工商业储能行业深度解析

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会最新国内储能装机数据统计，2023年1-6 月累计装机 8.7GW/19.4GWh，在能源结构转型背景下，新型储能装机容量屡创新高，市场供需两旺，为储能厂商及能源投资机构创造了良好的市场环境和发展机遇。值得一提的是，虽然今年大型储能仍占装机鳌头，但从细分市场来看，工商业储能已华丽出圈。

数据表明，2022年工商业储能并网规模仅为0.78GW，而中信证券预计2023年国内工商业储能装机达5GWh。我们撇开数据不谈，单从政策、备案项目及市场活跃程度等多个层面分析来看，工商业储能项目部署将会再上一个新台阶。

一、工商业储能：用户侧储能的重要组成部分

1.1 工商业储能是指在工业或商业终端使用的储能系统

根据应用场景的不同，电化学储能可分为电源侧、电网侧和用户侧。用户侧可细分为工商业和户用两个场景。根据终端用户处于电表前后的相对位置，可分为表前、表后两侧。

工商业储能是指在工业或商业终端使用的储能系统。以浙江海宁 10MW/20MWh 用户侧储能项目为例。2022 年 8 月，晶科能源在海宁工业厂区建成 10MW/20MWh 储能电站。储能电站系统主要构成包括：电池系统、储能变流器、消防系统、升压系统、配电系统、EMS 系统等。电池系统采用储能电站主流的磷酸铁锂电池，寿命长、自放电率低、安全可靠。目前该项目已入选浙江省“十四五”第一批新型储能示范项目名单。

1.2 国内外装机现状：国外用户侧以户用为主，国内为工商业的天下

中国：用户侧场景绝大多数为工商业储能

根据中关村储能联盟《储能产业研究白皮书 2023》统计数据，从累计装机量来看，2022 年中国新型储能累计投运项目装机突破 10GW，规模达 13.1GW/27.1GWh，功率规模同比增加128%，能量规模同比增加141%。从新增装机量来看，2022 全年新增投运新型储能项目规模达 7.3GW/15.9GWh，功率规模同比高增200%以上，能量规模同比高增 280%。中关村储能联盟数据显示，2019 年起用户侧的装机量呈现持续增长的趋势，2020、2021 年用户侧储能装机增速分别为 31.1%、29.2%，2022 年前三季度用户侧储能的装机量为 149MW。据储能与电力市场的统计数据显示 2022 年工商业储能装机占比为 10%，结合中关村储能联盟统计的 2022 年储能装机数据，可以预估2022 年工商业储能装机大致为 730MW，同比增长 32.7%。

值得注意的是，2022 年前三季度用户侧占比为 15%，预计 2022 年用户侧占比为10%，用户侧装机占比呈现逐年下降的趋势，表明用户侧储能装机增速低于中国整体装机增速。2023 年Q1 用户侧并网容量仅占全体并网容量的 1%。主要原因是中国的电源侧和电网侧储能装机项目容量大、增速快，而用户侧储能单个项目容量较小，因此增速和占比表现并不突出。此外，有相当多工商业储能项目由于其规模较小，未进行公开招投标或备案流程，因此统计口径存在一定缺失。

美国：规模保持相对稳定

美国作为 2021 年全球储能市场市占率最高的国家，主要储能应用场景为表前大储。据Wood Mackenzie统计，分年度来看，2022 年美国全年工商业储能装机量约 354GWh，同比增长 12%。分季度来看，2022年一季度单季度装机达 142MWh，高涨 144%，创历史新高。2021 年底和 2022 年初的高涨，主要来源于纽约州的大量部署。但 2022 下半年以来，工商业增速放缓甚至出现负增速。2022 年第二季度美国工商业储能装机大幅下降至 26.3MW/59.4MWh，同比+2%，主要由于成本价格上涨以及供应链采购等问题，导致工商业储能季度装机的大幅下降。2022 年第三季度装机量为 26.6MW/52.6MWh，容量同比下降 31%，主要原因是由于纽约州部署的大幅下降，以及其他州工商业需求尚未有明显提升，因此 2022 下半年工商业增速放缓。2022 年第四季度装机量为 48MW/96MWh，容量同比下降 18%，环比增加 78%，容量环比有所修复，主要系纽约州装机恢复。

整体来看，美国工商业储能政策驱动性强，随着美国联邦政府以及州政府储能相关利好政策（例如：ITC等）的推进，工商业储能将整体保持增长趋势。

欧洲：工商业增速不俗，绝对量相比户用仍属小众

欧洲市场占据全球储能市场的重要部分，欧洲的户用储能领跑全球储能市场。欧洲户用储能装机量在2021 年保持了高速增长，而工商业储能同样呈现出较高的增速。根据欧洲储能协会（EASE）数据，2021年欧洲工商业储能新增 229MWh，同比增速超过 50%，但绝对量相比户用储能仍属于小众。

