量占比較小 (15.6%)。

　　分布式臺區(qū)配儲有較大發(fā)展?jié)摿?/p>

　　分布式臺區(qū)配儲：臺區(qū)是指(一臺)變壓器的供電范圍或區(qū)域，臺區(qū)配儲是指在每個臺區(qū) 變壓器低壓側(cè)配儲能設(shè)施，實現(xiàn)對電能的儲存和釋放，以平衡電網(wǎng)負(fù)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(fā)電量可不經(jīng)過變壓器直接存儲在儲能設(shè)備， 從而解決了變壓器的容量不足問題，相當(dāng)于實現(xiàn)了對變壓器的擴容功能。就運行策略來看， 臺區(qū)儲能主要是抵消中午光伏峰值發(fā)電的時段，減少光伏發(fā)電對臺區(qū)電壓的抬升和電網(wǎng)的 沖擊;放電時間設(shè)置在光伏不足負(fù)荷攀升階段，抵消臺區(qū)范圍內(nèi)負(fù)荷攀升的影響，從調(diào)度 主體來看，單個臺區(qū)的儲能設(shè)備目前不需要接受電網(wǎng)調(diào)度，可以自行掌握充放電;多個臺 區(qū)的情況下則需要統(tǒng)一交給電網(wǎng)調(diào)度充放電時間和次數(shù)。

　　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(jù) 11 月 26 日經(jīng)濟之聲系 列報道《光伏產(chǎn)品降價調(diào)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(shè)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(qū)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(jīng)濟性。 多臺區(qū)配儲可實現(xiàn)云儲聚合，帶來額外收益。以單臺區(qū) 100kW/200kWh 為例，當(dāng)臺區(qū)數(shù)量 達(dá)到 500 個，整體儲能規(guī)模即可達(dá)到 100MWh，或可統(tǒng)一參與電網(wǎng)調(diào)度，實現(xiàn)云儲聚合， 負(fù)荷商由電網(wǎng)統(tǒng)一管理，就會形成一個局域的微網(wǎng)體系(虛擬電廠)。 國內(nèi)臺區(qū)配儲具備較大發(fā)展?jié)摿?。山東德州配儲的成功試點，給戶用分布式光伏的持續(xù)性 發(fā)展提供了新思路。根據(jù)大眾日報 23 年 2 月報道，2022 年底，山東電網(wǎng)公用配電臺區(qū)約 有 45.3 萬個，臺區(qū)數(shù)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(qū)配儲模式下，儲能和分布式新能源發(fā)電將實現(xiàn)相互促進，長期市場空間廣闊。

　　23/24 年整體裝機量有望達(dá)到 8/12GWh

　　GGII 預(yù)計 2023/2024 年工商儲裝機量分別可以達(dá)到 8/12GWh。今年以來，隨著國內(nèi)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(yè)儲 能的經(jīng)濟性逐步顯現(xiàn)，行業(yè)開始快速發(fā)展，2023 年成為工商業(yè)儲能的發(fā)展元年。根據(jù) GGII 的預(yù)測，2023/24 年我國工商業(yè)儲能的裝機量有望達(dá)到 8/12GWh，同比增長 300%/50%。

