2023工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展報(bào)告

工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展報(bào)告2023工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展報(bào)告PAGE2PAGE2摘要5）PAGEPAGE3目商業(yè)模式分析及IRR測(cè)算儲(chǔ)能企業(yè)產(chǎn)品及銷售模式錄 市場(chǎng)空間及行業(yè)相關(guān)標(biāo)的

工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)概況長(zhǎng)空間廣闊機(jī)建設(shè)提速PAGE4PAGE4工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)概況工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)CommercialandIndustrialC&I)EnergyStorageSystems，主要用于工業(yè)和商業(yè)企業(yè)的能源管理。根據(jù)應(yīng)用場(chǎng)景及系統(tǒng)規(guī)模不同，可以對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行分類：網(wǎng)運(yùn)行。從系統(tǒng)規(guī)?？?，工商業(yè)儲(chǔ)能電站規(guī)模一般在百千瓦時(shí)至數(shù)十兆瓦時(shí)之間（100kwh-10MWh），介于戶儲(chǔ)及大儲(chǔ)之間。圖：源網(wǎng)荷各側(cè)新型儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景用戶側(cè)儲(chǔ)能重要性逐步顯現(xiàn)現(xiàn)能源智慧化管理。主要應(yīng)用模式包括：①削峰填谷：通過(guò)谷時(shí)充電儲(chǔ)能、峰時(shí)放電供能,減少企業(yè)或園區(qū)的用電成本,為客戶節(jié)約用電端電費(fèi)②需量響應(yīng)：當(dāng)短期用電功率大于變壓器容量時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行快速放電，滿足負(fù)載電能需量要求。③電力交易：在電力市場(chǎng)交易平臺(tái)上，結(jié)合負(fù)荷預(yù)測(cè)進(jìn)行短期電力交易，實(shí)現(xiàn)收益最大化④離網(wǎng)備電：在電力中斷時(shí)，為重要負(fù)載進(jìn)行不間斷短時(shí)供電，減少由于負(fù)載突然掉電造成的經(jīng)濟(jì)損失。圖：用戶側(cè)儲(chǔ)能主要應(yīng)用模式①削峰填谷： ②需量響應(yīng)： ③電力交易： ④離網(wǎng)備電：資料來(lái)源：cpuc,seia,ibb,miteco，華福證券研究所PAGE6資料來(lái)源：cpuc,seia,ibb,miteco，華福證券研究所PAGE6海外：歐美工商業(yè)光儲(chǔ)主要政策梳理美國(guó)：儲(chǔ)能（包括大儲(chǔ)、工商業(yè)及戶儲(chǔ)）均可獲得IRA稅收抵免。2022年8月《通脹削減法案》發(fā)布新政，針對(duì)儲(chǔ)能方面主要為延長(zhǎng)十年、提高稅收基礎(chǔ)抵免比例至30%；新政相對(duì)之前不再要求儲(chǔ)能必須配套光伏，獨(dú)立儲(chǔ)能（包括大儲(chǔ)/工商業(yè)儲(chǔ)能、戶儲(chǔ)）均可享受；另外部分州提供儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策，如加州SGIP針對(duì)非戶儲(chǔ)補(bǔ)貼（含工商業(yè)儲(chǔ)能0.18-0.36/Wh。歐洲主要國(guó)家：部分國(guó)家對(duì)工商業(yè)儲(chǔ)能有政策支持。30KW的商業(yè)物業(yè)等；意大利和西班牙的光儲(chǔ)政策含工商業(yè)部門。表：海外國(guó)家工商業(yè)儲(chǔ)能政策國(guó)家光儲(chǔ)減/免稅光儲(chǔ)補(bǔ)貼是否含工商業(yè)美國(guó)IRA：延長(zhǎng)ITC十年和提高基礎(chǔ)抵免比例至30%部分州提供儲(chǔ)能補(bǔ)貼（如加州SGIP儲(chǔ)能激勵(lì)政策，戶儲(chǔ)0.15-0.5美元/Wh；非戶儲(chǔ)補(bǔ)貼0.18-0.36美元/Wh）含德國(guó)2023年起全國(guó)免除發(fā)電量所得稅及19%VAT柏林等部分地區(qū)仍有儲(chǔ)能補(bǔ)貼(柏林300歐元/kWh)。免除發(fā)電量所得稅及VAT含容量不超過(guò)30KW的商業(yè)物業(yè)意大利無(wú)提供安裝費(fèi)用110%的收入稅抵免，從2023年起該比例將逐年退坡。含西班牙停止征收光伏發(fā)電自用稅（7%），最高減免購(gòu)置費(fèi)用20%的收入稅。2021年可再生新能源的援助補(bǔ)貼為13.2億歐元；其中針對(duì)儲(chǔ)能補(bǔ)貼2.2億歐元，戶用可獲70%的儲(chǔ)能購(gòu)置費(fèi)用抵免。含PAGE7PAGE7歐美工商業(yè)儲(chǔ)能當(dāng)前裝機(jī)規(guī)模較小，成長(zhǎng)空間廣闊主要國(guó)家目前工商業(yè)儲(chǔ)能規(guī)模都相對(duì)仍較小，后續(xù)成長(zhǎng)空間廣闊。美國(guó)工商業(yè)裝機(jī)規(guī)模持續(xù)高增：工商業(yè)儲(chǔ)能Q1裝機(jī)69.1MW/203.3MWh，環(huán)比+44%/+112%，同比+10/+43%；在美國(guó)大儲(chǔ)與戶儲(chǔ)Q1裝機(jī)均大幅下降的情況下，工商業(yè)儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)環(huán)比大幅增長(zhǎng)，主要由于部分原2022德國(guó)工商業(yè)裝機(jī)占總裝機(jī)比例低于5%：2021年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)27MW/57MWh，分別占總裝機(jī)4.2%/3.4%。圖：美國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù) 圖：德國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù)儲(chǔ)能裝機(jī)功率（MW) 儲(chǔ)能裝機(jī)電量（MWh) Gridscale（MW) Residential（MW)non-residential（MW) Gridscale（MWh) Residential（MWh) non-residential6,0005,000