1.3 如何观察工商业储能需求？备案比招标更加合适

工商业项目开展的整体流程包括前期跟踪、项目交付等流程，流程整体时间共计约8-9 个月。在大多数地区需同步或提前在发改委、电网公司、消防、环保等主管部门等进行备案，以取得项目执行条件。

可以发现，相较于电源侧、电网侧的大型储能项目，工商业储能项目流程中并没有强制招标要求，项目通过备案即可。根据《中华人民共和国招投标法》规定，项目金额大于 200 万元以上强制要求招标，200万元之下则没有强制规定，对应约 1MWh 以下规模的工商业储能项目并不强制要求招标。因此，备案量更能反映工商业储能需求，而招标口径则相对不适合。

根据不完全统计，2022 年 8 月-12 月，用户侧中标项目容量仅为 122.2MW/444.9MWh，包含长强钢铁25.2MW/243.3MWh 的用户侧铅碳项目。相比之下，备案数据则显示，仅浙江省11 月单月用户侧储能备案项目总量高达 26 个，总容量已达到 146.93MW/431.68MWh。由此可见，用户侧项目的备案量远大于中标量，备案口径更适合用来观察工商业储能需求。

1.4 统计分析：工业园区占国内用户侧绝对主流、业主自投成为趋势、项目规模通常小于 10MWh

应用场景：工业工厂配储为主

工商业储能的应用场景包括，工业园区、充换电、港口岸电、数据中心、配电站、矿场等，目前工业园区是主要应用场景。广东 2022 年近 90 个备案用户侧储能项目中，工业园区用户侧储能的项目占76 个。根据 CNESA 统计，2021 年中国新增投运的新型储能中，用户侧约占 24%。中国用户侧储能以工商业、产业园、充电桩、港口岸电等为主。综合而言，用户侧储能项目中，工业工厂配置储能的项目占据多数。

投资方类型：业主自投项目数量为主

工商业储能项目的建设单位主要分为两类，第三方能源公司（电力、电网公司）、业主自投（各个电力用户）。据统计，浙江省 2022 年 11 月备案的用户侧储能项目共 26 个，占储能备案总项目的93%。用户侧储能规模达 146.93MW/431.68MWh，其中普星燃机热电公司 55MW/340MWh 储热项目为单体最大的储能项目。由此可见，用户侧储能场景已成为浙江省储能备案项目的主要类型。

据统计，广东省 2022 年度备案的用户侧储能项目中，承担项目数量前三位的建设单位分别为：广东电网能源投资有限公司（16 项/67.9MWh）、广东电网东莞供电局（6 项/1.5MWh）、广州指挥用电与城市照明技术有限公司（5 项/46.5MWh）。整体来看，工商业项目建设单位中能源公司占据 26 个项目，总容量 115.5MWh。相比之下，建设单位为业主企业的项目占据多数，约 61 个项目，总容量约 433.7MWh。由此可见，工商业储能项目的建设单位中，能源公司倾向于集中统筹建设工商业项目，但总体容量不大。相比之下，业主建设的项目数量更多。

规模分布：多数项目低于 2MW

以广东省 2022 年备案项目进行统计，单个项目规模分布在 0.05kW-30MW之间，多数项目规模低于1.6MW，占比 58.6%，部分项目大于 4MW，占比 12.6%；用户侧项目的平均规模为2.2MW。

单位造价：集中在 1.75-2 元/Wh

据统计，单个项目单价集中在 2 元/Wh 左右，1.75-2.5 元/Wh 的项目占比 69.0%，部分项目价格高于3.5元/Wh，占比 14.9%，最高单价达到了 10 元/Wh。用户侧项目均价为 2.4 元/Wh。可以看出，用户侧项目价格区间较宽，高价项目推高了平均价格，大部分项目仍集中在 1.75-2 元/Wh 的单价。

二、根本驱动：电价市场化促使峰谷价差不断拉大

2.1 工商业储能的盈利模式——以峰谷套利为主

分时电价的存在使得峰谷套利成为可能

我国对工商业用电实行分时电价制度，峰谷分时电价机制是基于价格的有效需求响应方式之一，将一天划分为高峰、平段、低谷等时段，分别进行计价。实行分时电价能够引导电力用户优化调整用电负荷，削峰填谷，从而促进新能源消纳，以及保障电力系统稳定运行。以国网江苏电力公司《关于2023 年1 月代理购电工商业用户电价的公告》为例，分时电价的适用范围为大工业用户和一般工商业及其他用电用户。其中，依电压等级不同，大工业用电和一般工商业的电度用电价格分别分为 5 档和 4 档。而电度用电价格=代理购电价格+电度输配电价+政府性基金及附加，电压等级越高，输配电价越低。电度用电价格同时也是各电压等级工商业用户的平时段电价，高峰时段、低谷时段则分别在平时段电价上浮、下浮一定比例形成。