　　千帆競發(fā)，格局未定

　　多方涌入賽道，企業(yè)各顯神通

　　集成商在產(chǎn)業(yè)鏈承上啟下, 開發(fā)和運營是打通產(chǎn)品與業(yè)主的核心環(huán)節(jié)。從儲能的產(chǎn)業(yè)鏈來看， 設(shè)備商向上游采購電芯材料、電子元器件等原材料產(chǎn)品，并制造儲能系統(tǒng)的關(guān)鍵模塊：電 池模組、BMS、EMS、變壓器、PCS 等，之后由系統(tǒng)集成商將上述多個模塊進行集成，再 將系統(tǒng)銷售給下游業(yè)主或安裝運營商。目前工商業(yè)儲能仍以三方持有占據(jù)較高比例，開發(fā) 運營商是打通產(chǎn)品與業(yè)主的關(guān)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(yīng)商、工商業(yè)儲能專 業(yè)集成商、電力能源企業(yè)(含分布式光伏企業(yè)等)。 1)大儲/戶儲集成商&主要部件(電芯、PCS 等)供應(yīng)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(chǎn)業(yè)鏈至集成環(huán)節(jié)，其優(yōu)勢在于成本與集成能力，更多的 介入在靠前端的集成環(huán)節(jié)。 2)工商業(yè)儲能專業(yè)集成商：如奇點能源、四象新能源等，大多具備電子電氣技術(shù)背景，不 涉及上游零部件環(huán)節(jié)，更加聚焦于分布式應(yīng)用場景，將主要資源集中于產(chǎn)品的優(yōu)化及智能 運維方面。這類企業(yè)如果能夠持續(xù)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(yè)：包括分布式光伏企業(yè)、綜合能源服務(wù)商、售電公司、電力 EPCO 服務(wù)商 等，如芯能科技、蘇文電能等，這類企業(yè)可以復(fù)用傳統(tǒng)業(yè)務(wù)的銷售渠道快速拓展業(yè)務(wù)，優(yōu) 勢在于渠道端，更多的介入在靠后端的開發(fā)、運營環(huán)節(jié)。

　　開發(fā)商：渠道資源打通橋梁，格局或?qū)^(qū)域分散

　　項目以三方持有為主流，開發(fā)商呈現(xiàn)本土化特征。目前由于業(yè)主方對于工商業(yè)儲能的認(rèn)知 仍處在初期階段，不愿意承擔(dān)較大的資金及運營風(fēng)險，從浙江省的備案項目來看，工商業(yè) 儲能也以第三方持有為主，因此 EPC 和運營作為產(chǎn)業(yè)鏈的樞紐環(huán)節(jié)就顯得尤為重要，只有 掌握了足夠多的項目資源和應(yīng)用場景，才能連通產(chǎn)品與下游需求。由于工商業(yè)儲能需要切 合終端場景應(yīng)用，定制化程度往往較高，渠道能力是關(guān)鍵，具備客戶資源的本土企業(yè)在這 方面占據(jù)優(yōu)勢。從浙江省工商儲項目備案來看，12 月參與工商業(yè)儲能備案的 157 家企業(yè)中， 僅有 3 家為省外企業(yè)，絕大多數(shù)備案企業(yè)為當(dāng)?shù)仄髽I(yè)。這些公司深入了解本土政策、具備 當(dāng)?shù)乜蛻糍Y源，同時還具有產(chǎn)品資源或者開發(fā)運營經(jīng)驗，在本土開發(fā)中也具備較強的競爭 力。

　　側(cè)重渠道資源復(fù)用，看好已進入分布式、工商業(yè)電力能源行業(yè)的企業(yè)。開發(fā)商與業(yè)主直接 連接，直接受益于下游工商儲需求增加。在這一環(huán)節(jié)，我們認(rèn)為最有可能獲得渠道和項目 優(yōu)勢的企業(yè)為部分電力能源商，包括分布式光伏企業(yè)、綜合能源服務(wù)商、售電公司、電力 EPCO 服務(wù)商等。這類企業(yè)多數(shù)位于華南、華東等分布式能源發(fā)達(dá)的地區(qū)，可以復(fù)用電力 能源業(yè)務(wù)的銷售渠道快速拓展儲能業(yè)務(wù)，或?qū)⒙氏仁芤嬗诠ど虡I(yè)儲能放量。

　　開發(fā)運營商或?qū)⒗^續(xù)呈現(xiàn)區(qū)域分散的競爭格局。工商業(yè)儲能下游業(yè)主分散，用電規(guī)模不一， 應(yīng)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(yè)主多樣，規(guī)模較小， 且風(fēng)險難以評估，龍頭企業(yè)勢必難以覆蓋所有項目，因此具備資源的地區(qū)企業(yè)仍將在市場 占據(jù)一席之地。結(jié)合分布式光伏來看，1MW 以上的大規(guī)模工商業(yè)光伏主要由“五大六小” 發(fā)電集團開發(fā)和持有(70%)，而小微工商業(yè)市場開發(fā)營運格局分散，地區(qū)小型開發(fā)商占 95% 的市場份額，我們認(rèn)為工商業(yè)儲能或?qū)⒊尸F(xiàn)相似格局，儲能發(fā)展環(huán)境較好的華東、華南地 區(qū)開發(fā)商有望率先受益。

