可觀的IRR彈性將激發(fā)中國“中儲能”需求倍增

行業(yè)深度報告目錄核心觀點 1一、工商業(yè)儲能：用戶側(cè)儲能的重要組成部分 1工商業(yè)儲能是指在工業(yè)或商業(yè)終端使用的儲能系統(tǒng) 1國內(nèi)外裝機(jī)現(xiàn)狀：國外用戶側(cè)以戶用為主，國內(nèi)為工商業(yè)的天下 1中國：用戶側(cè)場景絕大多數(shù)為工商業(yè)儲能 1美國：規(guī)模保持相對穩(wěn)定 2歐洲：工商業(yè)增速不俗，絕對量相比戶用仍屬小眾 3如何觀察工商業(yè)儲能需求？備案比招標(biāo)更加合適 4統(tǒng)計分析：工業(yè)園區(qū)占國內(nèi)用戶側(cè)絕對主流、業(yè)主自投成為趨勢、項目規(guī)模通常小于10MWh 5應(yīng)用場景：工業(yè)工廠配儲為主 5投資方類型：業(yè)主自投項目數(shù)量為主 5規(guī)模分布：多數(shù)項目低于2MW 7單位造價：集中在1.75-2元/Wh 8二、根本驅(qū)動：電價市場化促使峰谷價差不斷拉大 9工商業(yè)儲能的盈利模式——以峰谷套利為主 9分時電價的存在使得峰谷套利成為可能 9工商業(yè)儲能發(fā)展的有利因素：需求側(cè)響應(yīng)和補貼政策 10其他盈利模式：動態(tài)增容、自發(fā)自用，以及保障供電 12發(fā)電、用電逐步入市，峰谷價差拉大是電價市場化的反映 14用電端：政策直接拉大峰谷價差 14發(fā)電端：煤電全部入市，上網(wǎng)電價浮動范圍拉大到±20% 14電網(wǎng)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(yè)電價水平的窗口 15工商業(yè)用電全面入市，電力市場化提速 17峰谷價差分析：浮動范圍擴(kuò)大、時段劃分增加、電價組成更加復(fù)雜 17各省峰谷價差拉大，達(dá)到0.7元/kWh經(jīng)濟(jì)性閾值的省份越來越多 17電價劃分時段增多，允許一天內(nèi)多次充放套利 19輔助服務(wù)、容量電價進(jìn)入浮動范圍，進(jìn)一步拉大峰谷差 21橫向?qū)Ρ龋汗ど虡I(yè)電價/居民電價之比中國遠(yuǎn)高于歐美國家，工商業(yè)儲能在中國有更好的發(fā)展基礎(chǔ).....................................................................................................................................................................................22各國工商業(yè)電價對比：中國電價不屬于低價之列 23中國工商業(yè)電價高于居民電價，歐美則相反 23三、收益與空間測算：自投收益高于合同能源管理、工商業(yè)儲能空間巨大 25合同能源管理是工商業(yè)儲能常見的開發(fā)模式 25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 26一充一放：可行域較窄，要求較高的峰谷價差和較低的單位投資 27兩充兩放：可行域大大拓展，大部分省區(qū)均具備項目條件 283.3需求測算：國內(nèi)空間大于國外，總需求2023-2025達(dá)到10.01、29.70、65.87GWh 31四、工商業(yè)儲能產(chǎn)品：系統(tǒng)、PCS、電池廠商進(jìn)入，長板優(yōu)勢盡顯 34工商業(yè)儲能系統(tǒng)一體化建設(shè)程度高 34電池和PCS是工商業(yè)儲能系統(tǒng)的核心 35看好工商業(yè)儲能市場，各廠商紛紛布局 36儲能系統(tǒng)：黑馬頻出，老牌集成廠商陸續(xù)跟進(jìn) 38奇點能源：創(chuàng)新性推出一體機(jī)產(chǎn)品，成為儲能新晉領(lǐng)跑品牌 39陽光電源：品牌力最強，單體容量大，具備電池技術(shù)先發(fā)優(yōu)勢 40阿詩特能源：專注一體化儲能解決方案，提供多規(guī)格可選產(chǎn)品 41PCS：聚焦適配性、安全性和智能化，逆變器產(chǎn)品各具特色 42行業(yè)深度報告上能電氣：具備產(chǎn)業(yè)鏈自產(chǎn)優(yōu)勢，電池適配友好、保護(hù)措施完善 42固德威：針對工商業(yè)儲能場景，交流耦合、混合型儲能逆變器兼可選 43盛弘股份：深耕儲能逆變器，產(chǎn)品類型齊全，支持多種充放電策略 44古瑞瓦特：高安全防護(hù)等級，產(chǎn)品兼容性強、智能性高 46儲能電池：工商業(yè)首選磷酸鐵鋰，安全、壽命、效率是主要競爭力 47寧德時代：專注電芯技術(shù)升級，主打超長循環(huán)壽命 47比亞迪：電池柜適配范圍受限，動力電池優(yōu)勢擴(kuò)展至儲能 48億緯鋰能：產(chǎn)品形式為電池簇，適應(yīng)風(fēng)冷、液冷兩種系統(tǒng) 48海辰儲能：儲能電池產(chǎn)品鏈全覆蓋，標(biāo)準(zhǔn)化程度高，配置大容量電芯 49五、投資建議 51投資圖譜及彈性測算 51盛弘股份：中等規(guī)模模塊化逆變器路線適合工商業(yè)儲能，國內(nèi)海外齊發(fā)力 52上能電氣：發(fā)力大儲、覆蓋中儲、鞏固光伏，光儲龍頭再出發(fā) 52科士達(dá)：對接上下游優(yōu)勢明顯，戶儲中儲大儲全覆蓋 53祥鑫科技：綁定寧德時代乘上儲能風(fēng)口，電池柜加工助力公司騰飛 54蘇文電能：拓展工商業(yè)儲能建設(shè)，EPCO一條龍再添版圖 54芯能科技：民營分布式光伏投資主力，圍繞主業(yè)推進(jìn)工商業(yè)儲能運營服務(wù) 54六、風(fēng)險提示 56圖表目錄