1,500

HSS年度裝機(jī)情況（MWh） HSS年度裝機(jī)功率ISS年度裝機(jī)情況（MWh） ISS年度裝機(jī)功率（MW)LSS年度裝機(jī)情況（MWh） LSS年度裝機(jī)功率（MW)年度總裝機(jī)情況（MWh） 年度總裝機(jī)功率（MW）4,0003,000

1,0002,0001,0000

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2016 2017 2018 2019 2020 2021我國(guó)當(dāng)前工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展仍處初期年我國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)占總裝機(jī)比例約為5%：根據(jù)CESA統(tǒng)計(jì)，2022年我國(guó)新增電化學(xué)儲(chǔ)能5.9GW，其中用戶側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)0.3GW，約占新增儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模5.2%；其中分布式及微網(wǎng)0.10GW，約占新增總規(guī)模1.7%，用戶側(cè)削峰填谷0.2GW，約占新增總規(guī)模3.5%。（注：用戶側(cè)儲(chǔ)能=戶用儲(chǔ)能+廣義工商業(yè)儲(chǔ)能，廣義工商業(yè)儲(chǔ)能=分布式光伏配儲(chǔ)+工商業(yè)獨(dú)立儲(chǔ)能，可認(rèn)為我國(guó)戶用儲(chǔ)能暫無(wú)市場(chǎng)，用戶側(cè)儲(chǔ)能全部為工商業(yè)儲(chǔ)能）。1.1,19%2.2,38%0.20,4%1.4,24%0.6,10%1.1,19%2.2,38%0.20,4%1.4,24%0.6,10%

圖：CNESA2021年中國(guó)新增儲(chǔ)能應(yīng)用分類80.20,3%80.20,3% 新能源+儲(chǔ)能電源側(cè)輔助服務(wù)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能分布式及微網(wǎng)共享儲(chǔ)能其他0.10,2%99工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)概況及發(fā)展目商業(yè)模式分析及IRR測(cè)算儲(chǔ)能企業(yè)產(chǎn)品及銷售模式錄 市場(chǎng)空間及行業(yè)相關(guān)標(biāo)的

分布式光伏配儲(chǔ)峰谷價(jià)差套利現(xiàn)貨交易需量電費(fèi)管理需求側(cè)響應(yīng)資料來(lái)源：國(guó)家電網(wǎng)，合康新能，華福證券研究所10資料來(lái)源：國(guó)家電網(wǎng)，合康新能，華福證券研究所10工商業(yè)儲(chǔ)能商業(yè)模式分類作為用戶側(cè)儲(chǔ)能，一般情況下工商業(yè)儲(chǔ)能通過(guò)電價(jià)差獲得收益，主要包括以下三種商業(yè)模式：①需求管理（Demandchargemanagement）：利用儲(chǔ)能電池系統(tǒng)，減少客戶峰值電力需求及相關(guān)費(fèi)用。②峰谷套利arbitrage）：隨著分時(shí)電價(jià)、現(xiàn)貨市場(chǎng)等全面推進(jìn)，利用峰谷價(jià)差實(shí)現(xiàn)低充高放，從而實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利。③自發(fā)自用（Self-consumption）：光伏上網(wǎng)電價(jià)相比用電電價(jià)有大幅折價(jià)，通過(guò)工商業(yè)儲(chǔ)能配套分布式光伏系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電高比例自發(fā)自用。此外，隨分布式微網(wǎng)、虛擬電廠等方式接入大電網(wǎng)，工商業(yè)儲(chǔ)能也可通過(guò)參與調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)方式，獲得一定收益（此時(shí)類似于電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能）。圖：江蘇省7月分時(shí)電價(jià)（元/kwh）、工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利及需求管理工商業(yè)分布式光伏配儲(chǔ)（類戶儲(chǔ)模式）工商業(yè)儲(chǔ)能作為規(guī)模相對(duì)較大的用戶側(cè)儲(chǔ)能（相比戶儲(chǔ)），同時(shí)兼具大儲(chǔ)與戶儲(chǔ)商業(yè)模式。區(qū)微電網(wǎng)，可以實(shí)現(xiàn)日間余電存儲(chǔ)，夜間或峰時(shí)放電，從而降低企業(yè)用電成本。系統(tǒng)相關(guān)假設(shè)以光伏平均上網(wǎng)電價(jià)作為系統(tǒng)充電成本，每日充放一次；放電深度 工商業(yè)光儲(chǔ)收益測(cè)算模型（江蘇7月35kv工商業(yè)電價(jià)）75%，系統(tǒng)效率90%。 假設(shè)：以光伏上網(wǎng)電價(jià)作為充電成本，放電電量中，峰時(shí)與夜間各一半以光伏平均上網(wǎng)電價(jià)作為系統(tǒng)充電成本，每日充放一次；放電深度 工商業(yè)光儲(chǔ)收益測(cè)算模型（江蘇7月35kv工商業(yè)電價(jià)）75%，系統(tǒng)效率90%。 假設(shè)：以光伏上網(wǎng)電價(jià)作為充電成本，放電電量中，峰時(shí)與夜間各一半結(jié)果一：若峰時(shí)與夜間各放電一半，年節(jié)約電費(fèi)159萬(wàn)元 參數(shù)儲(chǔ)能設(shè)備成本1300結(jié)果二：若全部峰時(shí)放出，年節(jié)約電費(fèi)217萬(wàn)元 儲(chǔ)能電站成本(含設(shè)計(jì)及建設(shè)成本)（元/kWh）1500儲(chǔ)能功率(MW)5圖：江蘇省7月分時(shí)電價(jià)（元/kwh） 儲(chǔ)能時(shí)間（h）2光伏平均上網(wǎng)電價(jià)（元/kWh）0.25峰時(shí)電價(jià)（元/kWh）1.13夜間電價(jià)，以平時(shí)計(jì)（元/kWh）0.66放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次） 儲(chǔ)能單日充放電次數(shù)（天）1生命周期（年）16.44建設(shè)成本（萬(wàn)元）1500假設(shè)1：放電電量中，峰時(shí)與夜間各一半 每日節(jié)約電費(fèi)（元）4356.79年節(jié)約電費(fèi)（萬(wàn)元）159.02假設(shè)2：放電電量中，均在峰時(shí)釋放 每日節(jié)約電費(fèi)（元）5956.20年節(jié)約電費(fèi)（萬(wàn)元）217.40

