工商業儲能行業深度解析

據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會最新國內儲能裝機數據統計，2023年1-6 月累計裝機 8.7GW/19.4GWh，在能源結構轉型背景下，新型儲能裝機容量屢創新高，市場供需兩旺，為儲能廠商及能源投資機構創造了良好的市場環境和發展機遇。值得一提的是，雖然今年大型儲能仍占裝機鰲頭，但從細分市場來看，工商業儲能已華麗出圈。

數據表明，2022年工商業儲能并網規模僅為0.78GW，而中信證券預計2023年國內工商業儲能裝機達5GWh。我們撇開數據不談，單從政策、備案項目及市場活躍程度等多個層面分析來看，工商業儲能項目部署將會再上一個新臺階。

1.1 工商業儲能是指在工業或商業終端使用的儲能系統

根據應用場景的不同，電化學儲能可分為電源側、電網側和用戶側。用戶側可細分為工商業和戶用兩個場景。根據終端用戶處于電表前后的相對位置，可分為表前、表后兩側。

工商業儲能是指在工業或商業終端使用的儲能系統。以浙江海寧 10MW/20MWh 用戶側儲能項目為例。2022 年 8 月，晶科能源在海寧工業廠區建成 10MW/20MWh 儲能電站。儲能電站系統主要構成包括：電池系統、儲能變流器、消防系統、升壓系統、配電系統、EMS 系統等。電池系統采用儲能電站主流的磷酸鐵鋰電池，壽命長、自放電率低、安全可靠。目前該項目已入選浙江省“十四五”第一批新型儲能示范項目名單。

1.2 國內外裝機現狀：國外用戶側以戶用為主，國內為工商業的天下

中國：用戶側場景絕大多數為工商業儲能

根據中關村儲能聯盟《儲能產業研究白皮書 2023》統計數據，從累計裝機量來看，2022 年中國新型儲能累計投運項目裝機突破 10GW，規模達 13.1GW/27.1GWh，功率規模同比增加128%，能量規模同比增加141%。從新增裝機量來看，2022 全年新增投運新型儲能項目規模達 7.3GW/15.9GWh，功率規模同比高增200%以上，能量規模同比高增 280%。中關村儲能聯盟數據顯示，2019 年起用戶側的裝機量呈現持續增長的趨勢，2020、2021 年用戶側儲能裝機增速分別為 31.1%、29.2%，2022 年前三季度用戶側儲能的裝機量為 149MW。據儲能與電力市場的統計數據顯示 2022 年工商業儲能裝機占比為 10%，結合中關村儲能聯盟統計的 2022 年儲能裝機數據，可以預估2022 年工商業儲能裝機大致為 730MW，同比增長 32.7%。

值得注意的是，2022 年前三季度用戶側占比為 15%，預計 2022 年用戶側占比為10%，用戶側裝機占比呈現逐年下降的趨勢，表明用戶側儲能裝機增速低于中國整體裝機增速。2023 年Q1 用戶側并網容量僅占全體并網容量的 1%。主要原因是中國的電源側和電網側儲能裝機項目容量大、增速快，而用戶側儲能單個項目容量較小，因此增速和占比表現并不突出。此外，有相當多工商業儲能項目由于其規模較小，未進行公開招投標或備案流程，因此統計口徑存在一定缺失。

美國：規模保持相對穩定

美國作為 2021 年全球儲能市場市占率最高的國家，主要儲能應用場景為表前大儲。據Wood Mackenzie統計，分年度來看，2022 年美國全年工商業儲能裝機量約 354GWh，同比增長 12%。分季度來看，2022年一季度單季度裝機達 142MWh，高漲 144%，創歷史新高。2021 年底和 2022 年初的高漲，主要來源于紐約州的大量部署。但 2022 下半年以來，工商業增速放緩甚至出現負增速。2022 年第二季度美國工商業儲能裝機大幅下降至 26.3MW/59.4MWh，同比+2%，主要由于成本價格上漲以及供應鏈采購等問題，導致工商業儲能季度裝機的大幅下降。2022 年第三季度裝機量為 26.6MW/52.6MWh，容量同比下降 31%，主要原因是由于紐約州部署的大幅下降，以及其他州工商業需求尚未有明顯提升，因此 2022 下半年工商業增速放緩。2022 年第四季度裝機量為 48MW/96MWh，容量同比下降 18%，環比增加 78%，容量環比有所修復，主要系紐約州裝機恢復。

整體來看，美國工商業儲能政策驅動性強，隨著美國聯邦政府以及州政府儲能相關利好政策（例如：ITC等）的推進，工商業儲能將整體保持增長趨勢。

歐洲：工商業增速不俗，絕對量相比戶用仍屬小眾

歐洲市場占據全球儲能市場的重要部分，歐洲的戶用儲能領跑全球儲能市場。歐洲戶用儲能裝機量在2021 年保持了高速增長，而工商業儲能同樣呈現出較高的增速。根據歐洲儲能協會（EASE）數據，2021年歐洲工商業儲能新增 229MWh，同比增速超過 50%，但絕對量相比戶用儲能仍屬于小眾。