行業(yè)深度報告圖表1：儲能裝機(jī)空間可從兩種本質(zhì)驅(qū)動衍生為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè) 1圖表2：海寧10MW/20MWh用戶側(cè)儲能項目現(xiàn)場圖 1圖表3：海寧10MW/20MWh用戶側(cè)儲能柜內(nèi)部圖 1圖表4：中國用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)（MW）及增速 2圖表5：中國用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)占比（%） 2圖表6：2022年Q3中國用戶側(cè)儲能占15%，大部分為工業(yè)、產(chǎn)業(yè)園等 2圖表7：2023年Q1并網(wǎng)儲能大多為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)，用戶側(cè)僅占1%，其中85%為工業(yè) 2圖表8：美國2022各季度工商業(yè)儲能裝機(jī)在60-130MWh之間 3圖表9：美國工商業(yè)儲能相關(guān)政策 3表0：洲商儲新裝（Wh整保增趨勢 4圖表工商業(yè)項目整體流程，交付需要4-6個月，同步還需開展備案 4圖表12：備案制與招標(biāo)制的區(qū)別——備案制下“價低者得”不再是主流 5圖表13：2021年中國儲能用戶側(cè)以工商業(yè)、園區(qū)、換電為主 5圖表14：浙江省2022年月用戶側(cè)儲能備案項目統(tǒng)計——共26個總規(guī)模達(dá)432MWh 6圖表15：廣東省2022年用戶側(cè)儲能備案項目前十大建設(shè)單位——能源集團(tuán)占多數(shù) 7圖表16：2022年廣東省工商業(yè)項目規(guī)模分布（單位：MW） 8圖表17：2022年廣東省工商業(yè)項目單價分布（單位：元/Wh） 8圖表18：江蘇省2023年1月分時電價，峰谷價差普遍在0.8元/kWh以上 9圖表19：江蘇省分時電價存在尖峰、高峰、平段、低谷四個價格水平 10圖表20：兩充兩放模式可以利用一個峰谷價差和一個峰平價差 10圖表21：推出需求側(cè)響應(yīng)政策的省份已超過15個，其中廣東省補償最多可達(dá)5元/kWh 圖表22：2022年部分儲能補貼政策，多以區(qū)縣級地方政府為主 12圖表23：工商業(yè)用戶基本電費與需用容量有關(guān)，配置儲能（200kW×2h）可降低需用容量 13圖表24：分布式光伏配儲要求——部分與補貼掛鉤 13圖表25：工商業(yè)儲能收益模式一覽表——峰谷套利仍為最主要的模式 14圖表26：分時電價政策要點：目的是通過價格機(jī)制引導(dǎo)電力消費 14圖表27：煤電浮動范圍達(dá)到20%，高耗能企業(yè)不受上浮20%限制 15圖表28：代理購電適用于未直接參與市場交易的電力用戶 15圖表29：2022年全國代理購電電量來自優(yōu)先上網(wǎng)電量和市場化采購電量 15圖表30：2022年廣東、山東、江蘇、浙江四省代理購電量最多 16圖表31：電網(wǎng)代理購電價的組成——代理購電價格+輸配電價+政府性基金及附加 16圖表32：2022年以來大多數(shù)省份的代理購電價格均有不同程度上漲，個別省份有下跌情況 17表3：03年6各區(qū)理電谷差單：元Wh最為東的.347kh 8圖表34：2022年全國電網(wǎng)代購電最大峰谷價差情況，廣東、海南、浙江位居前三。 18圖表35：廣東、浙江、湖北、吉林等價差維持高位（元/kWh） 19圖表36：安徽、黑龍江、廣西、河南等價差抬升（元/kWh） 19圖表37：多省代理購電峰谷浮動范圍之比出現(xiàn)提升 19圖表38：時段劃分若有多個高峰、低谷時段可實現(xiàn)多次充放提高經(jīng)濟(jì)性 20圖表39：2023年山東電價曲線新增深谷時段 20圖表40：2022年山東省日度電價變化——允許一充一放 20圖表41：浙江午間為谷段可利用兩個完整的峰谷價差 21圖表42：廣東可利用一個峰谷差和一個峰平差 21圖表43：山東工商業(yè)電價構(gòu)成——容量電價首次納入 21圖表44：各省參與浮動的電價組成，江浙滬等代理購電價、輸配電價、政府基金及附加均參與浮動 22圖表45：2022年中國、美國、歐洲工商業(yè)電價對比（元/kWh） 23行業(yè)深度報告圖表46：2019年部分重點國家工業(yè)電價對比（元/kWh） 23圖表47：2022年美國居民、工業(yè)、商業(yè)電價（元/kWh） 24圖表48：歐洲27國電費均價（元/kWh） 24圖表49：德國電價（元/kWh） 24圖表50：2019年36個國家“工業(yè)/居民”電價比價關(guān)系——中國工業(yè)電價顯著高于居民電價 24圖表51：合同能源管理模式主要包含簽約、項目實施、運營三個階段 25圖表52：合同能源管理模式中各方關(guān)系——投資方與業(yè)主方分開 25圖表53：合同能源管理vs業(yè)主自投自建——自投自建吸引力正在增強 26圖表54：邊界條件——收益分成比為1:9 26圖表55：10MWh工商業(yè)儲能資本金IRR測算（一充一放，合同能源管理模式）——可行域較窄 27圖表56：10MWh工商業(yè)儲能資本金IRR測算（一充一放，業(yè)主自投模式）——收益率和可行域大于合同能源管理 圖表57：10MWh工商業(yè)儲能資本金IRR測算（兩充兩放，利用一個峰（尖）谷差和一個峰（尖）平差，合同能源管理模式） 圖表58：10MWh工商業(yè)儲能資本金IRR測算（兩充兩放，利用一個峰（尖）谷差和一個峰（尖）平差，業(yè)主自投模式） 圖表59：工商業(yè)儲能資本金IRR測算（兩充兩放，利用2個峰（尖）谷差，合同能源管理模式） 29圖表60：10MWh工商業(yè)儲能資本金IRR測算（兩充兩放，利用2個峰（尖）谷差，業(yè)主自投模式）29圖表61：敏感性分析——不同模式下IRR對峰谷價差均較單位投資更加敏感 圖表62：中國、美國、歐洲工商業(yè)儲能測算表——中國2022-2025年化增速達(dá)到201% 31圖表63：中國工商業(yè)儲能增速高于電化學(xué)儲能整體增速，2023-2025年新增6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh 圖表64：海外工商業(yè)儲能空間低于國內(nèi)，2023-2025年分別新增3.74、8.80、24.11GWh 33圖表65：工商業(yè)儲能解決方案一般為分布式系統(tǒng) 34圖表66：直流耦合應(yīng)用于新增光儲系統(tǒng)，交流耦合多應(yīng)用于改造存量光伏系統(tǒng) 34圖表67：工商業(yè)儲能系統(tǒng)由電池、BMS、PCS、EMS等構(gòu)成 35圖表68：電池和PCS成本在工商業(yè)儲能系統(tǒng)中占比超過84% 35圖表69：各廠商在ESIE2023紛紛推出工商業(yè)儲能產(chǎn)品，不完全統(tǒng)計近20家廠商數(shù)十種型號 36圖表70：國內(nèi)主流集成柜供應(yīng)商多為儲能新玩家，產(chǎn)品存在差異化優(yōu)勢 38圖表71：奇點能源eBlock具有安全性、經(jīng)濟(jì)性、靈活性和智能性四大優(yōu)勢 39圖表72：eBlock172是標(biāo)準(zhǔn)化室外機(jī)柜，即插即用 39圖表73：奇點能源eBlock200實現(xiàn)電芯級精準(zhǔn)監(jiān)控 39圖表74：陽光電源PowerStack最大優(yōu)勢在于擴(kuò)容效率高，節(jié)約90%交付時間 40圖表75：陽光電源PowerStack采用多重算法，功率按需分配，系統(tǒng)循環(huán)效率提升3% 41圖表76：阿詩特能源LABEL系列產(chǎn)品規(guī)格全面 41圖表77：阿詩特能源自研EMS提升LABEL系列智能管理效率 42圖表78：上能電氣推出直流、交流儲能逆變器，并可支持與電池簇一對一精準(zhǔn)化管理 43圖表79：BTC儲能逆變器可應(yīng)用在交流耦合應(yīng)用場景 44圖表80：固德威ETC為光儲混合逆變器，支持光伏接入、電池儲能 44圖表81：盛弘30K儲能變流器體型小巧、適配多種電池 45圖表82：盛弘PWS1系列支持恒功率、恒壓、恒流多種充放電方式 45圖表83：PWG2系列光儲一體機(jī)可減小集成商集成難度，滿足光儲一體化應(yīng)用 46圖表84：古瑞瓦特WIT系列特征為高能、靈動、安全、智能 46圖表85：儲能電池柜由電芯、模組、電池箱、電池簇構(gòu)成 47圖表86：寧德時代EnerOne儲能電池柜電芯循環(huán)壽命可達(dá)12000次 47圖表87：比亞迪C130、C230電池柜即插即用，但PCS適配性有限制 48圖表88：億緯鋰能提供風(fēng)冷/液冷兩種電池柜解決方案 49圖表89：海辰儲能電池產(chǎn)品鏈豐富、標(biāo)準(zhǔn)化程度高 49行業(yè)深度報告圖表90：工商業(yè)儲能產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)公司一覽 51圖表91：設(shè)備生產(chǎn)、工程建設(shè)、投資運營企業(yè)均具備一定盈利能力 51圖表92：工商業(yè)儲能產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)公司利潤彈性 52圖表93：公司KAC系列模塊化變流器適用范圍廣 53圖表94：KESS-40H系列工商業(yè)儲能集裝箱容量2MWh 53圖表95：估值表 55行業(yè)深度報告一、工商業(yè)儲能：用戶側(cè)儲能的重要組成部分工商業(yè)儲能是指在工業(yè)或商業(yè)終端使用的儲能系統(tǒng)根據(jù)應(yīng)用場景的不同，電化學(xué)儲能可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。用戶側(cè)可細(xì)分為工商業(yè)和戶用兩個場景。根據(jù)終端用戶處于電表前后的相對位置，可分為表前、表后兩側(cè)。圖表1：儲能裝機(jī)空間可從兩種本質(zhì)驅(qū)動衍生為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)資料來源：能源局，工商業(yè)儲能是指在工業(yè)或商業(yè)終端使用的儲能系統(tǒng)。以浙江海寧10MW/20MWh用戶側(cè)儲能項目為例。2022年8月，晶科能源在海寧工業(yè)廠區(qū)建成10MW/20MWh儲能電站。儲能電站系統(tǒng)主要構(gòu)成包括：電池系統(tǒng)、儲能變流器、消防系統(tǒng)、升壓系統(tǒng)、配電系統(tǒng)、EMS系統(tǒng)等。電池系統(tǒng)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。圖表2：海寧10MW/20MWh用戶側(cè)儲能項目現(xiàn)場圖 圖表3：海寧10MW/20MWh用戶側(cè)儲能柜內(nèi)部圖資料來源：晶科能源， 資料來源：晶科能源，國內(nèi)外裝機(jī)現(xiàn)狀：國外用戶側(cè)以戶用為主，國內(nèi)為工商業(yè)的天下中國：用戶側(cè)場景絕大多數(shù)為工商業(yè)儲能根據(jù)中關(guān)村儲能聯(lián)盟《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2023》統(tǒng)計數(shù)據(jù)，從累計裝機(jī)量來看，2022年中國新型儲能累計投運項目裝機(jī)突破10GW，規(guī)模達(dá)13.1GW/27.1GWh，功率規(guī)模同比增加128%，能量規(guī)模同比增加行業(yè)深度報告141%。從新增裝機(jī)量來看，2022全年新增投運新型儲能項目規(guī)模達(dá)7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比高增200%以上，能量規(guī)模同比高增280%。中關(guān)村儲能聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，2019年起用戶側(cè)的裝機(jī)量呈現(xiàn)持續(xù)增長的趨勢，2020、2021年用戶側(cè)儲能裝機(jī)增速分別為31.1%、29.2%，2022年前三季度用戶側(cè)儲能的裝機(jī)量為149MW。據(jù)儲能與電力市場的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示2022年工商業(yè)儲能裝機(jī)占比為10%，結(jié)合中關(guān)村儲能聯(lián)盟統(tǒng)計的2022年儲能裝機(jī)數(shù)據(jù)，可以預(yù)估2022年工商業(yè)儲能裝機(jī)大致為730MW，同比增長32.7%。圖表4：中國用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)（MW）及增速 圖表5：中國用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)占比（%）資料來源：CNESA， 資料來源：CNESA，值得注意的是，2022年前三季度用戶側(cè)占比為15%，預(yù)計2022年用戶側(cè)占比為10%，用戶側(cè)裝機(jī)占比呈現(xiàn)逐年下降的趨勢，表明用戶側(cè)儲能裝機(jī)增速低于中國整體裝機(jī)增速。2023年Q1用戶側(cè)并網(wǎng)容量僅占全體并網(wǎng)容量的1%。主要原因是中國的電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)項目容量大、增速快，而用戶側(cè)儲能單個項目容量較小，因此增速和占比表現(xiàn)并不突出。此外，有相當(dāng)多工商業(yè)儲能項目由于其規(guī)模較小，未進(jìn)行公開招投標(biāo)或備案流程，因此統(tǒng)計口徑存在一定缺失。62022Q3中國用戶側(cè)儲能占15%，大部分為工業(yè)、產(chǎn)業(yè)園等