表：工商業(yè)光儲(chǔ)收入測(cè)算資料來(lái)源：江蘇電網(wǎng)，華福證券研究所 11PAGEPAGE14工商業(yè)峰谷價(jià)差套利模式分時(shí)電價(jià)機(jī)制逐步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制逐步完善，峰谷價(jià)差拉大利于工商業(yè)儲(chǔ)能盈利改善2021年7月26日，發(fā)改委價(jià)格司發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，提出優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制、強(qiáng)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制執(zhí)行、加強(qiáng)分時(shí)電價(jià)機(jī)制實(shí)施保障三方面要求。其中，對(duì)于優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制，重點(diǎn)提出完善峰谷電價(jià)機(jī)制、建立尖峰電價(jià)機(jī)制、健全季節(jié)性電價(jià)機(jī)制。表：關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知政策要求詳細(xì)內(nèi)容總體要求定價(jià)格作用，形成有效的市場(chǎng)化分時(shí)電價(jià)信號(hào)。在保持銷售電價(jià)總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步完善目錄分時(shí)電價(jià)機(jī)制，更好引提供支撐。完善峰谷電價(jià)機(jī)制科學(xué)劃分峰谷時(shí)段。曲線變化特性。合理確定峰谷電價(jià)價(jià)差。各地要統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機(jī)占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，合理確定峰谷電價(jià)價(jià)差上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過(guò)40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制建立尖峰電價(jià)機(jī)制各地要結(jié)合實(shí)際情況在峰谷電價(jià)的基礎(chǔ)上推行尖峰電價(jià)機(jī)制。尖峰時(shí)段根據(jù)前兩年當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負(fù)荷95%及以上用電負(fù)荷出現(xiàn)的時(shí)段合理確定，并考慮當(dāng)年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調(diào)整；尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。尖峰電價(jià)、深谷電價(jià)機(jī)制與電力需求側(cè)管理政策的銜接協(xié)同，充分挖掘需求側(cè)調(diào)節(jié)能力。健全季節(jié)性電價(jià)機(jī)制日內(nèi)用電負(fù)荷或電力供需關(guān)系具有明顯季節(jié)性差異的地方，要進(jìn)一步建立健全季節(jié)性電價(jià)機(jī)制，分季節(jié)劃分峰谷時(shí)段，合理設(shè)置季暖電價(jià)政策，通過(guò)適當(dāng)拉長(zhǎng)低谷時(shí)段、降低谷段電價(jià)等方式，推動(dòng)進(jìn)一步降低清潔取暖用電成本，有效保障居民冬季清潔取暖需求。峰谷價(jià)差加大顯著提升工商業(yè)儲(chǔ)能盈利能力峰谷價(jià)差套利是工商業(yè)儲(chǔ)能目前最常見最普遍商業(yè)模式之一，通過(guò)低充高放實(shí)現(xiàn)套利。隨著分時(shí)電價(jià)機(jī)制逐步完善，多省市推出季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制：在夏季與冬季部分用電高峰月份，尖峰電價(jià)（部分省市還有深谷電價(jià)機(jī)制）進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差；多省市更新峰谷電價(jià)政策，尖峰電價(jià)和低谷電價(jià)上下浮動(dòng)比例更高，意味著峰谷電價(jià)差進(jìn)一步拉大，為儲(chǔ)能打來(lái)更多盈利空間。發(fā)布時(shí)間發(fā)布時(shí)間 相關(guān)政策 峰谷時(shí)段劃分季節(jié)性電價(jià)峰谷比價(jià)水平河南11月5日全年峰谷時(shí)段按每日24小時(shí)分為高峰、平段、低谷三段各8小時(shí)，其中，高峰時(shí)段為10-14時(shí)和17-21時(shí)，低谷時(shí)段為23時(shí)至次日7時(shí)，其余時(shí)段為平段每年1月、7-8月、12月，對(duì)分時(shí)電價(jià)電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價(jià)，在平段電價(jià)不變的基礎(chǔ)上，峰平谷電價(jià)比調(diào)整為1.71:1:0.47峰平谷電價(jià)比調(diào)整為1.64:1:0.41，峰段電價(jià)以平段電價(jià)為基礎(chǔ)上浮64%、谷段電價(jià)以平段電價(jià)為基礎(chǔ)下浮59%每年1月、7-8月、12月，對(duì)分時(shí)電價(jià)電力用戶執(zhí)行尖峰電價(jià)，其中，1月、12月尖峰時(shí)段為每日18-19時(shí)，7-8月尖峰時(shí)段為每日12-14時(shí)和20-21時(shí)，用電價(jià)格在其他月份峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮20%江西11月7日其他季節(jié)(2-6、10-11月)：16:00-22:00為高峰時(shí)段，00:00-06:00為低谷時(shí)段，其余為平段冬季(1月、12月)：每日17:00-19:00為尖峰時(shí)段，9:00-12:00、19:00-20:00為高峰時(shí)段，00:00-06:00為低谷時(shí)段，其余為平段夏季(7-9月)：每日20:00-22:00為尖峰時(shí)段，16:00-20:00為高峰段，00:00-06:00為低谷時(shí)段，其余為平段高峰時(shí)段電價(jià)上浮50%,尖峰時(shí)段電價(jià)在高峰時(shí)段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮20%,低谷時(shí)段電價(jià)下浮50%山東11月29日全年峰谷時(shí)段按每日24小時(shí)分為高峰、平段、低谷三段各8小時(shí)，其中，高峰時(shí)段為10-14時(shí)和17-21時(shí)，低谷時(shí)段為23時(shí)至次日7時(shí)，其余時(shí)段為平段每年1月、7-8月、12月，對(duì)分時(shí)電價(jià)電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價(jià)，在平段電價(jià)不變的基礎(chǔ)上，峰平谷電價(jià)比調(diào)整為1.71:1:0.47峰平谷電價(jià)比調(diào)整為1.64:1:0.41，峰段電價(jià)以平段電價(jià)為基礎(chǔ)上浮64%、谷段電價(jià)以平段電價(jià)為基礎(chǔ)下浮59%每年1月、7-8月、12月，對(duì)分時(shí)電價(jià)電力用戶執(zhí)行尖峰電價(jià)，其中，1月、12月尖峰時(shí)段為每日18-19時(shí)，7-8月尖峰時(shí)段為每日12-14時(shí)和20-21時(shí)，用電價(jià)格在其他月份峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮20%河北12月6日其他季節(jié)(每年3、4、5月及9、10、11月)低谷：1-6時(shí)、12-15時(shí)；平段：0-1時(shí)、6-12時(shí)、15-16時(shí)；高峰：16-24時(shí)夏季(6、7、8月)低谷0-8時(shí)；平段8-15時(shí)、23-24時(shí)；高峰15-19時(shí)、22-23時(shí)；尖峰19-22時(shí)冬季(每年12、次年1、2月)低谷：1-6時(shí)、12-15時(shí)；平段：0-1時(shí)、6-12時(shí)、15-16時(shí)；高峰：16-17時(shí)、19-24時(shí)；尖峰：17-19時(shí)谷時(shí)段用電價(jià)格在平段電價(jià)基礎(chǔ)上分別上下浮動(dòng)70%；尖峰時(shí)段用電價(jià)格在高峰電價(jià)基礎(chǔ)上上浮20%湖北12月9日尖峰時(shí)段(每日20：00-22：00)低谷時(shí)段(每日23：00-次日7：00)每年用電高峰月份(夏季7月8月、冬季12月1月)，尖峰時(shí)段基礎(chǔ)電價(jià)浮動(dòng)比例由1.8調(diào)整為2，低谷時(shí)段基礎(chǔ)電價(jià)浮動(dòng)比例由0.48調(diào)整為0.45尖峰電價(jià)180%，低谷電價(jià)48%上海12月16日除夏季外其他月份：高峰時(shí)段：8:00-11:00、18:00-21:00平時(shí)段：6:00-8:00、11:00-18:00、21:00-22:00低谷時(shí)段：22:00-次日6:00其中，冬季(1月、12月)19:00-21:00為尖峰時(shí)段夏季(7、8、9月)和冬季(1、12月)高峰時(shí)段電價(jià)在平段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮80谷時(shí)段電價(jià)在平段電價(jià)基礎(chǔ)上下浮60%，尖峰時(shí)段電價(jià)在高峰電價(jià)的基礎(chǔ)上上浮25%1、一般工商業(yè)及其他兩部制、大工業(yè)兩部制用電其他月份高峰時(shí)段電價(jià)在平段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮60%，低谷時(shí)段電價(jià)在平段電價(jià)基礎(chǔ)上下浮50%2、其他月份高峰時(shí)段電價(jià)在平段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮17%，低谷時(shí)段電價(jià)在平段電價(jià)基礎(chǔ)上下浮45%全國(guó)主要省份7月峰谷價(jià)差一覽7月峰谷價(jià)差看，上海市、廣東珠三角五市、廣東江門、廣東惠州、湖南省等地區(qū)峰谷價(jià)差居前：以35kv大工商業(yè)兩部制電價(jià)為例：①?gòu)V東、海南、上海、浙江等東部省份峰谷電價(jià)差相對(duì)較大②7月部分省市進(jìn)入夏季尖峰月份，尖峰電價(jià)機(jī)制價(jià)差更高：以珠三角五市為例，7月價(jià)差為1.2011元/kWh（尖峰-低谷），6月價(jià)差為0.8885（高峰-低谷），環(huán)比+35%。③峰谷價(jià)差擴(kuò)大是長(zhǎng)期趨勢(shì)：看，近七成的區(qū)域，7月峰谷價(jià)差同比增長(zhǎng)；環(huán)比數(shù)據(jù)看，超過(guò)九成的區(qū)域7月峰谷價(jià)差環(huán)比增長(zhǎng)（7月進(jìn)入尖峰電比較高峰-低谷價(jià)差變動(dòng)，全國(guó)僅5比下降，且降幅低于2分/kwh）。④江蘇、安徽等省目前暫無(wú)普適性尖峰全國(guó)居前取35kv大工商業(yè)兩部制電價(jià)作為標(biāo)準(zhǔn)

