工商儲東風(fēng)已至大有可為

2東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾目錄倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”短期空間：哪些省市具備迸發(fā)可能？長期空間：電力市場化趨勢下，工商儲云海浩瀚產(chǎn)業(yè)鏈：百舸爭流，借海揚帆奮楫者先投資建議及風(fēng)險提示摘要東風(fēng)已至，工商儲崢嶸初現(xiàn)。工商業(yè)是我國最大電力市場，電價高+波動強，在我國電力市場化改革+分布式能源轉(zhuǎn)型大勢下，工商儲是不可或缺的表后中堅力量。23年在合同能源+融資租賃等模式成型、峰谷套利等盈利渠道豐富的助推下，我國工商儲有望快速增長，22年新增裝機0.93GWh，同增179%，23H1新增備案便已達(dá)2.8GWh，同增1231%。當(dāng)下現(xiàn)實案例中，浙江兩充兩放+2h項目自投/租賃/合同能源管理/融資租賃等模式投資經(jīng)濟(jì)性已十分可觀，其中自投業(yè)主方IRR可達(dá)18%，給予量增充分支撐。蘇魯浙粵倍道而進(jìn)，湘鄂豫滬后續(xù)有望迸發(fā)。經(jīng)濟(jì)性是工商儲迸發(fā)的核心驅(qū)動力，目前多地峰谷價差已可支持基本經(jīng)濟(jì)性，疊加需求響應(yīng)獎勵、補貼、容需量電費、限電、光伏配儲等驅(qū)動因素，23年我國工商儲快速迸發(fā)，其中蘇魯浙粵經(jīng)濟(jì)性強勁，23H1新增備案量2gwh+，占全國74%。我們認(rèn)為峰谷價差大+結(jié)構(gòu)優(yōu)、參與代理購電企業(yè)多、商業(yè)模式成熟、補貼機制完備是賦予蘇魯浙粵工商儲推廣的基礎(chǔ)。我們進(jìn)而通過深度分析各省的以上基本要素，發(fā)現(xiàn)湖南、湖北、河南、上海4地已具備經(jīng)濟(jì)性，同時具備需求沃土，待政策端輔以引導(dǎo)，供給端完善能源服務(wù)后具備迸發(fā)潛力，有望貢獻(xiàn)市場新增量。電力市場化大趨勢下，工商儲長期有望平價，量增持續(xù)性強勁。在產(chǎn)業(yè)升級大趨勢+25年靈活調(diào)節(jié)電源占比24%目標(biāo)下，我國三產(chǎn)用電占比將不斷提升，22年僅為17%，相較于歐美國家的35-55%仍有較大上升空間，工商儲平滑負(fù)荷曲線的需求也將愈發(fā)重要。類比光伏發(fā)展周期，我們認(rèn)為隨儲能降本增效，當(dāng)下“固定式峰谷價差”的模式終將降低/退出，未來以中長期穩(wěn)定電價/規(guī)避風(fēng)險+現(xiàn)貨反映競爭/市場定價的電力體系將逐步形成，開啟用戶側(cè)自主能源平價時代！長期看工商儲空間廣闊，疊加虛擬電廠規(guī)?；瘞有∥⑵髽I(yè)提供量增支持，我們預(yù)計23/25年工商儲新增裝機達(dá)4.1/15.9GWh，22-25年