1.3 如何觀察工商業儲能需求？備案比招標更加合適

工商業項目開展的整體流程包括前期跟蹤、項目交付等流程，流程整體時間共計約8-9 個月。在大多數地區需同步或提前在發改委、電網公司、消防、環保等主管部門等進行備案，以取得項目執行條件。

可以發現，相較于電源側、電網側的大型儲能項目，工商業儲能項目流程中并沒有強制招標要求，項目通過備案即可。根據《中華人民共和國招投標法》規定，項目金額大于 200 萬元以上強制要求招標，200萬元之下則沒有強制規定，對應約 1MWh 以下規模的工商業儲能項目并不強制要求招標。因此，備案量更能反映工商業儲能需求，而招標口徑則相對不適合。

根據不完全統計，2022 年 8 月-12 月，用戶側中標項目容量僅為 122.2MW/444.9MWh，包含長強鋼鐵25.2MW/243.3MWh 的用戶側鉛碳項目。相比之下，備案數據則顯示，僅浙江省11 月單月用戶側儲能備案項目總量高達26 個，總容量已達到 146.93MW/431.68MWh。由此可見，用戶側項目的備案量遠大于中標量，備案口徑更適合用來觀察工商業儲能需求。

1.4 統計分析：工業園區占國內用戶側絕對主流、業主自投成為趨勢、項目規模通常小于 10MWh

應用場景：工業工廠配儲為主

工商業儲能的應用場景包括，工業園區、充換電、港口岸電、數據中心、配電站、礦場等，目前工業園區是主要應用場景。廣東 2022 年近 90 個備案用戶側儲能項目中，工業園區用戶側儲能的項目占76 個。根據 CNESA 統計，2021 年中國新增投運的新型儲能中，用戶側約占 24%。中國用戶側儲能以工商業、產業園、充電樁、港口岸電等為主。綜合而言，用戶側儲能項目中，工業工廠配置儲能的項目占據多數。

投資方類型：業主自投項目數量為主

工商業儲能項目的建設單位主要分為兩類，第三方能源公司（電力、電網公司）、業主自投（各個電力用戶）。據統計，浙江省 2022 年 11 月備案的用戶側儲能項目共 26 個，占儲能備案總項目的93%。用戶側儲能規模達 146.93MW/431.68MWh，其中普星燃機熱電公司 55MW/340MWh 儲熱項目為單體最大的儲能項目。由此可見，用戶側儲能場景已成為浙江省儲能備案項目的主要類型。

據統計，廣東省 2022 年度備案的用戶側儲能項目中，承擔項目數量前三位的建設單位分別為：廣東電網能源投資有限公司（16 項/67.9MWh）、廣東電網東莞供電局（6 項/1.5MWh）、廣州指揮用電與城市照明技術有限公司（5 項/46.5MWh）。整體來看，工商業項目建設單位中能源公司占據 26 個項目，總容量 115.5MWh。相比之下，建設單位為業主企業的項目占據多數，約 61 個項目，總容量約 433.7MWh。由此可見，工商業儲能項目的建設單位中，能源公司傾向于集中統籌建設工商業項目，但總體容量不大。相比之下，業主建設的項目數量更多。

規模分布：多數項目低于 2MW

以廣東省 2022 年備案項目進行統計，單個項目規模分布在 0.05kW-30MW之間，多數項目規模低于1.6MW，占比 58.6%，部分項目大于 4MW，占比 12.6%；用戶側項目的平均規模為2.2MW。

單位造價：集中在 1.75-2 元/Wh

據統計，單個項目單價集中在 2 元/Wh 左右，1.75-2.5 元/Wh 的項目占比 69.0%，部分項目價格高于3.5元/Wh，占比 14.9%，最高單價達到了 10 元/Wh。用戶側項目均價為 2.4 元/Wh。可以看出，用戶側項目價格區間較寬，高價項目推高了平均價格，大部分項目仍集中在 1.75-2 元/Wh 的單價。

2.1 工商業儲能的盈利模式——以峰谷套利為主

分時電價的存在使得峰谷套利成為可能

我國對工商業用電實行分時電價制度，峰谷分時電價機制是基于價格的有效需求響應方式之一，將一天劃分為高峰、平段、低谷等時段，分別進行計價。實行分時電價能夠引導電力用戶優化調整用電負荷，削峰填谷，從而促進新能源消納，以及保障電力系統穩定運行。以國網江蘇電力公司《關于2023 年1 月代理購電工商業用戶電價的公告》為例，分時電價的適用范圍為大工業用戶和一般工商業及其他用電用戶。其中，依電壓等級不同，大工業用電和一般工商業的電度用電價格分別分為 5 檔和 4 檔。而電度用電價格=代理購電價格+電度輸配電價+政府性基金及附加，電壓等級越高，輸配電價越低。電度用電價格同時也是各電壓等級工商業用戶的平時段電價，高峰時段、低谷時段則分別在平時段電價上浮、下浮一定比例形成。