圖：部分省市7月工商業(yè)峰谷電價(jià)差（元/kwh）尖峰-低谷 高峰-低谷1.401.201.000.800.600.400.20上海上海廣東江門市廣東惠州市廣東東西兩翼陜西河北天津四川吉林福建遼寧廣西北京郊區(qū)內(nèi)蒙古東以湖北為例：電價(jià)相關(guān)政策解讀三期輸配電價(jià)政策6月起運(yùn)行，新方案對(duì)線損及系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)進(jìn)一步細(xì)化：5案將于6月1日實(shí)施。在6蓄能容量電費(fèi)等。因此電價(jià)實(shí)際計(jì)算方式為：5月：代理購(gòu)電價(jià)+輸配電價(jià)+政府基金及附加+代理購(gòu)電綜合損益分?jǐn)偅ú糠謪^(qū)域）+容/需量電價(jià)6月起：代理購(gòu)電價(jià)+輸配電價(jià)+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價(jià)+政府基金及附加+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用+容/需量電價(jià)。峰谷電價(jià)=基礎(chǔ)電價(jià)（代理購(gòu)電價(jià)+輸配電價(jià)+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價(jià)）×系數(shù)+政府性基金及附加+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)（不同省運(yùn)行費(fèi)不計(jì)算系數(shù)）（注：容/需量電價(jià)獨(dú)立計(jì)入，與度電電價(jià)無(wú)關(guān)）表：湖北省工商業(yè)電價(jià)構(gòu)成方式（電價(jià)數(shù)據(jù)為23年7月）（元/kwh）代理購(gòu)電價(jià)電度輸配電價(jià)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系數(shù)政府性基金及附加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用合計(jì)尖峰-低谷高峰-低谷尖峰2.001.2833高峰0.48990.10650.02141.490.04520.00250.96820.95760.6425平時(shí)（基礎(chǔ)電價(jià)）1.000.6655低谷0.450.3257001234567890123456769012以湖北為例：峰谷價(jià)差計(jì)算方式湖北分時(shí)電價(jià)政策更新，提高冬夏兩季尖峰電價(jià)系數(shù)，降低低谷電價(jià)系數(shù)：2022年12月9日，湖北省發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制有關(guān)的通知》（鄂發(fā)改價(jià)管〔2022〕406號(hào)1.8調(diào)整至2.0，低谷時(shí)段基礎(chǔ)電價(jià)倍率由0.48調(diào)整至0.45。其他月份尖峰、低谷時(shí)段的基礎(chǔ)電價(jià)倍率仍分別按1.8和0.48執(zhí)行。:9:00-15:00；低谷時(shí)段:23:00-次日7:00；其余為平時(shí)段。冬夏調(diào)整尖峰及低谷系數(shù)從而放大峰谷價(jià)差。假設(shè)日內(nèi)兩次充放，則實(shí)際運(yùn)行價(jià)差為一次“谷-峰”+一次“平-尖峰”表：湖北省儲(chǔ)能電站兩次充放對(duì)應(yīng)電價(jià)差（元/kwh）