仍以江苏省为例，根据《省发展改革委关于进一步完分电价机制有关事项的通知》，该省时段划分为：高峰时段 8:00-11:00、17:00-22:00；平时段 11:00-17:00、22:00-24:00；低谷时段 0:00-8:00。浮动比例为：大工业用电高峰、低谷分别在平段电价上浮、下浮 71.96%、58.15%；普通工业用电高峰、低谷电价分别在平段电价上浮、下浮 67.19%、54.82%。此外，在日最低气温达到或低于-3℃时，对 315kVA 及以上的大工业用电执行冬季尖峰电价机制，在 9:00-11:00 和 18:00-20:00 的电价在峰段电价基础上再上浮20%。

以 1-10kV 大工业用电为例，执行尖峰电价时 0-24 点依次为低谷、高峰、尖峰、平段、高峰、尖峰、高峰、平段、低谷。可采用一充一放，或两充两放的峰谷套利策略，具体为：（1）一充一放，即 0-8 点低谷时段充电，在 8-11 点高峰时段（或 9-11 点尖峰时段）放电，利用了峰谷（或尖谷）价差，分别为 0.8581 元/kWh（峰谷价差）或 1.0849 元/kWh（尖谷价差）（2）两充两放，除了上述一充一放外，再在 11-17 点平时段充电，然后在17-22 点高峰时段（或18-20点尖峰时段）放电，可利用 0.4746 元/kWh 的峰平价差，或 0.7014 元/kWh 的尖平价差。

工商业储能发展的有利因素：需求侧响应和补贴政策

（1）需求侧响应：可类比独立储能电站的调峰补偿收益

需求侧响应是是通过市场化激励机制，引导电力客户在约定时间内短时优化用电负荷，有效实现削峰填谷，缓解电力供需矛盾，增强电力应急调节能力的行为。参与需求侧响应的用户能按照政策规定和约定的响应方式获取额外补贴。从补偿方式看，有的省份按照固定式补偿，有的省份已开始采取电力、电量、容量竞价等市场化方式。目前，在电力现货市场全面开放的大背景下，2022 年以来天津、广东、重庆、福建、山东、宁夏等十余个省市相继公布了电力需求响应工作方案。

广东省补贴额较高，日前邀约可达 3.5 元/kWh，可终端负荷可达 5 元/kWh，且可组成虚拟电厂集群响应。从资金来源看，广东省需求侧响应资金来源包括电力用户分摊、现货市场发电侧考核及返还费用等资金。其中占大部分的日前需求响应邀约交易和可中断负荷交易收益由全省电力用户按月度实际用电量比例分摊。由于负荷高峰期实施需求侧响应能够削减负荷峰值，保障电网安全，其好处由全体电力用户共同享受，因此需求侧响应资金由全体电力用户分摊体现了“谁受益、谁出资”的精神。

（2）储能补贴：个别地方政府有少量补贴，规模通常不大

与光伏、风电等新能源不同，补贴不是国内储能政策工具箱中的常规选项，从一开始我国更多的是通过机制创新来促进储能发展，而不是让储能依赖补贴生存。但在地市、区县级政府，仍有少量地区存在储能补贴政策。

广东、江苏、浙江是储能补贴政策较多的省份，但目前为止出台政策的层级多为区县级，通常为经济开发区、高新区为鼓励分布式光伏开发而设的附属政策。主流的补贴方式分按放电量补贴每度电和按装机容量补贴初装费用两种，但通常设置补贴额度上限，多为百万元量级。因此，补贴不是工商业储能发展的主要刺激因素，不过若当地有政策支持，补贴仍可显著提高工商业储能项目经济性。

其他盈利模式：动态增容、自发自用，以及保障供电

（1）动态增容：削减最大需量可减少基本电费

工商业企业缴纳电费组成一般为：基本电费+电度电费+力调电费+附加费。其中电度电费按实际所用电量缴纳，价格按分时电价收取。力调电费与用户的功率因数有关，一般要求功率因数cosφ>0.9，否则将被收取一定费用。附加费通常为一个固定值，与技术手段无关。基本电费是反映用户用电容量的费用，一般有两种收取方式，一种为容量计费，另一种为需量计费。除缴纳电量电费外，往往还要视用电容量缴纳容量电费，容量电费以用户装设变压器（kVA）容量收取，需量计费则以用户当月最高用电负荷（kW）收取。配置储能后，容量电费不变，但需量电费由于高峰负荷降低、变压器负荷率降低而减少。若用户此前采用容量计费法比需量计费法经济，则配置储能后可以削减用户的高峰负荷，从而可以换用需量计费法（在有效负荷较低时更经济）。若用户此前已采用需量计费法，则配置储能直接减少高峰负荷，从而减少了基本电费。