仍以江蘇省為例，根據《省發展改革委關于進一步完分電價機制有關事項的通知》，該省時段劃分為：高峰時段 8:00-11:00、17:00-22:00；平時段 11:00-17:00、22:00-24:00；低谷時段 0:00-8:00。浮動比例為：大工業用電高峰、低谷分別在平段電價上浮、下浮 71.96%、58.15%；普通工業用電高峰、低谷電價分別在平段電價上浮、下浮 67.19%、54.82%。此外，在日最低氣溫達到或低于-3℃時，對 315kVA 及以上的大工業用電執行冬季尖峰電價機制，在 9:00-11:00 和 18:00-20:00 的電價在峰段電價基礎上再上浮20%。

以 1-10kV 大工業用電為例，執行尖峰電價時 0-24 點依次為低谷、高峰、尖峰、平段、高峰、尖峰、高峰、平段、低谷。可采用一充一放，或兩充兩放的峰谷套利策略，具體為：（1）一充一放，即 0-8 點低谷時段充電，在 8-11 點高峰時段（或 9-11 點尖峰時段）放電，利用了峰谷（或尖谷）價差，分別為 0.8581 元/kWh（峰谷價差）或 1.0849 元/kWh（尖谷價差）（2）兩充兩放，除了上述一充一放外，再在 11-17 點平時段充電，然后在17-22 點高峰時段（或18-20點尖峰時段）放電，可利用 0.4746 元/kWh 的峰平價差，或 0.7014 元/kWh 的尖平價差。

工商業儲能發展的有利因素：需求側響應和補貼政策

（1）需求側響應：可類比獨立儲能電站的調峰補償收益。

需求側響應是是通過市場化激勵機制，引導電力客戶在約定時間內短時優化用電負荷，有效實現削峰填谷，緩解電力供需矛盾，增強電力應急調節能力的行為。參與需求側響應的用戶能按照政策規定和約定的響應方式獲取額外補貼。從補償方式看，有的省份按照固定式補償，有的省份已開始采取電力、電量、容量競價等市場化方式。目前，在電力現貨市場全面開放的大背景下，2022 年以來天津、廣東、重慶、福建、山東、寧夏等十余個省市相繼公布了電力需求響應工作方案。

廣東省補貼額較高，日前邀約可達 3.5 元/kWh，可終端負荷可達 5 元/kWh，且可組成虛擬電廠集群響應。從資金來源看，廣東省需求側響應資金來源包括電力用戶分攤、現貨市場發電側考核及返還費用等資金。其中占大部分的日前需求響應邀約交易和可中斷負荷交易收益由全省電力用戶按月度實際用電量比例分攤。由于負荷高峰期實施需求側響應能夠削減負荷峰值，保障電網安全，其好處由全體電力用戶共同享受，因此需求側響應資金由全體電力用戶分攤體現了“誰受益、誰出資”的精神。

（2）儲能補貼：個別地方政府有少量補貼，規模通常不大

與光伏、風電等新能源不同，補貼不是國內儲能政策工具箱中的常規選項，從一開始我國更多的是通過機制創新來促進儲能發展，而不是讓儲能依賴補貼生存。但在地市、區縣級政府，仍有少量地區存在儲能補貼政策。

廣東、江蘇、浙江是儲能補貼政策較多的省份，但目前為止出臺政策的層級多為區縣級，通常為經濟開發區、高新區為鼓勵分布式光伏開發而設的附屬政策。主流的補貼方式分按放電量補貼每度電和按裝機容量補貼初裝費用兩種，但通常設置補貼額度上限，多為百萬元量級。因此，補貼不是工商業儲能發展的主要刺激因素，不過若當地有政策支持，補貼仍可顯著提高工商業儲能項目經濟性。

其他盈利模式：動態增容、自發自用，以及保障供電

（1）動態增容：削減最大需量可減少基本電費

工商業企業繳納電費組成一般為：基本電費+電度電費+力調電費+附加費。其中電度電費按實際所用電量繳納，價格按分時電價收取。力調電費與用戶的功率因數有關，一般要求功率因數cosφ>0.9，否則將被收取一定費用。附加費通常為一個固定值，與技術手段無關。基本電費是反映用戶用電容量的費用，一般有兩種收取方式，一種為容量計費，另一種為需量計費。除繳納電量電費外，往往還要視用電容量繳納容量電費，容量電費以用戶裝設變壓器（kVA）容量收取，需量計費則以用戶當月最高用電負荷（kW）收取。配置儲能后，容量電費不變，但需量電費由于高峰負荷降低、變壓器負荷率降低而減少。若用戶此前采用容量計費法比需量計費法經濟，則配置儲能后可以削減用戶的高峰負荷，從而可以換用需量計費法（在有效負荷較低時更經濟）。若用戶此前已采用需量計費法，則配置儲能直接減少高峰負荷，從而減少了基本電費。