21.81.61.41.210.80.60.40.2除冬夏外(8個(gè)月）代理購(gòu)電價(jià)除冬夏外(8個(gè)月）代理購(gòu)電價(jià)電度輸配電價(jià)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系數(shù)政府性基金及附加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用合計(jì)高峰-低谷尖峰-平時(shí)尖峰0.48990.10650.02141.800.04520.00251.15970.4942高峰0.48990.10650.02141.490.04520.00250.96820.6240平時(shí)（基礎(chǔ)電價(jià)）0.48990.10650.02141.000.04520.00250.6655低谷0.48990.10650.02140.480.04520.00250.3442冬季&夏季(4個(gè)月）代理購(gòu)電價(jià)電度輸配電價(jià)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系數(shù)政府性基金及附加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用合計(jì)高峰-低谷尖峰-平時(shí)尖峰0.48990.10650.02142.000.04520.00251.28330.6178高峰0.48990.10650.02141.490.04520.00250.96820.6425平時(shí)（基礎(chǔ)電價(jià)）0.48990.10650.02141.000.04520.00250.6655低谷0.48990.10650.02140.450.04520.00250.3257

圖：湖北省工商業(yè)峰谷電價(jià)系數(shù)及時(shí)段湖北峰谷電價(jià)系數(shù)-冬夏 21.491.491110.450.450123456789101112131415161718192021222321.821.81.61.41.81.491.210.80.60.40.201110.480.48PAGEPAGE17表：湖北省工商業(yè)峰谷套利測(cè)算相關(guān)參數(shù)參數(shù) 儲(chǔ)能設(shè)備成本表：湖北省工商業(yè)峰谷套利測(cè)算相關(guān)參數(shù)參數(shù) 儲(chǔ)能設(shè)備成本1300儲(chǔ)能電站成本(含設(shè)計(jì)及建設(shè)成本)（元/kWh1500儲(chǔ)能功率(MW)5儲(chǔ)能時(shí)間（h）2充放價(jià)差1（元/kWh）0.63充放價(jià)差2（元/kWh）0.54平均充放價(jià)差（元/kWh）0.58放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次） 6000儲(chǔ)能單日充放電次數(shù)（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-100%生命周期容量保持率70%運(yùn)維成本（/系統(tǒng)成本）8%其他成本（/系統(tǒng)成本）10%電站殘值（/系統(tǒng)成本）5%建設(shè)成本（萬(wàn)元）1500湖北省工商儲(chǔ)全投資IRR約為5.59%。關(guān)鍵假設(shè)如下：1）工商業(yè)儲(chǔ)能電站成本1.5元/Wh2）生命周期6000次，每日充放電2次3）放電深度75%，系統(tǒng)效率90%（冬夏4）IRR為5.6%，主要原因由于湖北基礎(chǔ)電價(jià)（0.6655元/kwh）相對(duì)較低，高峰時(shí)段系數(shù)也較?。?.49），因此兩次充放電全年平均價(jià)差0.58元/kwh。表：湖北省工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算單位：萬(wàn)元0123456789初始投資-1500運(yùn)營(yíng)利潤(rùn)287.17287.17278.87255.26255.26238.65223.35223.3548.95運(yùn)維成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500254.32254.32246.02222.41222.41205.80190.50190.50116.75IRR5.59%表：江蘇省工商業(yè)峰谷套利測(cè)算相關(guān)參數(shù)參數(shù) 儲(chǔ)能設(shè)備成本表：江蘇省工商業(yè)峰谷套利測(cè)算相關(guān)參數(shù)參數(shù) 儲(chǔ)能設(shè)備成本1300儲(chǔ)能電站成本(含設(shè)計(jì)及建設(shè)成本)（元/kWh1500儲(chǔ)能功率(MW)5儲(chǔ)能時(shí)間（h）2充放價(jià)差1（元/kWh）0.86充放價(jià)差2（元/kWh）0.47平均充放價(jià)差（元/kWh）0.67放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次） 6000儲(chǔ)能單日充放電次數(shù)（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-100%生命周期容量保持率70%運(yùn)維成本（/系統(tǒng)成本）8%其他成本（/系統(tǒng)成本）10%電站殘值（/系統(tǒng)成本）5%建設(shè)成本（萬(wàn)元）1500我們以同樣的參數(shù)測(cè)算江蘇工商儲(chǔ)全投資IRR為9.42%，已具有一定盈利性：江蘇峰谷時(shí)段及系數(shù)如下：江蘇省高峰時(shí)段：8-11，17-22；平時(shí)時(shí)段：11-17，22-24；低谷時(shí)段：0-8。高峰系數(shù)1.7196，低谷系數(shù)0.4185。江蘇IRR相比湖北有明顯提升，主要由于更大的電價(jià)系數(shù)差帶來(lái)更高峰谷價(jià)差，2次充放全年平均價(jià)差達(dá)0.67元/kwh，顯著高于湖北0.58的價(jià)差注：江蘇對(duì)315千伏安及以上工業(yè)用電執(zhí)行夏季尖峰電價(jià)，時(shí)間段為14-15，20-21，同時(shí)17-18調(diào)整為平時(shí)，尖峰電價(jià)為峰時(shí)電價(jià)上浮20%，因無(wú)普適性此處測(cè)算暫不考慮江蘇尖峰電價(jià)。