72023Q1并網(wǎng)儲能大多為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)，用戶1%85%為工業(yè)資料來源：CNESA， 資料來源：CNESA，美國：規(guī)模保持相對穩(wěn)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(yīng)用場景為表前大儲。據(jù)WoodMackenzie行業(yè)深度報告統(tǒng)計，分年度來看，2022年美國全年工商業(yè)儲能裝機(jī)量約354GWh，同比增長12%。分季度來看，2022年一季度單季度裝機(jī)達(dá)142MWh，高漲144%，創(chuàng)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(yè)增速放緩甚至出現(xiàn)負(fù)增速。2022年第二季度美國工商業(yè)儲能裝機(jī)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(yīng)鏈采購等問題，導(dǎo)致工商業(yè)儲能季度裝機(jī)的大幅下降。2022年第三季度裝機(jī)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(yè)需求尚未有明顯提升，因此2022下半年工商業(yè)增速放緩。2022年第四季度裝機(jī)量為48MW/96MWh，容量同比下降18%，環(huán)比增加78%，容量環(huán)比有所修復(fù)，主要系紐約州裝機(jī)恢復(fù)。圖表8：美國2022各季度工商業(yè)儲能裝機(jī)在60-130MWh之間資料來源：Woodmac，整體來看，美國工商業(yè)儲能政策驅(qū)動性強，隨著美國聯(lián)邦政府以及州政府儲能相關(guān)利好政策（例如：ITC等）的推進(jìn)，工商業(yè)儲能將整體保持增長趨勢。圖表9：美國工商業(yè)儲能相關(guān)政策法案名稱儲能相關(guān)部分降低通脹法案（IRA）2022年8月《降低通脹法案》對ITC政策進(jìn)行延長和修訂。（1）新能源配儲可以享受ITC延長和高比例的稅收抵免（30%到2032年）（2）稅收抵免比例可以通過滿足本土化制造、能源社區(qū)等要求進(jìn)行疊加（3）獨立儲能作為獨立個體同樣可以享受ITC稅收抵免加州太陽能新政（AB2316社區(qū)可再生能源法案）2022年8AB2316（1）（2）（3）51%IRA40%資料來源：InflationReductionAct，AB2316，歐洲：工商業(yè)增速不俗，絕對量相比戶用仍屬小眾歐洲市場占據(jù)全球儲能市場的重要部分，歐洲的戶用儲能領(lǐng)跑全球儲能市場。歐洲戶用儲能裝機(jī)量在2021年保持了高速增長，而工商業(yè)儲能同樣呈現(xiàn)出較高的增速。根據(jù)歐洲儲能協(xié)會（EASE）數(shù)據(jù)，2021年歐洲工商業(yè)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。行業(yè)深度報告圖表0：歐洲工商業(yè)儲能新增裝機(jī)（MW，整體保持增長趨勢資料來源：EASE，SolarPowerEurope，如何觀察工商業(yè)儲能需求？備案比招標(biāo)更加合適工商業(yè)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(shù)地區(qū)需同步或提前在發(fā)改委、電網(wǎng)公司、消防、環(huán)保等主管部門等進(jìn)行備案，以取得項目執(zhí)行條件。圖表11：工商業(yè)項目整體流程，交付需要4-6個月，同步還需開展備案資料來源：國家能源局、各地發(fā)改委、可以發(fā)現(xiàn)，相較于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的大型儲能項目，工商業(yè)儲能項目流程中并沒有強制招標(biāo)要求，項目通過備案即可。根據(jù)《中華人民共和國招投標(biāo)法》規(guī)定，項目金額大于200萬元以上強制要求招標(biāo)，200萬元之下則沒有強制規(guī)定，對應(yīng)約1MWh以下規(guī)模的工商業(yè)儲能項目并不強制要求招標(biāo)。因此，備案量更能反映工商業(yè)儲能需求，而招標(biāo)口徑則相對不適合。行業(yè)深度報告圖表12：備案制與招標(biāo)制的區(qū)別——備案制下“價低者得”不再是主流招標(biāo)制招標(biāo)制備案制對比項目采購方式 業(yè)主自行決定 多為“價低者得”適用項目 規(guī)模不大的項目，通常小于200萬元 200萬元以上項目強制要求招渠道和品牌 較為重要 相對不重要資料來源：根據(jù)不完全統(tǒng)計，2022年8月-12月，用戶側(cè)中標(biāo)項目容量僅為122.2MW/444.9MWh，包含長強鋼鐵25.2MW/243.3MWh的用戶側(cè)鉛碳項目。相比之下，備案數(shù)據(jù)則顯示，僅浙江省11月單月用戶側(cè)儲能備案項目總量高達(dá)26個，總?cè)萘恳堰_(dá)到146.93MW/431.68MWh。由此可見，用戶側(cè)項目的備案量遠(yuǎn)大于中標(biāo)量，備案口徑更適合用來觀察工商業(yè)儲能需求。統(tǒng)計分析：工業(yè)園區(qū)占國內(nèi)用戶側(cè)絕對主流、業(yè)主自投成為趨勢、項目規(guī)10MWh應(yīng)用場景：工業(yè)工廠配儲為主工商業(yè)儲能的應(yīng)用場景包括，工業(yè)園區(qū)、充換電、港口岸電、數(shù)據(jù)中心、配電站、礦場等，目前工業(yè)園區(qū)是主要應(yīng)用場景。廣東2022年近90個備案用戶側(cè)儲能項目中，工業(yè)園區(qū)用戶側(cè)儲能的項目占76個。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年中國新增投運的新型儲能中，用戶側(cè)約占24%。中國用戶側(cè)儲能以工商業(yè)、產(chǎn)業(yè)園、充電樁、港口岸電等為主。綜合而言，用戶側(cè)儲能項目中，工業(yè)工廠配置儲能的項目占據(jù)多數(shù)。圖表13：2021年中國儲能用戶側(cè)以工商業(yè)、園區(qū)、換電為主資料來源：CNESA，投資方類型：業(yè)主自投項目數(shù)量為主工商業(yè)儲能項目的建設(shè)單位主要分為兩類，第三方能源公司（電力、電網(wǎng)公司、業(yè)主自投（各個電力用戶。據(jù)統(tǒng)計，浙江省2022年11月備案的用戶側(cè)儲能項目共26個，占儲能備案總項目的93%。用戶側(cè)儲能規(guī)模達(dá)146.93MW/431.68MWh，其中普星燃機(jī)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(cè)儲能場景已成為浙江省儲能備案項目的主要類型。行業(yè)深度報告圖表14：浙江省2022年11月用戶側(cè)儲能備案項目統(tǒng)計——共26個總規(guī)模達(dá)432MWh頊目單位頊目單位功率 容量(MW) (MWh)項目名稱序號1 0.6MWh國家電投集團(tuán)蘭溪新能源有限公司30MW/15MWh儲