假設某地區容量計費單價為 24 元/kVA/月，需量單價為 31 元/kW/月，若一座工廠裝設有1000kVA的變壓器，負荷率為 80%，則按容量計費時，基本電費為 1000×24=24000 元/月，按需量計費時，基本電費為1000×80%×31=24800 元/月，此時采用容量計費法更加經濟。若配置 200kW×2h 的儲能，實際負荷削減200kW，負荷率降低到 60%，此時容量計費法仍為 24000 元/月，而需量計費法則降低到600×31=18600元/ 月，此時采用需量計費法更加經濟。

（2）自發自用：分布式光伏配儲成為趨勢，自發自用提高經濟性

自從 2021 年 11 月山東省棗莊市印發《棗莊市分布式光伏建設規范（試行）》要求分布式光伏配儲以來，分布式配儲政策也蔚然成風，據不完全統計，目前共有江蘇昆山、浙江諸暨、江蘇蘇州、山東棗莊以及河北等5 地對分布式光伏配建儲能設施提出了明確要求。

在分布式光伏消納有壓力時，配置儲能可消納這部分電量，或供工商業企業自己使用，以提升“光伏+儲能”收益率。

（3）保障供電、提升電能質量

工商業配儲還可以提升電能質量，并在供電不穩定時防止停電，2020、2021 年我國用電緊張，多地不得不開展有序用電，工商業用電首當其沖。但在我國，由于電網基建等問題引起的停電發生概率較低，停電多為主動安排有序用電引起，停電時間通常在一天左右，這種情況下，配儲用以保障生產意義不大（因為儲能需配置足夠一天使用的時長）。隨著直流充電樁等大功率快速充電樁的普及，充電時對電網的擾動增大，預計充（換）電站將帶來較大的儲能需求。

2.2 發電、用電逐步入市，峰谷價差拉大是電價市場化的反映

用電端：政策直接拉大峰谷價差

2021 年 8 月國家發改委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093 號）。文件最重要的內容是確定了拉大峰谷價差的政策方向。文中規定，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過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。此外，建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%。還強調科學劃分峰谷時段等。

1093 號文成為工商業儲能啟動的序幕，此前雖也有分時電價政策，但執行力度不夠，且峰谷價差達不到足夠水平。該文印發后，各省紛紛推出各自的分時電價政策。

發電端：煤電全部入市，上網電價浮動范圍拉大到±20%

緊接分時電價政策，2021 年 10 月國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439 號），明確燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，并且規定將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。

上網電價的浮動范圍拉大為用戶電價的浮動范圍拉大提供了基礎。

電網端：代理購電成為全面市場化的序幕，代理購電價是觀察工商業電價水平的窗口

1439 號文是電力全面市場化的先聲，為銜接尚未入市的發、用電量（主要是用電量），文中提出推動工商業用戶都進入市場，對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。

目前，電力用戶參與市場大致有三種途徑：直接參與交易、售電公司代理以及由電網企業代理購電。在市場化推進的過程中，代理購電是目前大多數工商業用戶參與電力市場的方式。電網企業按月對代理用戶的用電量進行預測，并在市場中按照市場交易價格采購電量，進而形成平均上網電價，因此電網企業代理購電價是由市場決定的，而代理購電價則可用來觀察大多數工商業用戶的電價情況。

從電量方面來看，據北極星電力網統計，2022 年，全國工商業代理購電量 6753.21 億千瓦時，其中優先上網電量 3342.78 億千瓦時，市場化采購電量 3309.77 億千瓦時，各占總代理購電量的50%。其中以廣東、山東、江蘇、浙江四省工商業代理購電量最多，顯著超過其他各省，因此也是工商業用電量大、電價市場化程度高的省份。

執行代理購電的工商業用戶，按代理購電用戶電價疊加分時電價、容（需）量電價等價格之后支付電費。其中，代理購電用戶電價=（代理購電價格+輸配電價+政府性基金及附加）。

各省電網公司每月初公布當月代理購電價，其中主要是代理購電價格會隨著市場情況波動，運行一年來，各省代理購電價格均有不同程度上漲。

有數據統計的 33 省（區）中，共計 24 個省（區）出現上漲，其中湖南上漲幅度最大，達到31.2%，其次為山西、重慶、貴州、廣西等，平均漲幅約 10.3%。共計 9 個省（區）代理購電價下降或持平。而代理購電價是峰谷電價浮動的基準，代理購電價的上漲會導致峰谷電價差的拉大。

工商業用電全面入市，電力市場化提速

2023 年 1 月 10 日，國家發改委印發《關于進一步做好電網企業代理購電的通知》，文中提出：鼓勵支持10 千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。優化代理購電市場化采購方式，完善集中競價交易和掛牌交易制度，規范掛牌交易價格形成機制。電網企業代理購電作為工商業用戶全面參與市場交易前的過渡措施，將逐漸退出歷史舞臺。