假设某地区容量计费单价为 24 元/kVA/月，需量单价为 31 元/kW/月，若一座工厂装设有1000kVA的变压器，负荷率为 80%，则按容量计费时，基本电费为 1000×24=24000 元/月，按需量计费时，基本电费为1000×80%×31=24800 元/月，此时采用容量计费法更加经济。若配置 200kW×2h 的储能，实际负荷削减200kW，负荷率降低到 60%，此时容量计费法仍为 24000 元/月，而需量计费法则降低到600×31=18600元/ 月，此时采用需量计费法更加经济。

（2）自发自用：分布式光伏配储成为趋势，自发自用提高经济性

自从 2021 年 11 月山东省枣庄市印发《枣庄市分布式光伏建设规范（试行）》要求分布式光伏配储以来，分布式配储政策也蔚然成风，据不完全统计，目前共有江苏昆山、浙江诸暨、江苏苏州、山东枣庄以及河北等5 地对分布式光伏配建储能设施提出了明确要求。

在分布式光伏消纳有压力时，配置储能可消纳这部分电量，或供工商业企业自己使用，以提升“光伏+储能”收益率。

（3）保障供电、提升电能质量

工商业配储还可以提升电能质量，并在供电不稳定时防止停电，2020、2021 年我国用电紧张，多地不得不开展有序用电，工商业用电首当其冲。但在我国，由于电网基建等问题引起的停电发生概率较低，停电多为主动安排有序用电引起，停电时间通常在一天左右，这种情况下，配储用以保障生产意义不大（因为储能需配置足够一天使用的时长）。随着直流充电桩等大功率快速充电桩的普及，充电时对电网的扰动增大，预计充（换）电站将带来较大的储能需求。

2.2 发电、用电逐步入市，峰谷价差拉大是电价市场化的反映

用电端：政策直接拉大峰谷价差

2021 年 8 月国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093 号）。文件最重要的内容是确定了拉大峰谷价差的政策方向。文中规定，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。此外，建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。还强调科学划分峰谷时段等。

1093 号文成为工商业储能启动的序幕，此前虽也有分时电价政策，但执行力度不够，且峰谷价差达不到足够水平。该文印发后，各省纷纷推出各自的分时电价政策。

发电端：煤电全部入市，上网电价浮动范围拉大到±20%

紧接分时电价政策，2021 年 10 月国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并且规定将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。

上网电价的浮动范围拉大为用户电价的浮动范围拉大提供了基础。

电网端：代理购电成为全面市场化的序幕，代理购电价是观察工商业电价水平的窗口

1439 号文是电力全面市场化的先声，为衔接尚未入市的发、用电量（主要是用电量），文中提出推动工商业用户都进入市场，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。

目前，电力用户参与市场大致有三种途径：直接参与交易、售电公司代理以及由电网企业代理购电。在市场化推进的过程中，代理购电是目前大多数工商业用户参与电力市场的方式。电网企业按月对代理用户的用电量进行预测，并在市场中按照市场交易价格采购电量，进而形成平均上网电价，因此电网企业代理购电价是由市场决定的，而代理购电价则可用来观察大多数工商业用户的电价情况。

从电量方面来看，据北极星电力网统计，2022 年，全国工商业代理购电量 6753.21 亿千瓦时，其中优先上网电量 3342.78 亿千瓦时，市场化采购电量 3309.77 亿千瓦时，各占总代理购电量的50%。其中以广东、山东、江苏、浙江四省工商业代理购电量最多，显著超过其他各省，因此也是工商业用电量大、电价市场化程度高的省份。

执行代理购电的工商业用户，按代理购电用户电价叠加分时电价、容（需）量电价等价格之后支付电费。其中，代理购电用户电价=（代理购电价格+输配电价+政府性基金及附加）。

各省电网公司每月初公布当月代理购电价，其中主要是代理购电价格会随着市场情况波动，运行一年来，各省代理购电价格均有不同程度上涨。

有数据统计的 33 省（区）中，共计 24 个省（区）出现上涨，其中湖南上涨幅度最大，达到31.2%，其次为山西、重庆、贵州、广西等，平均涨幅约 10.3%。共计 9 个省（区）代理购电价下降或持平。而代理购电价是峰谷电价浮动的基准，代理购电价的上涨会导致峰谷电价差的拉大。

工商业用电全面入市，电力市场化提速

2023 年 1 月 10 日，国家发改委印发《关于进一步做好电网企业代理购电的通知》，文中提出：鼓励支持10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。电网企业代理购电作为工商业用户全面参与市场交易前的过渡措施，将逐渐退出历史舞台。