0.3 0.6 125 國家電投集團(tuán)蘭溪新能源有限公2 能目(萬控股） 30 15 2458 司能項目（圣蕾詩生物）司4玉環(huán)美頓智能浙江名迪陶瓷閥有限公司儲能電站//650玉環(huán)美頓智有限公司3 國電投團(tuán)蘭新能有限司30MW/15MWh儲 30 15 2488 國能項目（圣蕾詩生物）司4玉環(huán)美頓智能浙江名迪陶瓷閥有限公司儲能電站//650玉環(huán)美頓智有限公司1MWh

0.5 1 210 浙三花用制有限司2MW/4MWh儲項目 2 4 733.22 浙三花用制有限司7 普7 普（安）燃熱電限公司55MW/340MWh儲 5534010633.91普星（安吉）燃機(jī)熱電有限公司8 浙江鼎派實業(yè)有限公司0.5MWh分布式用戶側(cè)儲能電 0.250.5105浙江鼎派實業(yè)有限公司站項目9 寧波萬榮特種鋼有限公司5.0MWh分布式用戶側(cè)儲能 2.551050寧波萬榮特種鋼有限公司電站項目10安吉榮泰竹木業(yè)有限公司230kWh儲能項目0.230.2348湖州天誠澤通新能源公司11奇男子五金制品（浙江）有限公司分布式儲能項目1.442.64485桐鄉(xiāng)景邦新能源科技有限公司12浙江盛泰集團(tuán)1MW/2MWh儲能項目12400嵊州盛泰能源科技有限公司藤橋食品有限公司鹿城區(qū)1MWh分布式用戶側(cè)儲能13電站項目0.51210藤橋食品有限公司0.6451.29310寧波市宇尚美新能源科技有限公0.6451.29310寧波市宇尚美新能源科技有限公司0.51210浙江弘?yún)R鋼管制造有限公司0.40.8192寧波聯(lián)能儲能技術(shù)有限公司0.30.6132海寧旗開新能源科技有限公司12.4822.6073500信質(zhì)集團(tuán)股份有限公司0.632300盛譽電氣股份有限公司0.050.124寧波聯(lián)能儲技術(shù)有限公司5101850.92浙江積豐能源科技有限公司0.20.43103.2寧波聯(lián)能儲能技術(shù)有限公司12420樂清市新城南表面處理工程有限浙江弘?yún)R鋼管制造有限公司1MWh分布式用戶側(cè)儲（400kW/800kWh）300KW/600KWh信質(zhì)集團(tuán)12.48MW/22.607MWh智慧儲能系統(tǒng)建設(shè)項目桐鄉(xiāng)市金盛彩印包裝股份有限公司630KW/2MWh儲（50kW/100kWh）5MW/10MWh（200kW/430kWh）樂清市新城南表面處理工程有限公司2MWh分布式用側(cè)儲電站目 公司行業(yè)深度報告300kW/645kWh溫州市南云金屬制品有限公司鹿城區(qū)1MWh分布式1.2MW/2.236MWh資料來源：浙江省政府網(wǎng)站，能源電力說，