2.3 峰谷價差分析：浮動范圍擴大、時段劃分增加、電價組成更加復雜

各省峰谷價差拉大，達到 0.7 元/kWh 經濟性閾值的省份越來越多

各省電網公司每月初公布的代理購電價包含平段電價以及峰、谷電價，因此可以方便地觀察各省峰谷價差變化情況。根據 2023 年 6 月各省公布的電網代理購電價情況，全國峰谷價差最大的省（區）為廣東，價差高達 1.347 元/kWh。約有 14 個省（區）的最高電價差高于 0.7 元/kWh。

平均來看，據 CNESA 統計，2022 年各省全國代購電價（一般工商業）中，全年平均峰谷價差排名前三的省份為廣東（1.259 元/kWh，珠三角五市）、海南（1.070 元/kWh）、浙江（0.978 元/kWh）。全國各省平均峰谷價差為 0.704 元/kWh，有 16 個地區全年最大峰谷價差高于 0.7 元/kWh。

動態來看，各省的峰谷價差變化趨勢可分為兩種。第一種，以廣東、浙江、湖北省等為例，最大峰谷價差基本處于 0.8 元/kWh 的高位，2022 年全年電價差并未出現明顯的增長趨勢。第二種，以河南、安徽、黑龍江、廣西等地為例，電價差出現一定程度的擴大，由年初 0.7 元/kWh 的電價差，提升至年底0.9 元/kWh 左右。整體來看，最大電價差超過 0.7 元/kWh 的地區增多。

分時電度用電價格由代理購電價格乘以峰谷浮動范圍形成，因此代理購電價格基數的上漲、浮動系統的增大，都有助于峰谷價差的拉大。

電價劃分時段增多，允許一天內多次充放套利

1093 號文提出建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%，并可以參照尖峰電價機制建立深谷電價機制。因此分時電價曲線可存在 5 種價格水平：平段、高峰、低谷、尖峰、深谷。尖峰、深谷分別在高峰、低谷的電價基礎上上浮或下降。若一天中設置多個峰段、谷段，配合尖峰、深谷電價，有可能一天中實現多個峰-谷充放電循環，從而提高經濟性。目前大多數省份支持“凌晨充、上午放；午間充、下午放”，每日兩充兩放的運行策略，多次充放套利客觀上也有利于減小電網尖峰、低谷時的調峰壓力。

根據目前各省峰谷電價曲線情況，實施的套利策略主要可分為三種：一充一放、兩充兩放（一個峰谷差一個峰平差）、兩充兩放（兩個完整的峰谷差）。

（1）一充一放

以山東省為例，2022 年 11 月上東省發改委發布《關于工商業分時電價政策有關事項的通知》，將原有峰谷上下浮動 50%的比例，調整至高峰低谷上下浮動 70%，尖峰時段上浮 100%，深谷時段下浮90%（代理購電價格和容量補償電價參與浮動，輸配電價、政府性基金及附加、損益電價等不參與浮動）。根據11 月30日山東省電力公司發布《關于 2023 年工商業分時電價公告》，冬季（12 月、1 月）峰谷時段劃分為：谷時段為10:00 至 16:00，其中深谷時段為 12:00 至 14:00；峰時段為 16:00 至 22:00，尖峰時段為16:00 至19:00，其余為平時段。由于一天中只有一個峰時段（包括尖峰時段）、一個谷時段（包括深谷時段），因此盡管山東尖峰深谷價差可達 4.86:1（35kV 兩部制情況下），但一天內只能進行一個充放電循環。

值得注意的是，2022 年 12 月國家發改委、能源局發布《關于做好 2023 年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》指出交易時段數量由 3—5 段增加至 5 段以上，由此表明，在未來的日度電價曲線中可能會出現多個高峰低谷，更有利于通過峰谷價差套利獲取收益。

（2）兩充兩放

根據時段劃分設置，又可分為每天利用一個峰谷差、一個峰平差，和每天利用兩個峰谷差兩種模式。以廣東為例，0:00-8:00 為谷段、8:00-10:00 為平段、10:00-12:00 為峰段（7-9 月 11:00-12:00 為尖峰段）、12:00-14:00 為平段、14:00-19:00 為峰段（其中 7-9 月份 15:00-17:00 為尖峰段）、19:00-24:00 為平段。一天可進行兩充兩放，策略為凌晨充電、上午峰段放電，利用了一個峰谷差；中午充電、下午峰段放電，利用了一個峰平差。大多數省份均為如此設置。

第二種以浙江等地區為代表， 2021 年 9 月浙江省發改委發布《關于進一步完善我省分時電價政策有關事項的通知》，明確對全年大工業電價峰谷時段進行調整，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。每日也可進行兩充兩放，充放電策略與廣東相似，不同之處是浙江午間為谷段而非平段，因此浙江每天可以利用兩個完整的峰谷差，經濟效益更加出色。