2.3 峰谷价差分析：浮动范围扩大、时段划分增加、电价组成更加复杂

各省峰谷价差拉大，达到 0.7 元/kWh 经济性阈值的省份越来越多

各省电网公司每月初公布的代理购电价包含平段电价以及峰、谷电价，因此可以方便地观察各省峰谷价差变化情况。根据 2023 年 6 月各省公布的电网代理购电价情况，全国峰谷价差最大的省（区）为广东，价差高达 1.347 元/kWh。约有 14 个省（区）的最高电价差高于 0.7 元/kWh。

平均来看，据 CNESA 统计，2022 年各省全国代购电价（一般工商业）中，全年平均峰谷价差排名前三的省份为广东（1.259 元/kWh，珠三角五市）、海南（1.070 元/kWh）、浙江（0.978 元/kWh）。全国各省平均峰谷价差为 0.704 元/kWh，有 16 个地区全年最大峰谷价差高于 0.7 元/kWh。

动态来看，各省的峰谷价差变化趋势可分为两种。第一种，以广东、浙江、湖北省等为例，最大峰谷价差基本处于 0.8 元/kWh 的高位，2022 年全年电价差并未出现明显的增长趋势。第二种，以河南、安徽、黑龙江、广西等地为例，电价差出现一定程度的扩大，由年初 0.7 元/kWh 的电价差，提升至年底0.9 元/kWh 左右。 整体来看，最大电价差超过 0.7 元/kWh 的地区增多。

分时电度用电价格由代理购电价格乘以峰谷浮动范围形成，因此代理购电价格基数的上涨、浮动系统的增大，都有助于峰谷价差的拉大。

电价划分时段增多，允许一天内多次充放套利

1093 号文提出建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%，并可以参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。因此分时电价曲线可存在 5 种价格水平：平段、高峰、低谷、尖峰、深谷。尖峰、深谷分别在高峰、低谷的电价基础上上浮或下降。若一天中设置多个峰段、谷段，配合尖峰、深谷电价，有可能一天中实现多个峰-谷充放电循环，从而提高经济性。目前大多数省份支持“凌晨充、上午放；午间充、下午放”，每日两充两放的运行策略，多次充放套利客观上也有利于减小电网尖峰、低谷时的调峰压力。

根据目前各省峰谷电价曲线情况，实施的套利策略主要可分为三种：一充一放、两充两放（一个峰谷差一个峰平差）、两充两放（两个完整的峰谷差）。

（1）一充一放

以山东省为例，2022 年 11 月上东省发改委发布《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，将原有峰谷上下浮动 50%的比例，调整至高峰低谷上下浮动 70%，尖峰时段上浮 100%，深谷时段下浮90%（代理购电价格和容量补偿电价参与浮动，输配电价、政府性基金及附加、损益电价等不参与浮动）。根据11 月30日山东省电力公司发布《关于 2023 年工商业分时电价公告》，冬季（12 月、1 月）峰谷时段划分为：谷时段为10:00 至 16:00，其中深谷时段为 12:00 至 14:00；峰时段为 16:00 至 22:00，尖峰时段为16:00 至19:00，其余为平时段。由于一天中只有一个峰时段（包括尖峰时段）、一个谷时段（包括深谷时段），因此尽管山东尖峰深谷价差可达 4.86:1（35kV 两部制情况下），但一天内只能进行一个充放电循环。

值得注意的是，2022 年 12 月国家发改委、能源局发布《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》指出交易时段数量由 3—5 段增加至 5 段以上，由此表明，在未来的日度电价曲线中可能会出现多个高峰低谷，更有利于通过峰谷价差套利获取收益。

（2）两充两放

根据时段划分设置，又可分为每天利用一个峰谷差、一个峰平差，和每天利用两个峰谷差两种模式。以广东为例，0:00-8:00 为谷段、8:00-10:00 为平段、10:00-12:00 为峰段（7-9 月 11:00-12:00 为尖峰段）、12:00-14:00 为平段、14:00-19:00 为峰段（其中 7-9 月份 15:00-17:00 为尖峰段）、19:00-24:00 为平段。一天可进行两充两放，策略为凌晨充电、上午峰段放电，利用了一个峰谷差；中午充电、下午峰段放电，利用了一个峰平差。大多数省份均为如此设置。

第二种以浙江等地区为代表， 2021 年 9 月浙江省发改委发布《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》，明确对全年大工业电价峰谷时段进行调整，尖峰：9:00-11:00，15:00-17:00；高峰：8:00-9:00，13:00-15:00，17:00-22:00；低谷：11:00-13:00，22:00-次日 8:00。每日也可进行两充两放，充放电策略与广东相似，不同之处是浙江午间为谷段而非平段，因此浙江每天可以利用两个完整的峰谷差，经济效益更加出色。

辅助服务、容量电价进入浮动范围，进一步拉大峰谷差

2022 年 11 月底，山东省发改委发布《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，对工商业分时电价进一步完善。《通知》指出：（1）明确执行范围：2023 年峰谷分时电价上下浮动的基准调整为，容量补偿电价和代理购电价格，而配电价、政府性基金及附加、代理购电损益分摊标准、保障性电量新增损益分摊标准等并不纳入浮动基准。（2）明确浮动比例：高峰时段上浮 70%、低谷时段下浮 70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮 90%。