0.3 0.645 154.8 限公司0.5 1 210 1.2 2.236 570.18 據(jù)統(tǒng)計，廣東省2022年度備案的用戶側(cè)儲能項目中，承擔(dān)項目數(shù)量前三位的建設(shè)單位分別為：廣東電網(wǎng)能源投資有限公司（6項/79MWh、廣東電網(wǎng)東莞供電局（6項.5MWh、廣州指揮用電與城市照明技術(shù)有限公司（5項6.MWh。整體來看，工商業(yè)項目建設(shè)單位中能源公司占據(jù)26個項目，總?cè)萘?15.5MWh。相比之下，建設(shè)單位為業(yè)主企業(yè)的項目占據(jù)多數(shù)，約61個項目，總?cè)萘考s433.7MWh。由此可見，工商業(yè)儲能項目的建設(shè)單位中，能源公司傾向于集中統(tǒng)籌建設(shè)工商業(yè)項目，但總體容量不大。相比之下，業(yè)主建設(shè)的項目數(shù)量更多。圖表15：廣東省2022年用戶側(cè)儲能備案項目前十大建設(shè)單位——能源集團(tuán)占多數(shù)投資方備案項目數(shù)量總?cè)萘?MWh)廣東電網(wǎng)能源投資有限公司1667.9廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司東莞供電局61.5廣州智慧用電與城市照明技術(shù)有限公司546.5廣州匯電云聯(lián)互聯(lián)網(wǎng)科技有限公司48.3東莞長園深瑞綜合能源有限公司26佛山港投智慧能源有限公司22.6廣東聚能菱王新能源有限公司220.6廣東粵電電力銷售有限公司222廣州市星充充電設(shè)備有限公司20.2江門市朗暉能源技術(shù)有限公司23.2資料來源：廣東省政府網(wǎng)站，規(guī)模分布：多數(shù)項目低于2MW以廣東省2022年備案項目進(jìn)行統(tǒng)計，單個項目規(guī)模分布在0.05kW-30MW之間，多數(shù)項目規(guī)模低于1.6MW，占比58.6%，部分項目大于4MW，占比12.6%；用戶側(cè)項目的平均規(guī)模為2.2MW。行業(yè)深度報告圖表16：2022年廣東省工商業(yè)項目規(guī)模分布（單位：MW）資料來源：廣東省政府網(wǎng)站，單位造價：集中在1.75-2元/Wh據(jù)統(tǒng)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(dá)到了10元/Wh。用戶側(cè)項目均價為2.4元/Wh?？梢钥闯?，用戶側(cè)項目價格區(qū)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。圖表17：2022年廣東省工商業(yè)項目單價分布（單位：元/Wh）資料來源：廣東省政府網(wǎng)站，行業(yè)深度報告二、根本驅(qū)動：電價市場化促使峰谷價差不斷拉大工商業(yè)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(yè)用電實行分時電價制度，峰谷分時電價機(jī)制是基于價格的有效需求響應(yīng)方式之一，將一天劃分為高峰、平段、低谷等時段，分別進(jìn)行計價。實行分時電價能夠引導(dǎo)電力用戶優(yōu)化調(diào)整用電負(fù)荷，削峰填谷，從而促進(jìn)新能源消納，以及保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。以國網(wǎng)江蘇電力公司《關(guān)于2023年1月代理購電工商業(yè)用戶電價的公告》為例，分時電價的適用范圍為大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)及其他用電用戶。其中，依電壓等級不同，大工業(yè)用電和一般工商業(yè)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(yè)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。圖表18：江蘇省2023年1月分時電價，峰谷價差普遍在0.8元/kWh以上用電分類電壓等級元/kWh）其中分時電度用電價格（元/kWh）容（需）量用電價格代理購電價格電度輸配電價政府性基金及附加高峰時段平時段低谷時段最大需量（元/kW·月）變壓器容量（元/kVA·月）大工業(yè)用電1-10kV0.65950.45370.17640.02941.13410.65950.2760403020-35kV以下0.64950.16640.02941.11690.64950.2718403035-110kV以下0.63450.15140.02941.09110.63450.26554030110kV0.60950.12640.02941.04810.60950.25514030220kV及以上0.58450.10140.02941.00510.58450.24464030一般工商業(yè)及其他用電1kV0.71910.23600.02941.20230.71910.32491-10kV0.69410.21100.02941.16050.69410.313620-35kV0.68410.20100.02941.14370.68410.309135-110kV以下0.66910.18600.02941.11870.66910.3023資料來源：國網(wǎng)江蘇省電力公司，仍以江蘇省為例，根據(jù)《省發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完分電價機(jī)制有關(guān)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(yè)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(yè)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(dá)到或低于-3℃時，對315kVA及以上的大工業(yè)用電執(zhí)行冬季尖峰電價機(jī)制，在9:00-11:00和18:00-20:00的電價在峰段電價基礎(chǔ)上再上浮20%。行業(yè)深度報告圖表19：江蘇省分時電價存在尖峰、高峰、平段、低谷四個價格水平尖谷價差1.0849尖谷價差1.0849元/kWh峰平價差：0.4746元/kWh資料來源：國網(wǎng)江蘇省電力公司，以1-10kV大工業(yè)用電為例，執(zhí)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：一充一放，即0-8點低谷時段充電，在點高峰時段（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）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（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。圖表20：兩充兩放模式可以利用一個峰谷價差和一個峰平價差資料來源：國網(wǎng)江蘇省電力公司，工商業(yè)儲能發(fā)展的有利因素：需求側(cè)響應(yīng)和補貼政策行業(yè)深度報告需求側(cè)響應(yīng)：可類比獨立儲能電站的調(diào)峰補償收益需求側(cè)響應(yīng)是是通過市場化激勵機(jī)制，引導(dǎo)電力客戶在約定時間內(nèi)短時優(yōu)化用電負(fù)荷，有效實現(xiàn)削峰填谷，緩解電力供需矛盾，增強電力應(yīng)急調(diào)節(jié)能力的行為。參與需求側(cè)響應(yīng)的用戶能按照政策規(guī)定和約定的響應(yīng)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(xiàn)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(yīng)工作方案。圖表21：推出需求側(cè)響應(yīng)政策的省份已超過15個，其中廣東省補償最多可達(dá)5元/kWh時間省份政策文件補貼標(biāo)準(zhǔn)2022.06.14寧夏《寧夏回族自治區(qū)電力需求響應(yīng)管理辦法》削峰響應(yīng)：2元/kWh；填谷需求：0.35元/kwh2022.06.07山東關(guān)于印發(fā)《2022年全省迎峰度夏有序用電方20222022年全省電力可中斷負(fù)荷需求響應(yīng)工作方案》的通知緊急型：2元/kW?第二檔，3元/kW?月第三檔，4元/kW·月2022.05.24福建《福建省電力需求響應(yīng)實施方案（試行》申報價格上限=資金來源預(yù)算/（電力調(diào)控中心提供的年度預(yù)計負(fù)荷缺口×缺口預(yù)計持續(xù)時間）2022.04.30重慶《2022年重慶電網(wǎng)需求響應(yīng)實施方案（行》削峰響應(yīng)：工業(yè)用戶：10元/千瓦/次；電動汽車充換電站、凍庫等用戶，15元/千瓦/次。填谷響應(yīng)：1元/千瓦?次2022.04.16廣東《廣東省市場化需求響應(yīng)實施細(xì)則（試行》日前邀約：3500元/MWh，虛擬電廠可響應(yīng)容量下限0.3MW；可中斷負(fù)荷：5000元/MWh，虛擬電廠可響應(yīng)容量下限0.3MW2022.04.07河北《河北省電力需求響應(yīng)市場運營規(guī)則》申報響應(yīng)負(fù)荷：最小單位為1kW。響應(yīng)補貼價格：最小單位為0.1元/kWh2022.03.30貴州《貴州省電力需求響應(yīng)實施方案（試行》響應(yīng)價格單位為元/kWh,響應(yīng)價格的上限根據(jù)市場運行情況另行通知2022.01.19安徽《安徽省電力需求響應(yīng)實施方案（試行》響應(yīng)補償：約時削峰響應(yīng)：8元/kW·次；實時削峰響應(yīng)：12元/kW·次。填谷響應(yīng)：3元/kW?次。容量補償：約時備用容量：旺季1元/kW?月，淡季0.5元/kW?月；實時備用容量：旺季2元/kW?月，淡季1元/kW·月2021.12.30廣西《廣西電力市場化需求響應(yīng)實施方案（試行》響應(yīng)價格暫定為上限2.5元/kWh2021.07.05天津《天津市2021年夏季電力需求響應(yīng)實施細(xì)則》緊急型：固定5元/kw；邀約型：固定2元/kW、競價上限3元/kW2021.06.18湖北《湖北省電力需求響應(yīng)實施方案（試行》日前響應(yīng)：每天不超過2次，累計時間＜4h，最高20元/kW；日內(nèi)響應(yīng)：每天不超過2次，累計時間＜4h，最高25元/kW2021.06.08浙江《關(guān)于開展2021年度電力需求響應(yīng)工作的通知》日前削峰：電量補貼：4元/kWh封頂；小時級：電量補貼：固定4元/kWh，電量補貼：旺季0.25元/kW?月；分鐘級：電量補貼：固定4元/kWh，容量補貼：旺季1元/kW?月；秒級：電量補貼：固定4元/kWh，容量補貼：旺季0.1元/kW?月，填谷：容量補貼：5元/（kW?日）2021.05.21陜西《2021年陜西省電力需求響應(yīng)工作方案》削峰經(jīng)濟(jì)型非居民：調(diào)控時間≤2h，10元/kw·次，調(diào)控時間＞2h，15元/kw?次；削峰經(jīng)濟(jì)型居民：調(diào)控時間≤2h，5元/kw?次，調(diào)控時間＞2h，8元/kW?次；削峰案急型非居民：調(diào)控時間≤1h，25元/kW?次，調(diào)控時間＞lh，35元/kW?次2018.06.15江蘇《江蘇省電力需求響應(yīng)實施細(xì)則（修訂版》削峰：調(diào)控時間≤lh，10元/kW；1h<調(diào)控時間<2h，12元/kW；調(diào)控時間＞2h，15元/kW；填谷：谷時段：5/kW，平時段：8元/kW資料來源：各省發(fā)改委、能源局，廣東省補貼額較高，日前邀約可達(dá)3.5元/kWh，可終端負(fù)荷可達(dá)5元/kWh，且可組成虛擬電廠集群響應(yīng)。從資金來源看，廣東省需求側(cè)響應(yīng)資金來源包括電力用戶分?jǐn)?、現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)考核及返還費用等資金。其中占大部分的日前需求響應(yīng)邀約交易和可中斷負(fù)荷交易收益由全省電力用戶按月度實際用電量比例分?jǐn)?。由于?fù)荷高峰期實施需求側(cè)響應(yīng)能夠削減負(fù)荷峰值，保障電網(wǎng)安全，其好處由全體電力用戶共同享受，因此需求側(cè)響應(yīng)資金由全體電力用戶分?jǐn)傮w現(xiàn)了“誰受益、誰出資”的精神。儲能補貼：個別地方政府有少量補貼，規(guī)模通常不大與光伏、風(fēng)電等新能源不同，補貼不是國內(nèi)儲能政策工具箱中的常規(guī)選項，從一開始我國更多的是通過機(jī)制創(chuàng)新來促進(jìn)儲能發(fā)展，而不是讓儲能依賴補貼生存。但在地市、區(qū)縣級政府，仍有少量地區(qū)存在儲能補貼政行業(yè)深度報告策。圖表22：2022年部分儲能補貼政策，多以區(qū)縣級地方政府為主省份 地區(qū)頒布時間補貼標(biāo)準(zhǔn)和方式最高額度（萬元）重慶 兩新區(qū)2022/11/7裝機(jī)容量200元/kWh500銅梁區(qū)2022/7/23一次性1.3元/Wh安徽 合肥2022/10/18放電量0.3元/kWh300蕪湖2022/3/40.3元/kWh年度100深圳市2022/10/28放電量0.2元/kWh300廣東 深市福區(qū)2022/6/16放電量0.5元/kWh200肇慶高新區(qū)2022/4/6裝機(jī)容量150元/kW100珠海市斗門區(qū)2022/2/1130江蘇 蘇工業(yè)區(qū)2022/8/1放電量0.3元/kWh無錫高新區(qū)2022/8/10裝機(jī)容量0.1元/W50四川 成市2022/2/22230元/kW·年100嘉善縣2022/5/243年按200、180、170/kW·年逐年退浙江坡溫州龍港市2022/10/14放電量0.8元/kWh諸暨市2022/6/10一次性200元/kWh資料來源：各地發(fā)改委、能源局，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(qū)縣級，通常為經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)、高新區(qū)為鼓勵分布式光伏開發(fā)而設(shè)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(jī)容量補貼初裝費用兩種，但通常設(shè)置補貼額度上限，多為百萬元量級。因此，補貼不是工商業(yè)儲能發(fā)展的主要刺激因素，不過若當(dāng)?shù)赜姓咧С?，補貼仍可顯著提高工商業(yè)儲能項目經(jīng)濟(jì)性。其他盈利模式：動態(tài)增容、自發(fā)自用，以及保障供電動態(tài)增容：削減最大需量可減少基本電費工商業(yè)企業(yè)繳納電費組成一般為：基本電費+電度電費+力調(diào)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(diào)電費與用戶的功率因數(shù)有關(guān)，一般要求功率因數(shù)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(shù)手段無關(guān)。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(shè)變壓器容量收取，需量計費則以用戶當(dāng)月最高用電負(fù)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(fù)荷降低、變壓器負(fù)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(jīng)濟(jì)，則配置儲能后可以削減用戶的高峰負(fù)荷，從而可以換用需量計費法（在有效負(fù)荷較低時更經(jīng)濟(jì)。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(fù)荷，從而減少了基本電費。行業(yè)深度報告變壓器銘牌容量容量基本電價（元需量基本電價（元負(fù)荷比例實際最大需量（kW）容量基本電費（元變壓器銘牌容量容量基本電價（元需量基本電價（元負(fù)荷比例實際最大需量（kW）容量基本電費（元/需量基本電費（元/月）降低比例（kVA）/kVA/月）/kW/月）配儲前 配儲后月）配儲前 配儲后1000243110%1002002400031006200↑100%1000243120%200200240006200620001000243130%3002002400093006200↓33%1000243140%40020024000124006200↓50%1000243150%50030024000155009300↓40%1000243160%600400240001860012400↓33%1000243170%700500240002170015500↓29%1000243180%800600240002480018600↓25%1000243190%900700240002790021700↓22%10002431100%1000800240003100024800↓20%資料來源：國家電網(wǎng)，假設(shè)某地區(qū)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(shè)有1000kVA的變壓器，負(fù)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(jīng)濟(jì)。若配置200kW×2h的儲能，實際負(fù)荷削減200kW，負(fù)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(jīng)濟(jì)。自發(fā)自用：分布式光伏配儲成為趨勢，自發(fā)自用提高經(jīng)濟(jì)性自從2021年月山東省棗莊市印發(fā)《棗莊市分布式光伏建設(shè)規(guī)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(fēng)，據(jù)不完全統(tǒng)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(shè)施提出了明確要求。圖表24：分布式光伏配儲要求——部分與補貼掛鉤地區(qū) 儲能配比 具體要求地區(qū) 儲能配比 具體要求江昆山 8% 鼓勵裝機(jī)容量2兆瓦及以上的分布式光伏發(fā)電項目，按照不低于裝機(jī)容量8%的比例建儲能系統(tǒng)。浙諸暨 10% 不低于分布式光伏開發(fā)的同時，按不低于光伏裝機(jī)容量10%的要求總體配套建設(shè)光伏能設(shè)施容量，可獲得200元/kWh的一次性補貼，可向光伏投資企業(yè)租售儲能容量。江蘇州 8% 鼓勵2MW以上的分布式光伏，按不低于裝機(jī)容量的8%配置儲能。山棗莊 15%-30%、4h