7月江蘇35kv工商業(yè)兩部制分時(shí)電價(jià)（元/kwh）1.201.000.800.600.400.20

1.13

1.130.000.660.280.660.28表：江蘇省工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算單位：萬(wàn)元0123456789初始投資-1500運(yùn)營(yíng)利潤(rùn)327.85327.85318.37291.42291.42272.46255.00255.0055.89運(yùn)維成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500295.00295.00285.52258.57258.57239.61222.15222.15123.69IRR9.42%02468 10121416182002468 10121416182022PAGE19以廣東為例：峰谷價(jià)差相關(guān)政策及測(cè)算廣東21年起即開始拉大峰谷價(jià)差，調(diào)整峰谷系數(shù)：21年9差，峰平谷比價(jià)從1.65:1:0.5調(diào)整為1.7:1:0.38。尖峰電價(jià)在上述峰谷分時(shí)電價(jià)的峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮25%。尖峰電價(jià)執(zhí)行時(shí)間為7月、8月和9月三個(gè)整月，尖峰電價(jià)每天的執(zhí)行時(shí)段為11-12時(shí)、15-17時(shí)共三個(gè)小時(shí)。圖：廣東省工商業(yè)峰谷電價(jià)系數(shù)及時(shí)段

以珠三角五市電價(jià)為例2.521.510.502.521.510.50

廣東峰谷電價(jià)系數(shù)-夏季2.125 2.1251.7 1.71 10.382.125 2.1251.7 1.71 10.381.71.711.71.71110.38

尖峰-低谷價(jià)差為1.2011元/kwh，高峰-低谷價(jià)差為0.9086元/kwh假設(shè)日內(nèi)兩次2h充放：廣東省內(nèi)夏季為“谷2h充-峰1h放+尖峰1h”+“平2h充-尖峰2h2h充-峰2h綜合測(cè)算廣東珠三角五市全年加權(quán)平均充放價(jià)差為0.75元/kWh。表：實(shí)際測(cè)算廣東充放電價(jià)差（珠三角五市）春秋冬(9個(gè)月）代理購(gòu)電價(jià)電度輸配電價(jià)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用系數(shù)政府性基金及附加合計(jì)充放1充放2高峰0.56590.10090.01580.00571.700.02771.19780.90860.4818平時(shí)（基礎(chǔ)電價(jià)）0.56590.10090.01580.00571.000.02770.7160低谷0.56590.10090.01580.00570.380.02770.2892夏季(3個(gè)月）代理購(gòu)電價(jià)電度輸配電價(jià)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用系數(shù)政府性基金及附加合計(jì)充放1充放2尖峰0.56590.10090.01580.00572.130.02771.49031.05480.7743高峰0.56590.10090.01580.00571.700.02771.1978平時(shí)（基礎(chǔ)電價(jià)）0.56590.10090.01580.00571.000.02770.7160低谷0.56590.10090.01580.00570.380.02770.2892PAGEPAGE20以廣東為例：工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算儲(chǔ)能設(shè)備成本1300儲(chǔ)能電站成本(含設(shè)計(jì)及建設(shè)成本)（元/kWh1500儲(chǔ)能設(shè)備成本1300儲(chǔ)能電站成本(含設(shè)計(jì)及建設(shè)成本)（元/kWh1500儲(chǔ)能功率(MW)5儲(chǔ)能時(shí)間（h）2充放價(jià)差1（元/kWh）0.95充放價(jià)差2（元/kWh）0.55平均充放價(jià)差（元/kWh）0.75放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次） 6000儲(chǔ)能單日充放電次數(shù)（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-100%生命周期容量保持率70%運(yùn)維成本（/系統(tǒng)成本）8%其他成本（/系統(tǒng)成本）10%電站殘值（/系統(tǒng)成本）5%建設(shè)成本（萬(wàn)元）1500以珠三角五市電價(jià)測(cè)算，參數(shù)主要假設(shè)與前述相同，夏季由于執(zhí)行尖峰電價(jià)政策，兩次充放分別為“谷2-峰1+尖峰1”+2-尖峰2”；全年取夏季與春秋冬充放電價(jià)差加權(quán)均值。以實(shí)現(xiàn)8000次以上循環(huán)，對(duì)應(yīng)全投資IRR達(dá)18%。表：廣東省工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算（6000次循環(huán)）