　　PCS&集成：集成商承上啟下，PCS 企業(yè)縱橫跨越

　　獲客能力與優(yōu)質(zhì)服務(wù)是集成商的重要競爭點。根據(jù) GGII 統(tǒng)計，目前我國工商業(yè)儲能大多采 取直銷模式，系統(tǒng)集成商需要樣板工程來推廣產(chǎn)品，因此獲客能力是目前打開局面的關(guān)鍵。 同時，作為長時間運行的產(chǎn)品，工商儲系統(tǒng)需要供應(yīng)商保證后續(xù)服務(wù)來獲得市場，在當(dāng)前 設(shè)備分化不大的前提下，服務(wù)也是工商儲集成企業(yè)的重要競爭點。工商業(yè)儲能專業(yè)集成商 更加聚焦于分布式應(yīng)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(wù)。奇點能源、四象新能源等入行較早，出貨已經(jīng)具備一定規(guī)模。 PCS 企業(yè)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(yè)橫向邁向工商儲領(lǐng)域，通過自制電池包與 PCS 配套，縱向延長產(chǎn)業(yè)鏈 至集成環(huán)節(jié)。依靠其零部件自制能力及電子電氣技術(shù)背景，PCS 企業(yè)在成本與集成能力方 面具備明顯優(yōu)勢，有望受益于工商儲需求高增。

　　電芯：龍頭兼具研發(fā)成本優(yōu)勢，有望獲得產(chǎn)品溢價

　　電芯產(chǎn)線可與大儲相互切換，300+Ah 大電芯成為新趨勢。工商業(yè)儲能與大型儲能的電芯產(chǎn) 線可相互切換，目前主流產(chǎn)品均為 280Ah 鐵鋰電芯，隨著工商業(yè)產(chǎn)品容量升級，各個廠家 也都開始研發(fā)更大容量的儲能電芯，不少產(chǎn)品已經(jīng)開始使用 300Ah 以上電芯。根據(jù)江蘇省 儲能行業(yè)協(xié)會 12月不完全統(tǒng)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(fā)出 500+Ah 的超大容量電芯。

　　關(guān)注具備技術(shù)研發(fā)實力和成本優(yōu)勢的電芯龍頭企業(yè)。大電芯容量使串并聯(lián)數(shù)量減少、體積 能量密度更高，從而減少配套零件的數(shù)量，使得 BMS 管理難度降低，從而實現(xiàn)降本。同時， 儲能電池的循環(huán)壽命對于度電成本具有顯著影響，技術(shù)迭代最終亦會體現(xiàn)在成本上的差異。 行業(yè)格局仍在持續(xù)變化，龍頭企業(yè)技術(shù)與研發(fā)實力強勁，規(guī)模效應(yīng)下成本優(yōu)勢明顯，有望 繼續(xù)受益于工商業(yè)儲能放量;同時由于工商儲相對于大儲的成本壓力較小，優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品有望 獲得產(chǎn)品溢價。

　　溫控：液冷成為標(biāo)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(chǎn)品標(biāo)配。電芯容量升高、電站規(guī)模提升的同 時，熱管理方面的風(fēng)險也在提升，更大的體積會導(dǎo)致電池整體溫差不均，而更大的能量密 度會導(dǎo)致電芯產(chǎn)熱性的增加。相比于風(fēng)冷，液冷溫控技術(shù)中冷卻液比熱容高，散熱效果好; 同時，冷熱交換系數(shù)更高，溫控均勻度高。因此，隨著單體系統(tǒng)電量的不斷增長，電芯隔 膜和其他液冷逐步代替了風(fēng)冷的解決方案，根據(jù) EESA 統(tǒng)計，在 SNEC 展會展出的產(chǎn)品中， 液冷產(chǎn)品在 215/372kWh 的產(chǎn)品中分別占 64%/90%。液冷產(chǎn)品逐漸成為產(chǎn)品標(biāo)配，關(guān)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(guān)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