山东首创工商业容量电价（征收标准 0.0991 元/kWh），并进入浮动范围，有利于进一步拉大峰谷价差。全国大部分省份的电价浮动范围基准为代理购电价格，或代理购电价+输配电价。而江、浙、沪等省则是平段电价为基准全部参与浮动（即代理购电价、输配电价、政府性基金及附加均上下同比例浮动），加之三地峰谷系数设置较大，直接带来了较大的峰谷价差。

2.4 横向对比：工商业电价/居民电价之比中国远高于欧美国家，工商业储能在中国有更好的发展基础

各国工商业电价对比：中国电价不属于低价之列

中国：以广东省（珠三角五市）为例，2023 年 6 月工商业（不满 1kV）单一制尖峰电价1.7196 元/kWh，低谷电价 0.3302 元/kWh，峰谷价差达到 1.3894 元/kWh。据统计，全国 2022 年工商业平均峰谷价差已达0.704 元/kWh。美国：据美国能源署统计，截至 2022 年 10 月，工业平均电价为 0.57 元/kWh，商业平均电价为0.840元/kWh。欧洲：据欧洲统计局统计，2022 年上半年，欧洲 27 国非居民用户平均电价为1.612 元/kWh. 根据国家电网对 2019 年世界各国工商业电价统计，36 个重点国家的工业平均电价为0.892 元/kWh。中国工商业电价为 0.635 元，与平均电价相差 0.257 元/kWh，位居中下游。欧洲电价处于高位，美国则以0.472元/kWh 的超低电价位居榜尾。相比之下，中国居民电价为 0.542 元/kWh，与 36 国平均电价1.338 元/kWh价差高达 0.796 元/kWh。由此可见，与居民用电极低的电价相比，中国工商业电价在国际上不属于低价之列。

中国工商业电价高于居民电价，欧美则相反

美国：居民电价显著高于工业和商业电价。居民电价最高，约 0.92-1.10 元/kWh。商业电价其次，介于0.76-0.91 元/kWh。工业电价最低 0.49-0.64 元/kWh。

欧洲：居民电价显著高于非居民电价。2022 年由于受到俄乌冲突的影响，欧洲电价显著增长。居民电价在 1.515-1.833 元/kWh 之间；非居民电价在 1.01-1.612 之间。2022H1 环比高涨 0.35 元/kWh。

中国：以工业/居民电价之比为参考。2019 年，35 个经济合作与发展组织的国家的工业电价平均为居民电价的 0.65 倍。相比之下，我国工业/居民比价为 1.17 倍，在 36 个国家中位居第二位。

三、收益与空间测算：自投收益高于合同能源管理、工商业储能空间巨大

3.1 合同能源管理是工商业储能常见的开发模式

合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是指服务商与客户签订服务合同，提供项目融资、项目设计、设备采购、工程施工、设备调试等一整套业务服务，并从客户通过节能改造后的效益中收回投资以及获取利润。合同能源管理业务开展方式主要包括签约、项目实施、投运经营三个阶段。最典型的方式是投资方提供资金，业主方提供场地，项目建成后所获收益在投资方和业主方之间分成，通常为9:1，投资方拿走大部分，业主方虽不出资，但因提供场地，可分得小部分收益。

在合同能源管理模式中，投资方和业主方是分开的。对投资方：资产由投资方持有，同时承担全部的风险（业主经营风险、设备维护费用等）和大部分收益，通常 90%的收益归投资方所有。若发生业主破产倒闭经营无法继续，或项目收益不及测算的风险，也都由投资方承担；对业主方：并不持有资产，也不承担风险，但通过提供场地能获取少部分收益，通常分得 10%的收益。对建设方：投资方通常将设备集成调试、工程勘察建设等工作委托给专门的 EPC 总包公司，后者主要通过控制工程建设和供应链成本等实现盈利。对设备方：主要是销售产品，有时也会配合出集成方案，甚至参与部分投资。

由于工商业储能项目安装、调试、运营需要在企业园区内部进行，但项目专业性较高，业主方通常不具备相应专业人员，且主业往往和储能无关，若自行投资建设，项目难以通过内部审批。因此将项目交由专业的能源投资集团进行投资开发是常见的做法。目前，在广东、浙江等地区，随着峰谷价差的拉大，项目收益率提高，业主自投自建工商业储能项目可获得 100%的收益，自行投资正变得越来越有吸引力。