表：廣東省工商業(yè)峰谷套利測(cè)算相關(guān)參數(shù)參數(shù) 單位：萬(wàn)元 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 初始投資-1500運(yùn)營(yíng)利潤(rùn)369.58369.58358.89328.51328.51307.14287.45287.4563.00運(yùn)維成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500336.73336.73326.04295.66295.66274.29254.60254.60130.80IRR13.17%表：廣東省工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算（8000次循環(huán)）單位：萬(wàn)元01234567891011初始投資-1500運(yùn)營(yíng)利潤(rùn)369.58369.58369.58355.29328.51328.51328.51300.05287.45287.45275.64運(yùn)維成本-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.50其他成本-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.13電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500344.94344.94344.94330.65303.88303.88303.88275.41262.81262.81327.01IRR17.94%工商業(yè)峰谷價(jià)差敏感性測(cè)算在0.8元/kwh充放電價(jià)差，1.5元/wh6000次與8000次循環(huán)對(duì)應(yīng)IRR分別為15.31%及19.91商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性已逐步體現(xiàn)。元/wh儲(chǔ)能成本下，0.65元/kwh的充放電價(jià)差即可帶來(lái)8.7%以上的IRR（6000循環(huán)），表：工商業(yè)峰谷價(jià)差套利敏感性測(cè)算6000次循環(huán)下IRR敏感性測(cè)算平均充放價(jià)差（元/kWh）13.17%0.600.650.700.750.800.850.900.951.0014008.40%10.82%13.17%15.47%17.71%19.90%22.06%24.19%26.28%14507.37%9.74%12.04%14.29%16.48%18.62%20.73%22.80%24.84%工商業(yè)儲(chǔ)能電站成本（元/kWh）15006.40%8.73%10.98%13.17%15.31%17.41%19.47%21.49%23.48%15505.48%7.76%9.97%12.12%14.21%16.27%18.28%20.26%22.20%16004.61%6.85%9.01%11.12%13.17%15.18%17.15%19.09%20.99%16503.78%5.97%8.10%10.17%12.18%14.15%16.08%17.98%19.84%17002.99%5.14%7.23%9.26%11.24%13.17%15.06%16.92%18.75%8000次循環(huán)下IRR敏感性測(cè)算平均充放價(jià)差（元/kWh）17.94%0.600.650.700.750.800.850.900.951.00140013.57%15.79%17.94%20.05%22.13%24.16%26.17%28.15%30.11%145012.64%14.80%16.91%18.97%20.99%22.97%24.93%26.86%28.76%工商業(yè)儲(chǔ)能電站成本（元/kWh）150011.76%13.87%15.93%17.94%19.91%21.85%23.76%25.64%27.50%155010.92%12.99%15.01%16.97%18.90%20.79%22.65%24.49%26.30%160010.13%12.16%14.13%16.06%17.94%19.79%21.61%23.40%25.17%16509.37%11.36%13.30%15.19%17.03%18.84%20.62%22.37%24.10%17008.65% 10.61%12.51%14.36%16.17%17.94%19.68%21.40%23.09% 21PAGEPAGE23電力現(xiàn)貨交易開啟工商業(yè)儲(chǔ)能市場(chǎng)化（類大儲(chǔ)模式）電力市場(chǎng)化改革持續(xù)推進(jìn)，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)有望推動(dòng)工商儲(chǔ)新商業(yè)化模式電力現(xiàn)貨市場(chǎng)主要包括日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)，采用全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清的方式開展。交易品種上，涵蓋了電能量、輔助服務(wù)等多類交易品種。2021年12月1日，山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)啟動(dòng)不間斷結(jié)算試運(yùn)行。山東電力市場(chǎng)體系包括電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)和零售市場(chǎng)。電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)以年度、月度、多日為周期，并從時(shí)序上延伸至日前、實(shí)時(shí)的現(xiàn)貨市場(chǎng)交易。圖：山東日前現(xiàn)貨電價(jià)工商業(yè)儲(chǔ)能參與需量電費(fèi)管理工業(yè)儲(chǔ)能可以有效降低尖峰負(fù)荷，節(jié)省大量需量電費(fèi)（如采用需量電費(fèi)計(jì)價(jià)模式）根據(jù)23年5月15日發(fā)改委印發(fā)的《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》：①執(zhí)行工商業(yè)（或大工業(yè)、一般工商業(yè)）用電價(jià)格的用戶（以下簡(jiǎn)稱工商業(yè)用戶），用電容量在100千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價(jià)；100千伏安至315千伏安之間的，可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價(jià)；315千伏安及以上的，執(zhí)行兩部制電價(jià)，現(xiàn)執(zhí)行單一制電價(jià)的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價(jià)或兩部制電價(jià)。②選擇執(zhí)行需量電價(jià)計(jì)費(fèi)方式的兩部制用戶，每月每千伏安用電量達(dá)到260核定標(biāo)準(zhǔn)90%執(zhí)行。每月每千伏安用電量為用戶所屬全部計(jì)量點(diǎn)當(dāng)月總用電量除以合同變壓器容量。當(dāng)前工商業(yè)兩部制電價(jià)包括基本電價(jià)和電度電價(jià)：總電價(jià)=用電容量（或需量）*基本電價(jià)+電量*電度電價(jià)。容量*容量電價(jià)；需量計(jì)費(fèi)方式中，基本電價(jià)=當(dāng)月抄見最大需量值*需量電價(jià)。對(duì)于采用需量計(jì)費(fèi)的用戶，假設(shè)其為江蘇省某工商業(yè)用戶，通過(guò)配套1MW/2MWh量降低1MW（暫不考慮需量電價(jià)90%折扣），則每月總電費(fèi)可降低48*1000=4.8萬(wàn)元，需量電費(fèi)部分可每年節(jié)省57.6萬(wàn)元。假設(shè)為需量電價(jià)較低的廣東省，也可每年節(jié)省31*0.1*12=37.2萬(wàn)元。注1：需量電價(jià)相關(guān)：kW是有功功率的單位；容量電價(jià)相關(guān)：kVA是視在功率的單位；視在功率^2=有功功率^2+無(wú)功功率^2，即視在功率包含有功功率和無(wú)功功率；有功功率（kW）=視在功率(kVA)*cosφ，cosφ為功率因數(shù)。注2：我國(guó)需量電價(jià)一般為容量電價(jià)1.6倍表：部分省市35kv大工商業(yè)兩部制容（需）量電價(jià)表北京天津河北山西上海江蘇浙江山東廣東四川需量電價(jià)（元/千瓦·月）48.038.435.036.040.848.044.835.231.032.0量電價(jià)（元/千伏安·） 30.0 24.0 21.9 22.5 25.5 30.0 28.0 22.0 19.4 20.0工商業(yè)儲(chǔ)能參與虛擬電廠需求側(cè)響應(yīng)工商業(yè)儲(chǔ)能作為負(fù)荷端最便于調(diào)控的用戶，在參與削峰填谷等需求側(cè)響應(yīng)方面具有重要意義，并可獲得相應(yīng)的補(bǔ)貼：年7導(dǎo)電力用戶主動(dòng)削減尖峰負(fù)荷。安排補(bǔ)貼資金3000萬(wàn)元，鼓勵(lì)用戶參與虛擬電廠需求響應(yīng)市場(chǎng)，明確逐步形成約總市最高負(fù)荷3力，補(bǔ)貼費(fèi)用=有效響應(yīng)電量×補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)×響應(yīng)系數(shù)，削峰補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)最高5元/kwh，填谷補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)最高2元/kwh。考慮響應(yīng)系數(shù)，實(shí)時(shí)削峰填谷響應(yīng)補(bǔ)貼最高可分別達(dá)15元/kwh、6元/kwh。要環(huán)節(jié)，發(fā)展有望進(jìn)一步提速。表：廣州市虛擬電廠削峰填谷響應(yīng)補(bǔ)貼工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)概況及發(fā)展目商業(yè)模式分析及IRR測(cè)算儲(chǔ)能企業(yè)產(chǎn)品及銷售模式錄 市場(chǎng)空間及行業(yè)相關(guān)標(biāo)的