分布式光伏項目按照裝機(jī)容量的15%-30%、時長2-4小時配置儲能設(shè)施，或者租賃同等容量的共享儲能設(shè)施。河北 / 屋頂分布式光伏項目逐步按照“光伏+儲能”方式開發(fā)建設(shè)，可選擇自建、共建或租賃等式靈活開展配套儲能建設(shè)。資料來源：各地發(fā)改委，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(yè)企業(yè)自己使用，以提升“光伏+儲能”收益率。保障供電、提升電能質(zhì)量工商業(yè)配儲還可以提升電能質(zhì)量，并在供電不穩(wěn)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(yè)用電首當(dāng)其沖。但在我國，由于電網(wǎng)基建等問題引起的停電發(fā)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(chǎn)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(wǎng)的擾動增大，預(yù)計充（換）電站將帶來較大的儲能需求。圖表25：工商業(yè)儲能收益模式一覽表——峰谷套利仍為最主要的模式收益模式 適用范圍 特點收益模式 適用范圍 特點峰套利 所項目 最普遍的收益模式，峰谷價差越大經(jīng)濟(jì)性越好。需側(cè)響應(yīng) 少省份廣東償標(biāo)較高 需日前申報、市場化出清成交，組成虛擬電廠效果更好補貼 少地市區(qū)縣 多為一次性初裝補貼，且有補貼總量和時間節(jié)點限制。動增容 所項目 場，用電電費基電費部制價的商業(yè)戶均用。自自用 安分布光伏用戶 需裝有光伏，需改造原有線路，向電網(wǎng)公司報備。保供電 所項目 對電能質(zhì)量和停電較為敏感的用戶。資料來源：發(fā)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（發(fā)改價格〔2021〕1093號。文件最重要的內(nèi)容是確定了拉大峰谷價差的政策方向。文中規(guī)定，上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(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。此外，建立尖峰電價機(jī)制，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。還強調(diào)科學(xué)劃分峰谷時段等。圖表26：分時電價政策要點：目的是通過價格機(jī)制引導(dǎo)電力消費要點 具體要求要點 具體要求拉峰谷差 上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(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。建立尖峰電價機(jī)制健全季節(jié)性電價機(jī)制