3.2 收益测算：两充两放显著高于一充一放，峰谷价差影响程度高于单位造价

下面对一个装机容量 10MWh 的工商业储能项目进行收益测算，假设业主方变压器容量有足够的余量供储能电站充电（即无需扩建变压器），负荷侧也有能力完全消纳储能电站的放电量（即放电量不上网，且高峰/尖峰时段套利时负荷水平足够）。储能电站采用 0.5C 倍率电池，全年预计运行 330 天，电站设计寿命15年，期间电池循环寿命达到 5000 次时更换一次电池。此外，充电需要增加约 4 万元/月的需量电费，采用合同能源管理模式时由投资方承担，峰谷套利收益在业主方与投资方之间以 1:9 的比例分成。

一充一放：可行域较窄，要求较高的峰谷价差和较低的单位投资

假设 330 天运行日中，有 120 天（冬季、夏季）执行尖峰电价，尖峰电价通常较高峰电价上浮20%-25%，为计算方便，考虑执行尖峰电价时峰谷价差统一上升 25%（价差需减去谷电价格基数，因此上浮比例高于尖峰电价较高峰电价的上浮比例）。计算资本金 IRR 对项目单位投资（元/Wh）和峰谷价差（元/kWh，尖谷价差增大 25%）的敏感度。

可见在一充一放模式下，对项目的单位造价，项目所在地的峰谷价差均有较高要求，以资本金IRR≥10%作为项目可行性的条件，要求峰谷价差至少需达到 1 元/kWh，同时项目单位造价不能超过1.8 元/Wh，最好低于 1.5 元/Wh。

可见业主自投收益更高，以单位造价 1.5 元/Wh、峰谷价差 1 元/kWh 为例，采用合同能源管理模式资本金 IRR 为 6.27%，不具备可行性，而采用业主自投模式，资本金 IRR 可达 10.00%，高出3.73 个百分点，具备可行性。

两充两放：可行域大大拓展，大部分省区均具备项目条件

在一天中有峰、平、谷等多个时段的地区，采用两充两放的充放电策略能够利用更多的峰谷差，大大提高收益，根据各省电价曲线实际情况，又可分为两种，第一种即利用一个峰（尖）谷差和一个峰（尖）平差，广东、江苏、河南等大多数省份可使用这种模式。其中，执行尖峰电价的月份（夏、冬季）每天利用一个尖谷价差、一个尖平价差；其他月份每天利用一个峰谷价差、一个峰平价差。执行两充两放时，需要在第七年更换一次电池，成本可设为总成本的 60%。

（1）午间为平段，一天中利用一个峰（尖）谷差和一个峰（尖）平差

为简化计算，仍假设尖谷价差是峰谷价差的 130%，而假设尖平价差是峰谷价差的80%，峰平价差是峰谷差的 55%。

采用业主自投模式时，资本金 IRR 进一步升高，同样 1.5 元/Wh 的单位造价、1 元/kWh 的峰谷价差下，资本金 IRR 可达 20.02%。

（2）午间为谷段，一天中利用两个峰（尖）谷差

此时夏季（或执行尖峰电价的月份）一天中可利用两个尖谷差，其他月份一天中可利用两个峰谷差。采用合同能源管理模式时。

浙江等省由于峰谷价差较大，且午间、凌晨均设置为低谷段，每天允许利用完整的2 个峰谷差，因此工商业储能经济性较好，在这种情况下，1.5 元 /Wh 单位造价，1 元/kWh 峰谷价差可做到36.85%的资本金IRR。

业主自投模式下收益率更高，峰谷价差门槛不断降低，同样 1.5 元/Wh 造价下，1 元/kWh 的峰谷价差资本金 IRR 可达 49.33%。结论：（1）峰谷价差和单位投资均影响工商业储能项目收益率，其中对峰谷价差更加敏感。（2）业主自投收益率较合同能源管理模式更高，若业主有足够的资金优先推荐自投。（3）采用合同能源管理模式时，若项目单位投资额为 1.5 元/Wh，IRR 门槛为10%，则一充一放时峰谷价差的可行性阈值大于 1.1 元/kWh，两充两放（利用 1 个峰谷差、1 个峰平差）时阈值约为1 元/kWh，两充两放（利用 2 个峰谷差）时阈值小于 0.8 元/Wh。（4）IRR 对峰谷价差较单位造价更加敏感。

3.3 需求测算：国内空间大于国外，总需求2023-2025 达到10.01、29.70、65.87GWh

测算工商业储能装机量的方法为，首先拆分工商业总用电量，结合利用小时数计算出工商业总负荷，进而假设合理的储能渗透率计算出储能总功率（累计值），乘以平均时长后得到储能总装机（累计值），并逐年作差得到每年新增装机量。假设，至 2025 年中国用电量以年均 2.18%增长率增长，在工商业用电占比83%相对稳定的条件下，工商业耗电量同样呈现逐年增长的趋势。至 2025 年，工商业总耗电量可达66189 亿千瓦时，工商业总功率达到 1178GW，合理假设该年储能累计渗透率为 2.4%，平均时长 2.6h，累计装机达到73.52GWh。逐年作差得出 2023-2025 年工商业储能新增装机量分别为 6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh，2022-2025年化增速达到 201%。至 2030 年，中国工商业总耗电量 73074 亿千瓦时，总功率达 1301GW，储能渗透率为8%，平均时长 2.9h，累计装机达到 302GWh，2030 年国内工商业储能新增容量可达 129.73GWh。