一體機(jī)/傳統(tǒng)分體招投標(biāo)/詢價(jià)模式PAGE26PAGE26工商業(yè)儲(chǔ)能一體機(jī)模式發(fā)展加速企業(yè)均推出了一體化機(jī)柜。定制化產(chǎn)品，現(xiàn)場(chǎng)施工調(diào)試快。傳統(tǒng)分體式：可根據(jù)需求定制化，根據(jù)需求可以更靈活搭配儲(chǔ)能系統(tǒng)功率與電量，且對(duì)于特定場(chǎng)景適配性更優(yōu)。圖：一體化工商業(yè)儲(chǔ)能方案電網(wǎng)工廠/商戶電網(wǎng)BMSEMS、PCS電網(wǎng)工廠/商戶電網(wǎng)BMSEMS、PCS控、消防等一體化集成柜工商業(yè)儲(chǔ)能一體柜1工商業(yè)儲(chǔ)能一體柜2工商業(yè)儲(chǔ)能一體柜3工商業(yè)儲(chǔ)能一體柜n模塊化電池集裝箱1模塊化電池集裝箱2模塊化電池集裝箱n模塊化PCS集裝箱1匯流柜模塊化PCS集裝箱k 工廠/商戶工廠/商戶工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)解決方案分類，PAGE28，PAGE28工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)代表產(chǎn)品PAGEPAGE32工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)銷售模式1)2）10kv建設(shè)安裝Construction銷售路徑①項(xiàng)目體量大，投資方專業(yè)，分開對(duì)各環(huán)節(jié)進(jìn)行招標(biāo)銷售路徑②項(xiàng)目體量較大，涉及備案，招標(biāo)方式確定EPC方，EPC方再向設(shè)備方發(fā)起采購(gòu)（項(xiàng)目主導(dǎo)權(quán)各異）建設(shè)安裝Construction銷售路徑①項(xiàng)目體量大，投資方專業(yè)，分開對(duì)各環(huán)節(jié)進(jìn)行招標(biāo)銷售路徑②項(xiàng)目體量較大，涉及備案，招標(biāo)方式確定EPC方，EPC方再向設(shè)備方發(fā)起采購(gòu)（項(xiàng)目主導(dǎo)權(quán)各異）項(xiàng)目投資方（第三方或工商業(yè)業(yè)主）銷售路徑④通過(guò)貿(mào)易商/代理商分銷（類似戶用光伏）工商業(yè)光儲(chǔ)設(shè)計(jì)含集裝箱、電器電纜、監(jiān)測(cè)設(shè)備等注：工商業(yè)儲(chǔ)能包括獨(dú)立儲(chǔ)能形式和分布式光儲(chǔ)（充）形式……充電站商業(yè)樓宇工廠園區(qū)貿(mào)易商其他電器設(shè)備能量管理系統(tǒng)（EMS）系統(tǒng)集成儲(chǔ)能逆變器（PCS）電池管理系統(tǒng)（BMS）電池/PackEPC總包數(shù)據(jù)中心光儲(chǔ)運(yùn)維商工商業(yè)業(yè)主第三方投資方設(shè)備集成Procurement系統(tǒng)設(shè)計(jì)Engineering工商業(yè)儲(chǔ)能有望逐步降價(jià)從可統(tǒng)計(jì)的近期工商業(yè)儲(chǔ)能招投標(biāo)價(jià)格看從項(xiàng)目EPC總承包價(jià)格看，目前工商業(yè)儲(chǔ)能EPC總均價(jià)基本位于1.6-1.8元/wh區(qū)間（項(xiàng)目間差異較大）；從設(shè)備招投標(biāo)情況看，6月工商儲(chǔ)系統(tǒng)設(shè)備平均單價(jià)已降至1.3元/wh以內(nèi)，主要受今年年初以來(lái)原材料降價(jià)等影響，儲(chǔ)能成本下降。量產(chǎn)降本及循環(huán)次數(shù)提升有望加速推動(dòng)鈉電在儲(chǔ)能領(lǐng)域應(yīng)用，推動(dòng)產(chǎn)業(yè)成本持續(xù)下降。注：招投標(biāo)在工商儲(chǔ)中總占比規(guī)模不大，多數(shù)項(xiàng)目直接購(gòu)買設(shè)備等，難以獲得項(xiàng)目確切數(shù)據(jù)，招投標(biāo)數(shù)據(jù)僅作為參考。且考慮到不同項(xiàng)目定制化等，要求不同最終EPC價(jià)格差異可能較大。如廣東惠電投項(xiàng)目，包含對(duì)應(yīng)運(yùn)維等服務(wù)，最終平均單wh價(jià)格更高。表：工商業(yè)儲(chǔ)能EPC及系統(tǒng)設(shè)備招投標(biāo)價(jià)格時(shí)間招標(biāo)內(nèi)容業(yè)主項(xiàng)目功率MW容量MWh中標(biāo)價(jià)（百萬(wàn)元）單價(jià)（元） 中標(biāo)方2023/4/19EPC永城煤電控股集團(tuán)順和煤礦高壓應(yīng)急儲(chǔ)能第三電源關(guān)鍵技術(shù)開發(fā)與應(yīng)用項(xiàng)目2