輔助服務、容量電價進入浮動范圍，進一步拉大峰谷差

2022 年 11 月底，山東省發改委發布《關于工商業分時電價政策有關事項的通知》，對工商業分時電價進一步完善。《通知》指出：（1）明確執行范圍：2023 年峰谷分時電價上下浮動的基準調整為，容量補償電價和代理購電價格，而配電價、政府性基金及附加、代理購電損益分攤標準、保障性電量新增損益分攤標準等并不納入浮動基準。（2）明確浮動比例：高峰時段上浮 70%、低谷時段下浮 70%、尖峰時段上浮100%、深谷時段下浮 90%。

山東首創工商業容量電價（征收標準 0.0991 元/kWh），并進入浮動范圍，有利于進一步拉大峰谷價差。全國大部分省份的電價浮動范圍基準為代理購電價格，或代理購電價+輸配電價。而江、浙、滬等省則是平段電價為基準全部參與浮動（即代理購電價、輸配電價、政府性基金及附加均上下同比例浮動），加之三地峰谷系數設置較大，直接帶來了較大的峰谷價差。

2.4 橫向對比：工商業電價/居民電價之比中國遠高于歐美國家，工商業儲能在中國有更好的發展基礎

各國工商業電價對比：中國電價不屬于低價之列

中國：以廣東省（珠三角五市）為例，2023 年 6 月工商業（不滿 1kV）單一制尖峰電價1.7196 元/kWh，低谷電價 0.3302 元/kWh，峰谷價差達到 1.3894 元/kWh。據統計，全國 2022 年工商業平均峰谷價差已達0.704 元/kWh。美國：據美國能源署統計，截至 2022 年 10 月，工業平均電價為 0.57 元/kWh，商業平均電價為0.840元/kWh。歐洲：據歐洲統計局統計，2022 年上半年，歐洲 27 國非居民用戶平均電價為1.612 元/kWh. 根據國家電網對 2019 年世界各國工商業電價統計，36 個重點國家的工業平均電價為0.892 元/kWh。中國工商業電價為 0.635 元，與平均電價相差 0.257 元/kWh，位居中下游。歐洲電價處于高位，美國則以0.472元/kWh 的超低電價位居榜尾。相比之下，中國居民電價為 0.542 元/kWh，與 36 國平均電價1.338 元/kWh價差高達 0.796 元/kWh。由此可見，與居民用電極低的電價相比，中國工商業電價在國際上不屬于低價之列。

中國工商業電價高于居民電價，歐美則相反

美國：居民電價顯著高于工業和商業電價。居民電價最高，約 0.92-1.10 元/kWh。商業電價其次，介于0.76-0.91 元/kWh。工業電價最低 0.49-0.64 元/kWh。

歐洲：居民電價顯著高于非居民電價。2022 年由于受到俄烏沖突的影響，歐洲電價顯著增長。居民電價在 1.515-1.833 元/kWh 之間；非居民電價在 1.01-1.612 之間。2022H1 環比高漲 0.35 元/kWh。

中國：以工業/居民電價之比為參考。2019 年，35 個經濟合作與發展組織的國家的工業電價平均為居民電價的 0.65 倍。相比之下，我國工業/居民比價為 1.17 倍，在 36 個國家中位居第二位。

3.1 合同能源管理是工商業儲能常見的開發模式

合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是指服務商與客戶簽訂服務合同，提供項目融資、項目設計、設備采購、工程施工、設備調試等一整套業務服務，并從客戶通過節能改造后的效益中收回投資以及獲取利潤。合同能源管理業務開展方式主要包括簽約、項目實施、投運經營三個階段。最典型的方式是投資方提供資金，業主方提供場地，項目建成后所獲收益在投資方和業主方之間分成，通常為9:1，投資方拿走大部分，業主方雖不出資，但因提供場地，可分得小部分收益。

在合同能源管理模式中，投資方和業主方是分開的。對投資方：資產由投資方持有，同時承擔全部的風險（業主經營風險、設備維護費用等）和大部分收益，通常 90%的收益歸投資方所有。若發生業主破產倒閉經營無法繼續，或項目收益不及測算的風險，也都由投資方承擔；對業主方：并不持有資產，也不承擔風險，但通過提供場地能獲取少部分收益，通常分得 10%的收益。對建設方：投資方通常將設備集成調試、工程勘察建設等工作委托給專門的 EPC 總包公司，后者主要通過控制工程建設和供應鏈成本等實現盈利。對設備方：主要是銷售產品，有時也會配合出集成方案，甚至參與部分投資。

由于工商業儲能項目安裝、調試、運營需要在企業園區內部進行，但項目專業性較高，業主方通常不具備相應專業人員，且主業往往和儲能無關，若自行投資建設，項目難以通過內部審批。因此將項目交由專業的能源投資集團進行投資開發是常見的做法。目前，在廣東、浙江等地區，隨著峰谷價差的拉大，項目收益率提高，業主自投自建工商業儲能項目可獲得 100%的收益，自行投資正變得越來越有吸引力。