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(jī)制建立深谷電價機(jī)制。分季節(jié)劃分峰谷時段，合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價價差，豐、枯時段應(yīng)結(jié)合多年來水、風(fēng)光出力特性等情況合理劃分執(zhí)范圍 除國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電外的執(zhí)行工商業(yè)電價的電力用戶。有條件的地方，要按程序推廣居民分時電政策，逐步拉大峰谷價價差。資料來源：國家發(fā)改委，1093號文成為工商業(yè)儲能啟動的序幕，此前雖也有分時電價政策，但執(zhí)行力度不夠，且峰谷價差達(dá)不到足夠水平。該文印發(fā)后，各省紛紛推出各自的分時電價政策。發(fā)電端：煤電全部入市，上網(wǎng)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(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔01〕39號，明確燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場，并且規(guī)定將燃煤發(fā)電市場交易價行業(yè)深度報告格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴(kuò)大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。圖表27：煤電浮動范圍達(dá)到20%，高耗能企業(yè)不受上浮20%限制資料來源：國家發(fā)改委，上網(wǎng)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(chǔ)。電網(wǎng)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(yè)電價水平的窗口139號文是電力全面市場化的先聲，為銜接尚未入市的發(fā)、用電量（主要是用電量，文中提出推動工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場，對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內(nèi)集中競價或競爭性招標(biāo)方式形成。圖表28：代理購電適用于未直接參與市場交易的電力用戶 圖表29：2022年全國代理購電電量來自優(yōu)先上網(wǎng)電量和市場化采購電量資料來源：國家電網(wǎng)， 資料來源：北極星電力網(wǎng)，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(wǎng)企業(yè)代理購電。在市場化推進(jìn)的過程中，代理購電是目前大多數(shù)工商業(yè)用戶參與電力市場的方式。電網(wǎng)企業(yè)按月對代理用戶的用電量進(jìn)行預(yù)測，并在市場中按照市場交易價格采購電量，進(jìn)而形成平均上網(wǎng)電價，因此電網(wǎng)企業(yè)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(shù)工商業(yè)用戶的電價情況。行業(yè)深度報告從電量方面來看，據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計，20226753.21億千瓦時，其中優(yōu)先上網(wǎng)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(yè)代理購電量最多，顯著超過其他各省，因此也是工商業(yè)用電量大、電價市場化程度高的省份。圖表30：2022年廣東、山東、江蘇、浙江四省代理購電量最多資料來源：各省電網(wǎng)公司、北極星電力網(wǎng)，執(zhí)行代理購電的工商業(yè)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。圖表31：電網(wǎng)代理購電價的組成——代理購電價格+輸配電價+政府性基金及附加資料來源：國家電網(wǎng)，行業(yè)深度報告各省電網(wǎng)公司每月初公布當(dāng)月代理購電價（如圖表5為江蘇省電力公司223年1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。圖表32：2022年以來大多數(shù)省份的代理購電價格均有不同程度上漲，個別省份有下跌情況資料來源：各省電網(wǎng)公司，有數(shù)據(jù)統(tǒng)計的33?。▍^(qū)）中，共計24個?。▍^(qū)）出現(xiàn)上漲，其中湖南上漲幅度最大，達(dá)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(qū)）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(zhǔn)，代理購電價的上漲會導(dǎo)致峰谷電價差的拉大。工商業(yè)用電全面入市，電力市場化提速2023年1月10日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步做好電網(wǎng)企業(yè)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(yè)用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。優(yōu)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(guī)范掛牌交易價格形成機(jī)制。電網(wǎng)企業(yè)代理購電作為工商業(yè)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。峰谷價差分析：浮動范圍擴(kuò)大、時段劃分增加、電價組成更加復(fù)雜各省峰谷價差拉大，達(dá)到0.7元/kWh經(jīng)濟(jì)性閾值的省份越來越多各省電網(wǎng)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(jù)2023年6月各省公布的電網(wǎng)代理購電價情況，全國峰谷價差最大的省（區(qū)）為廣東，價差高達(dá)1.347元/kWh。約有14個省（區(qū)）的最高電價差高于0.7元/kWh。行業(yè)深度報告圖表3：23年6月各省區(qū)代理購電峰谷價差（單位：元kWh，最大為廣東的137元kh資料來源：國家電網(wǎng)，南方電網(wǎng)，儲能與電力市場，CNESA統(tǒng)計，2022年各省全國代購電價（一般工商業(yè)）中，全年平均峰谷價差排名前三的省份為廣東（259元Wh，珠三角五市、海南（070元Wh、浙江（.98元Wh。全國各省平均峰谷價差為0.704元/kWh，有16個地區(qū)全年最大峰谷價差高于0.7元/kWh。圖表34：2022年全國電網(wǎng)代購電最大峰谷價差情況，廣東、海南、浙江位居前三。資料來源：CNESA，動態(tài)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(xiàn)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(xiàn)一定程度的擴(kuò)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(qū)增多。行業(yè)深度報告圖表35：廣東、浙江、湖北、吉林等價差維持高位（元/kWh）

圖表36：安徽、黑龍江、廣西、河南等價差抬升（元/kWh）資料來源：CNESA， 資料來源：CNESA，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(shù)的上漲、浮動系統(tǒng)的增大，都有助于峰谷價差的拉大。圖表33已經(jīng)說明了各省代理購電價格基數(shù)在2022年普遍上漲，而峰谷浮動范圍同樣也呈拉大趨勢，多省峰谷價之比已超過1093號文所規(guī)定的4:1。圖表37：多省代理購電峰谷浮動范圍之比出現(xiàn)提升地區(qū) 2022年 2023年 峰谷比尖谷比政策出臺時間①高峰電價上浮80%；低谷下浮上海 高地區(qū) 2022年 2023年 峰谷比尖谷比政策出臺時間①高峰電價上浮80%；低谷下浮上海 高上浮65% 60%； 4.5:1③新增尖峰電價5.625:12022.12①尖峰上浮100%；低谷下浮湖北 尖上浮80% 55% 3.31:1增加0.15元/度4.44:12022.12①峰谷平電價比調(diào)整為河南 1.64:1:0.41； 4:14.8:12022.11低下浮52% 最峰谷差1.01元/kWh，高峰電價上浮江西 30%低谷時段下浮30%

②尖峰電價在峰段基礎(chǔ)上浮20%③恢復(fù)尖峰電價①高峰電價上浮50%，低谷電價下浮50%②尖峰電價在高峰電價上浮20%

3:1 3.6:1 2022.11河北 上浮動幅

峰谷電擴(kuò)大至1.7:1:0.3 5.67:1 6.8:1 2022.11 50% 資料來源：各地區(qū)政府網(wǎng)站，電價劃分時段增多，允許一天內(nèi)多次充放套利1093號文提出建立尖峰電價機(jī)制，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%，并可以參照尖峰電價機(jī)制建立深谷電價機(jī)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(chǔ)上上浮或下降。若一天中設(shè)置多個峰段、谷段，配合尖峰、深谷電價，有可能一天中實現(xiàn)多個峰-谷充放電循環(huán)，從而提高經(jīng)濟(jì)性。目前大多數(shù)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(wǎng)尖峰、低谷時的調(diào)峰壓力。行業(yè)深度報告圖表38：時段劃分若有多個高峰、低谷時段可實現(xiàn)多次充放提高經(jīng)濟(jì)性資料來源：國家電網(wǎng)，根據(jù)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。一充一放以山東省為例，2022谷上下浮動50%的比例，調(diào)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(jù)月30日山東省電力公司發(fā)布《關(guān)于2023（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(dá)861（3V兩部制情況下，但一天內(nèi)只能進(jìn)行一個充放電循環(huán)。圖表39：2023年山東電價曲線新增深谷時段 圖表40：2022年山東省日度電價變化——允許一充一放資料來源：享能匯， 資料來源：國網(wǎng)山東電力公司，值得注意的是，2022年12月國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)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(shù)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(xiàn)多個高峰低谷，更有利于通過峰谷價差套利獲取收益。兩充兩放行業(yè)深度報告根據(jù)時段劃分設(shè)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(jìn)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(shù)省份均為如此設(shè)置。圖表41：浙江午間為谷段可利用兩個完整的峰谷價差 圖表42：廣東可利用一個峰谷差和一個峰平差 資料來源：各省電網(wǎng)代購電公告，CNESA， 資料來源：各省電網(wǎng)代購電公告，CNESA，第二種以浙江等地區(qū)為代表，2021年9月浙江省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善我省分時電價政策有關(guān)事項的通知》，明確對全年大工業(yè)電價峰谷時段進(jìn)行調(diào)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(jìn)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(jīng)濟(jì)效益更加出色。輔助服務(wù)、容量電價進(jìn)入浮動范圍，進(jìn)一步拉大峰谷差2022（1）明確執(zhí)行范圍：23年峰谷分時電價上下浮動的基準(zhǔn)調(diào)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?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)、保障性電量新增損益分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)等并不（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%。圖表43：山東工商業(yè)電價構(gòu)成——容量電價首次納入資料來源：國網(wǎng)山東電力公司，山東首創(chuàng)工商業(yè)容量電價（征收標(biāo)準(zhǔn)091元Wh，并進(jìn)入浮動范圍，有利于進(jìn)一步拉大峰谷價差。全國大部分省份的電價浮動范圍基準(zhǔn)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(zhǔn)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(shù)設(shè)置較大，直接帶來了較大的峰谷價差。行業(yè)深度報告圖表44：各省參與浮動的電價組成，江浙滬等代理購電價、輸配電價、政府基金及附加均參與浮動地區(qū)代理購電價輸配電價政府性基金及附加其他容量電價損益東北黑龍江√√吉林√√√遼寧√√蒙東√√華北北京√天津√√冀北√河北√山東√√山西√√西北寧夏√陜西√√新疆√√青海√甘肅√√華中四川√√重慶√√湖南√√湖北√√河南√√江西√√華東上?！獭獭獭獭陶憬獭獭獭探K√√√安徽√√福建√√南網(wǎng)廣東√√云南√√廣西√√貴州√√√海南√√資料來源：儲能與電力市場，橫向?qū)Ρ龋汗ど虡I(yè)電價/居民電價之比中國遠(yuǎn)高于歐美國家，工商業(yè)儲能在行業(yè)深度報告中國有更好的發(fā)展基礎(chǔ)各國工商業(yè)電價對比：中國電價不屬于低價之列中國：以廣東?。ㄖ槿俏迨校槔?，2023年6月工商業(yè)（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(dá)到1.3894元/kWh。據(jù)統(tǒng)計，全國2022年工商業(yè)平均峰谷價差已達(dá)0.704元/kWh。美國：據(jù)美國能源署統(tǒng)計，截至2022年10月，工業(yè)平均電價為0.57元/kWh，商業(yè)平均電價為0.840元/kWh。歐洲：據(jù)歐洲統(tǒng)計局統(tǒng)計，2022年上半年，歐洲27國非居民用戶平均電價為1.612元/kWh.2019年世界各國工商業(yè)電價統(tǒng)計，360.892元/kWh。中國0.6350.257元/kWh0.472元/kWh0.542元/kWh36國平均電價1.338元/kWh價差高達(dá)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(yè)電價在國際上不屬于低價之列。圖表45：2022年中國、美國、歐洲工商業(yè)電價對比（元/kWh）