合理假设 2060 年国内工商业储能累计渗透率终局约为 35%（功率占比），累计装机达到3TWh 量级，而预计 2023 年新增装机 6.27GWh，考虑平均时长 2.5h，则对应功率约为 2.51GW，除以当年工商业总负荷约1250GW，新增渗透率仅约 0.2%，累计渗透率约 0.4%，与终局 35%左右的渗透率相差悬殊，空间巨大。

海外工商业储能在分布式光伏装机高增情况下，同样表现出一定的增长趋势。根据测算，预计2023-2025年，海外工商业储能的装机量将达到 3.74GWh、8.80GWh、24.11GWh，增速分别达到98.8%、135.7%、173.9%。2022 年海外储能总量的高增，主要源于户储和表前储能的快速增长。2023 年开始预计海外工商业储能将表现出良好的增长趋势，但总量方面仍不及国内，主要原因是国外工商业电价低于居民电价，吸引力较户储为低。

四、工商业储能产品：系统、PCS、电池厂商进入，长板优势尽显

4.1 工商业储能系统一体化建设程度高

发电需求差异使工商业储能的系统架构区别于大型储能电站。工商业储能的主要负荷是满足工商业自身内部的电力需求，实现光伏发电最大化自发自用或者通过峰谷价差套利。因此，与大型储能电站的PCS和电池独立建设不同，工商业储能多为一体化建造，采用一体柜，对系统控制和 EMS 功能性管理的要求低于储能电站。

光储系统根据能量汇集点的不同，分为直流耦合、交流耦合两类拓扑结构。按此耦合方式分类，对应的工商业储能系统架构主要有两种：1）采用 PCS 的交流耦合型；2）采用光储一体机的直流耦合型。交流耦合系统与储能电站的系统配置类似，但相对用量较小，系统功能也更为简单，其中的光伏系统和储能系统并联，灵活性较高，适用于已安装工商业光伏的存量市场。直流耦合系统通过光储一体机将光伏逆变器和双向变流器整合在一起，相比交流耦合系统具有高度集成化、软性成本低的特点，50-100kW 的光储一体机已逐渐成为中小工商业储能系统的选择。

电池和 PCS 是工商业储能系统的核心

从结构拆分来看，工商业储能系统的配置与大型储能系统都包括蓄电池系统、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能源管理系统（EMS）、消防和温控系统等，系统均进行模块化设计，实现电压、容量灵活配置。

电池和 PCS 是工商业储能系统中成本占比最高的两个环节。根据我们调研和测算，储能电池约占储能系统成本的 65%；储能变流器 PCS 约占系统成本 20%；消防和温控系统主要负责控制和保护电池温度状态的均衡，占比约 7%；电池管理系统 BMS 约占成本的 4%，能量管理系统 EMS 是系统的“大脑”，负责数据采集、监控和能量调度。根据行业调研，工业储能系统单位售价约 1.6-2 元/Wh，总成本约1.3-1.7 元/Wh。

看好工商业储能市场，各厂商纷纷布局

在刚刚结束的储能国际峰会暨展览会（ESIE2023）中，储能系统、储能 PCS、储能电芯等各类储能设备厂商大多推出了自己的工商业储能系统，并对工商业储能市场纷纷表示看好。不完全统计共有十余家厂商，数十种工商业储能产品，容量多为 200-300kWh，可选择带或不带 PCS、风冷或液冷方案、全氟己酮/七氟丙烷/ 气溶胶消防系统等，安装形式多为储能柜，亦有集装箱形式等。BMS、冷却等环节也有厂商推出专门适用于工商业储能的产品。

五、投资分析

5.1 投资图谱及弹性测算

工商业储能产业链可以分为产品制造与工程实施、投资运营两个方面，前者又可按上、中、下游分为储能柜零部件加工、关键设备制造，以及工程建设三个环节。另外，与电站级大储能不同的是，由于工商业储能项目体量较小，投资收益较高，吸引了很多民营资本介入投资运营，因此投资运营商也是工商业储能的潜在投资方向。

各个环节均具备盈利能力和一定的投资价值，其中 PCS、储能柜、电芯环节单位净利较高，投资运营端与持有资产成正比，盈利较稳定。

免责声明： 本文所用的视频、 图片、文字来自互联网公开渠道整理，仅供参考、学习交流，无任何商业用途。 如有涉及侵权请第一时间告知，我们将立即删除处理，