3.2 收益測算：兩充兩放顯著高于一充一放，峰谷價差影響程度高于單位造價

下面對一個裝機容量 10MWh 的工商業儲能項目進行收益測算，假設業主方變壓器容量有足夠的余量供儲能電站充電（即無需擴建變壓器），負荷側也有能力完全消納儲能電站的放電量（即放電量不上網，且高峰/尖峰時段套利時負荷水平足夠）。儲能電站采用 0.5C 倍率電池，全年預計運行 330 天，電站設計壽命15年，期間電池循環壽命達到 5000 次時更換一次電池。此外，充電需要增加約 4 萬元/月的需量電費，采用合同能源管理模式時由投資方承擔，峰谷套利收益在業主方與投資方之間以 1:9 的比例分成。

一充一放：可行域較窄，要求較高的峰谷價差和較低的單位投資

假設 330 天運行日中，有 120 天（冬季、夏季）執行尖峰電價，尖峰電價通常較高峰電價上浮20%-25%，為計算方便，考慮執行尖峰電價時峰谷價差統一上升 25%（價差需減去谷電價格基數，因此上浮比例高于尖峰電價較高峰電價的上浮比例）。計算資本金 IRR 對項目單位投資（元/Wh）和峰谷價差（元/kWh，尖谷價差增大 25%）的敏感度。

可見在一充一放模式下，對項目的單位造價，項目所在地的峰谷價差均有較高要求，以資本金IRR≥10%作為項目可行性的條件，要求峰谷價差至少需達到 1 元/kWh，同時項目單位造價不能超過1.8 元/Wh，最好低于 1.5 元/Wh。

可見業主自投收益更高，以單位造價 1.5 元/Wh、峰谷價差 1 元/kWh 為例，采用合同能源管理模式資本金 IRR 為 6.27%，不具備可行性，而采用業主自投模式，資本金 IRR 可達 10.00%，高出3.73 個百分點，具備可行性。

兩充兩放：可行域大大拓展，大部分省區均具備項目條件

在一天中有峰、平、谷等多個時段的地區，采用兩充兩放的充放電策略能夠利用更多的峰谷差，大大提高收益，根據各省電價曲線實際情況，又可分為兩種，第一種即利用一個峰（尖）谷差和一個峰（尖）平差，廣東、江蘇、河南等大多數省份可使用這種模式。其中，執行尖峰電價的月份（夏、冬季）每天利用一個尖谷價差、一個尖平價差；其他月份每天利用一個峰谷價差、一個峰平價差。執行兩充兩放時，需要在第七年更換一次電池，成本可設為總成本的 60%。

（1）午間為平段，一天中利用一個峰（尖）谷差和一個峰（尖）平差

為簡化計算，仍假設尖谷價差是峰谷價差的 130%，而假設尖平價差是峰谷價差的80%，峰平價差是峰谷差的 55%。

采用業主自投模式時，資本金 IRR 進一步升高，同樣 1.5 元/Wh 的單位造價、1 元/kWh 的峰谷價差下，資本金 IRR 可達 20.02%。

（2）午間為谷段，一天中利用兩個峰（尖）谷差

此時夏季（或執行尖峰電價的月份）一天中可利用兩個尖谷差，其他月份一天中可利用兩個峰谷差。采用合同能源管理模式時。

浙江等省由于峰谷價差較大，且午間、凌晨均設置為低谷段，每天允許利用完整的2 個峰谷差，因此工商業儲能經濟性較好，在這種情況下，1.5 元 /Wh 單位造價，1 元/kWh 峰谷價差可做到36.85%的資本金IRR。

業主自投模式下收益率更高，峰谷價差門檻不斷降低，同樣 1.5 元/Wh 造價下，1 元/kWh 的峰谷價差資本金 IRR 可達 49.33%。結論：（1）峰谷價差和單位投資均影響工商業儲能項目收益率，其中對峰谷價差更加敏感。（2）業主自投收益率較合同能源管理模式更高，若業主有足夠的資金優先推薦自投。（3）采用合同能源管理模式時，若項目單位投資額為 1.5 元/Wh，IRR 門檻為10%，則一充一放時峰谷價差的可行性閾值大于 1.1 元/kWh，兩充兩放（利用 1 個峰谷差、1 個峰平差）時閾值約為1 元/kWh，兩充兩放（利用 2 個峰谷差）時閾值小于 0.8 元/Wh。（4）IRR 對峰谷價差較單位造價更加敏感。