圖表46：2019年部分重點國家工業(yè)電價對比（元/kWh） 資料來源：美國能源署，歐洲統(tǒng)計局， 資料來源：國家電網(wǎng)，中國工商業(yè)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(yè)和商業(yè)電價。居民電價最高，約0.92-1.10元/kWh。商業(yè)電價其次，介于0.76-0.91元/kWh。工業(yè)電價最低0.49-0.64元/kWh。行業(yè)深度報告圖表47：2022年美國居民、工業(yè)、商業(yè)電價（元/kWh）資料來源：美國能源署，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(huán)比高漲0.35元/kWh。圖表48：歐洲27國電費均價（元/kWh） 圖表49：德國電價（元/kWh）資料來源：歐盟統(tǒng)計局， 資料來源：歐盟統(tǒng)計局，中國：以工業(yè)/居民電價之比為參考。2019年，35個經(jīng)濟(jì)合作與發(fā)展組織的國家的工業(yè)電價平均為居民電價的0.65倍。相比之下，我國工業(yè)/居民比價為1.17倍，在36個國家中位居第二位圖表50：2019年36個國家“工業(yè)/居民”電價比價關(guān)系——中國工業(yè)電價顯著高于居民電價行業(yè)深度報告資料來源：國家電網(wǎng)，三、收益與空間測算：自投收益高于合同能源管理、工商業(yè)儲能空間巨大合同能源管理是工商業(yè)儲能常見的開發(fā)模式合同能源管理（EnergyPerformanceContracting，EPC）是指服務(wù)商與客戶簽訂服務(wù)合同，提供項目融資、項目設(shè)計、設(shè)備采購、工程施工、設(shè)備調(diào)試等一整套業(yè)務(wù)服務(wù)，并從客戶通過節(jié)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(yè)務(wù)開展方式主要包括簽約、項目實施、投運經(jīng)營三個階段。最典型的方式是投資方提供資金，業(yè)主方提供場地，項目建成后所獲收益在投資方和業(yè)主方之間分成，通常為9:1，投資方拿走大部分，業(yè)主方雖不出資，但因提供場地，可分得小部分收益。圖表51：合同能源管理模式主要包含簽約、項目實施、運營三個階段序號執(zhí)行階段內(nèi)容和特點第階段 簽約 投方與主接，確改造向；項目況進(jìn)專業(yè)估測；設(shè)改造方案；談判后簽訂投資合同。第二階段項目實施投資方委托項目建設(shè)方為客戶提供項目設(shè)計方案，投資方開展項目融資、原材料和設(shè)備采購，建設(shè)方提供施工安裝調(diào)試運行、運行保養(yǎng)維護(hù)等環(huán)節(jié)。第三階段投運經(jīng)營運行效益在投資方和業(yè)主方之間分成，比例通常為9:1，投資方拿走大部分，業(yè)主方雖然不出資，但因提供了場地和項目實施條件，也能夠分得一筆收益。資料來源：中信建投在合同能源管理模式中，投資方和業(yè)主方是分開的。對投資方：資產(chǎn)由投資方持有，同時承擔(dān)全部的風(fēng)險（業(yè)主經(jīng)營風(fēng)險、設(shè)備維護(hù)費用等）和大部分收益，通常90%的收益歸投資方所有。若發(fā)生業(yè)主破產(chǎn)倒閉經(jīng)營無法繼續(xù)，或項目收益不及測算的風(fēng)險，也都由投資方承擔(dān)；對業(yè)主方：并不持有資產(chǎn)，也不承擔(dān)風(fēng)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(shè)方：投資方通常將設(shè)備集成調(diào)試、工程勘察建設(shè)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(shè)和供應(yīng)鏈成本等實現(xiàn)盈利。對設(shè)備方：主要是銷售產(chǎn)品，有時也會配合出集成方案，甚至參與部分投資。圖表52：合同能源管理模式中各方關(guān)系——投資方與業(yè)主方分開行業(yè)深度報告資料來源：繪制由于工商業(yè)儲能項目安裝、調(diào)試、運營需要在企業(yè)園區(qū)內(nèi)部進(jìn)行，但項目專業(yè)性較高，業(yè)主方通常不具備相應(yīng)專業(yè)人員，且主業(yè)往往和儲能無關(guān)，若自行投資建設(shè)，項目難以通過內(nèi)部審批。因此將項目交由專業(yè)的能源投資集團(tuán)進(jìn)行投資開發(fā)是常見的做法。目前，在廣東、浙江等地區(qū)，隨著峰谷價差的拉大，項目收益率提高，業(yè)主自投自建工商業(yè)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。圖表53：合同能源管理vs業(yè)主自投自建——自投自建吸引力正在增強比較項目 合同能源管理比較項目 合同能源管理式 業(yè)主自投自建式資歸屬 備舊、護(hù)費等；業(yè)主方不持有資產(chǎn)。

業(yè)主方自行持有資產(chǎn)，同時承擔(dān)設(shè)備折舊、維護(hù)費用等。風(fēng)歸屬 擔(dān)業(yè)方經(jīng)不善致收不達(dá)期、備減的風(fēng)；業(yè)主不擔(dān)風(fēng)。收歸屬 投方:業(yè)方通為9:1，資方走大分，主方可得小分。

業(yè)主方自行承擔(dān)營運風(fēng)險。業(yè)主方獲得100%收益。項過會 源團(tuán)，悉盡評審；業(yè)主方無需心項評審會。

項目往往不是業(yè)主方主營業(yè)務(wù)，需自行評估項目收益和可行性。運維護(hù) 由投資專人員行，業(yè)主方無涉及。 業(yè)主方需新增儲能運維專業(yè)人員。資料來源：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(jī)容量10MWh的工商業(yè)儲能項目進(jìn)行收益測算，假設(shè)業(yè)主方變壓器容量有足夠的余量供儲能電站充電（即無需擴(kuò)建變壓器，負(fù)荷側(cè)也有能力完全消納儲能電站的放電量（即放電量不上網(wǎng)，且高峰/尖峰時段套利時負(fù)荷水平足夠。儲能電站采用0.5C倍率電池，全年預(yù)計運行330天，電站設(shè)計壽命15年，期50004萬元/月的需量電費，采用合同能源管理模式時由投資方承擔(dān)，峰谷套利收益在業(yè)主方與投資方之間以1:9的比例分成。圖表54：邊界條件——收益分成比為1:9行業(yè)深度報告裝裝容量 10MWh全運行數(shù) 330天電設(shè)計命 15年電循環(huán)命 5000次需電費 4萬/月運費用