3.3 需求測算：國內空間大于國外，總需求2023-2025 達到10.01、29.70、65.87GWh

測算工商業儲能裝機量的方法為，首先拆分工商業總用電量，結合利用小時數計算出工商業總負荷，進而假設合理的儲能滲透率計算出儲能總功率（累計值），乘以平均時長后得到儲能總裝機（累計值），并逐年作差得到每年新增裝機量。假設，至 2025 年中國用電量以年均 2.18%增長率增長，在工商業用電占比83%相對穩定的條件下，工商業耗電量同樣呈現逐年增長的趨勢。至 2025 年，工商業總耗電量可達66189 億千瓦時，工商業總功率達到 1178GW，合理假設該年儲能累計滲透率為 2.4%，平均時長 2.6h，累計裝機達到73.52GWh。逐年作差得出 2023-2025 年工商業儲能新增裝機量分別為 6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh，2022-2025年化增速達到 201%。至 2030 年，中國工商業總耗電量 73074 億千瓦時，總功率達 1301GW，儲能滲透率為8%，平均時長 2.9h，累計裝機達到 302GWh，2030 年國內工商業儲能新增容量可達 129.73GWh。

合理假設 2060 年國內工商業儲能累計滲透率終局約為 35%（功率占比），累計裝機達到3TWh 量級，而預計 2023 年新增裝機 6.27GWh，考慮平均時長 2.5h，則對應功率約為 2.51GW，除以當年工商業總負荷約1250GW，新增滲透率僅約 0.2%，累計滲透率約 0.4%，與終局 35%左右的滲透率相差懸殊，空間巨大。

海外工商業儲能在分布式光伏裝機高增情況下，同樣表現出一定的增長趨勢。根據測算，預計2023-2025年，海外工商業儲能的裝機量將達到 3.74GWh、8.80GWh、24.11GWh，增速分別達到98.8%、135.7%、173.9%。2022 年海外儲能總量的高增，主要源于戶儲和表前儲能的快速增長。2023 年開始預計海外工商業儲能將表現出良好的增長趨勢，但總量方面仍不及國內，主要原因是國外工商業電價低于居民電價，吸引力較戶儲為低。

4.1 工商業儲能系統一體化建設程度高

發電需求差異使工商業儲能的系統架構區別于大型儲能電站。工商業儲能的主要負荷是滿足工商業自身內部的電力需求，實現光伏發電最大化自發自用或者通過峰谷價差套利。因此，與大型儲能電站的PCS和電池獨立建設不同，工商業儲能多為一體化建造，采用一體柜，對系統控制和 EMS 功能性管理的要求低于儲能電站。

光儲系統根據能量匯集點的不同，分為直流耦合、交流耦合兩類拓撲結構。按此耦合方式分類，對應的工商業儲能系統架構主要有兩種：1）采用 PCS 的交流耦合型；2）采用光儲一體機的直流耦合型。交流耦合系統與儲能電站的系統配置類似，但相對用量較小，系統功能也更為簡單，其中的光伏系統和儲能系統并聯，靈活性較高，適用于已安裝工商業光伏的存量市場。直流耦合系統通過光儲一體機將光伏逆變器和雙向變流器整合在一起，相比交流耦合系統具有高度集成化、軟性成本低的特點，50-100kW 的光儲一體機已逐漸成為中小工商業儲能系統的選擇。

電池和 PCS 是工商業儲能系統的核心

從結構拆分來看，工商業儲能系統的配置與大型儲能系統都包括蓄電池系統、電池管理系統（BMS）、儲能變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能源管理系統（EMS）、消防和溫控系統等，系統均進行模塊化設計，實現電壓、容量靈活配置。

電池和 PCS 是工商業儲能系統中成本占比最高的兩個環節。根據我們調研和測算，儲能電池約占儲能系統成本的 65%；儲能變流器 PCS 約占系統成本 20%；消防和溫控系統主要負責控制和保護電池溫度狀態的均衡，占比約 7%；電池管理系統 BMS 約占成本的 4%，能量管理系統 EMS 是系統的“大腦”，負責數據采集、監控和能量調度。根據行業調研，工業儲能系統單位售價約 1.6-2 元/Wh，總成本約1.3-1.7 元/Wh。

看好工商業儲能市場，各廠商紛紛布局

在剛剛結束的儲能國際峰會暨展覽會（ESIE2023）中，儲能系統、儲能 PCS、儲能電芯等各類儲能設備廠商大多推出了自己的工商業儲能系統，并對工商業儲能市場紛紛表示看好。不完全統計共有十余家廠商，數十種工商業儲能產品，容量多為 200-300kWh，可選擇帶或不帶 PCS、風冷或液冷方案、全氟己酮/七氟丙烷/ 氣溶膠消防系統等，安裝形式多為儲能柜，亦有集裝箱形式等。BMS、冷卻等環節也有廠商推出專門適用于工商業儲能的產品。

5.1 投資圖譜及彈性測算

工商業儲能產業鏈可以分為產品制造與工程實施、投資運營兩個方面，前者又可按上、中、下游分為儲能柜零部件加工、關鍵設備制造，以及工程建設三個環節。另外，與電站級大儲能不同的是，由于工商業儲能項目體量較小，投資收益較高，吸引了很多民營資本介入投資運營，因此投資運營商也是工商業儲能的潛在投資方向。

各個環節均具備盈利能力和一定的投資價值，其中 PCS、儲能柜、電芯環節單位凈利較高，投資運營端與持有資產成正比，盈利較穩定。