CAGR約158%，30年新增空間可達(dá)100GWh+。百舸爭流，借海揚帆奮楫者先。工商儲電池產(chǎn)線可與大儲相互切換，電池廠加速布局儲能電芯，23年供需延續(xù)緊平衡，大容量電芯正成為競爭核心。同時鋰價回落進(jìn)一步提升儲能經(jīng)濟(jì)性，鐵鋰電芯成本預(yù)計回歸0.35-0.4元/Wh。鈉電池放量后預(yù)計24年迎來經(jīng)濟(jì)性拐點，遠(yuǎn)期電芯成本預(yù)計0.25元/Wh，有望成為鐵鋰的有效補充，助力終端降本增效。儲能一體機趨勢明確，各逆變器廠商（大儲、戶儲、微逆等）加速推出新品入局工商儲，新市場新產(chǎn)品需完成新認(rèn)證，當(dāng)前處于產(chǎn)品準(zhǔn)備和認(rèn)證階段，24年將迎來大規(guī)模放量；同時市場更多依賴開發(fā)商驅(qū)動，目前集成、開發(fā)、運營角色重疊，需求由開發(fā)企業(yè)推動，各家渠道不一，共同推動工商儲快速發(fā)展。投資建議：國內(nèi)工商儲經(jīng)濟(jì)性凸顯，23年開啟加速發(fā)展。隨峰谷價差持續(xù)拉大、補貼政策逐步健全，蘇魯浙粵率先迸發(fā)，全國多地已具備可觀經(jīng)濟(jì)性。長期來看，電力市場化、虛擬電廠為工商儲發(fā)展帶來可持續(xù)性支撐?？春茫?）開發(fā)商：推薦南網(wǎng)儲能、關(guān)注芯能科技、蘇文電能、科林電氣等；2）集成&PCS：推薦盛弘股份、陽光電源、固德威、德業(yè)股份、錦浪科技、禾邁股份、昱能科技等；3）電池：推薦寧德時代、比亞迪、億緯鋰能、鵬輝能源、派能科技、關(guān)注南都電源等；風(fēng)險提示：競爭加劇、政策不及預(yù)期、虛擬電廠推廣不及預(yù)期、原材料價格波動。3東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾1東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾數(shù)據(jù)來源：發(fā)改委能源局、Wind、東吳證券研究所圖表：2018-2023中國分產(chǎn)業(yè)用電量（GWh）工商業(yè)是我國最大電力市場，配儲興起推動用戶側(cè)能源轉(zhuǎn)型圖表：23年7月各省市工商業(yè)、農(nóng)業(yè)、居民代理購電電價對比（元/kWh）工商業(yè)用電能耗大、電價高、波動強。22年中國二、三產(chǎn)用電7186TWh，占國內(nèi)用電總量83.2%，同時電價高、波動性較大，二三產(chǎn)峰/谷比分別為1.37、1.65。新能源占比提升電網(wǎng)可靠性需求陡增，國家搭建市場化電力機制，工商儲“角色”意義重大。22年中國可再生能源發(fā)電占比達(dá)25.2%，能源轉(zhuǎn)型加速。國家加速電力市場改革，拉大工商業(yè)用電峰谷價差，鼓勵工商業(yè)進(jìn)入市場交易承擔(dān)部分電網(wǎng)消納及調(diào)節(jié)責(zé)任，并搭建合理的回饋機制，形成良性循環(huán)。0.90.80.70.60.50.40.30.20.10上海海南江西廣東湖南安徽河南湖北山東浙江江蘇廣西吉林四川河北重慶甘肅黑龍江遼寧陜西福建天津西藏北京內(nèi)蒙古山西貴州寧夏云南新疆青海工商業(yè)電價（單一制平均）農(nóng)業(yè)電價（平均）居民電價（一檔）50100,000200,000300,000400,000500,000600,000700,000第一產(chǎn)業(yè)用電量（GWh）第三產(chǎn)業(yè)用電量（GWh）第二產(chǎn)業(yè)用電量（GWh）城鄉(xiāng)居民用電量（GWh）1東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾22年中國工商儲鋒芒初露，23年利好不斷發(fā)展再加速22年中國工商儲鋒芒初露，23年發(fā)展加速，勢頭強勁。22年中國新增工商儲0.26GW/0.93GWh，同增37/179%，新增容量占全球46%，排名第一，嶄露鋒芒。23年1-6月，我國新增工商儲備案項目478個/2826.7MWh，同增1812%/1231%，增長勢頭強勁。目前國內(nèi)工商儲正處于明確市場地位，豐富商業(yè)化盈利渠道，助推商業(yè)模式成型中。我們認(rèn)為：代理購電、峰谷價差、需求側(cè)響應(yīng)等多重政策催化落地，是23年驅(qū)動我國工商儲大幅迸發(fā)的核心推力。BNEF，各省企業(yè)投資項目審批平臺，東吳證券研究所30848510818901781825766185 187238378474333928-50%0%50%100%150%200%100090080070060050040030020010002015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022新增裝機（MW） 新增裝機（MWh）增速（MW） 增速（MWh）圖表：中國工商業(yè)儲能新增裝機 圖表：中國工商儲新增備案量1845

29 5

27272885325410000%8000%6000%4000%2000%0%3002502001501005004月2023新增備案（個）2022新增備案（個）同比增速29.5156.918.823.605.4

60.0 60.0156.0906.2282.221.04000%3000%2000%1000%0%1260.0

5000%14001200100080060040020001月2月3月4月5月6月5月 6月2023新增容量（MWh)6圖表：23H1各省備案項目量（個）浙江209廣東 98江蘇83福建21河南17山東15湖北13安徽6江西4黑龍江2山西2重慶21月 2月 3月2022新增容量（MWh)

同比增速全球工商儲拐點已過，中美推動新增長周期1東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾BNEF全球工商儲邁過周期拐點，多國放量上漲。2015年韓國開啟用戶側(cè)電費折扣計劃，工商儲快速迸發(fā)，18年韓國新增裝機容量2437MWh，占全球77%，推動全球工商儲裝機大幅上升。19年后韓國儲能起火事故頻發(fā)，裝機驟減。2021年，全球工商儲邁過拐點重回正增長。22年全球工商儲新增裝機814MW/2010MWh，同增44%/66%，容量占儲能總體10%。從裝機結(jié)構(gòu)看，中美是主要推動力，從儲能時長看，全球工商儲平均儲能時長2.39h，高于大儲/戶儲。-100%0%100%200%300%400%500%050010001500200025003000350020152016201920222017 2018新增裝機功率（MW）功率同比增速2020 2021新增裝機容量（MWh）容量同比增速韓國裝機躍升至第一，推動全球裝機迸發(fā)全球工商儲短暫衰退邁過拐點，多國放量，中美推動工商韓國市場降溫，

儲新增長周期！圖表：全球工商業(yè)儲能新增裝機美國17%中國46%英國德國

2%3%澳大利亞6%日本7%韓國9%其他9%74.3%戶用21.2%工商業(yè)10.0%調(diào)峰46.4%輔助服務(wù)16.3%圖表：22年全球工商儲新增容量占比其他1.8%

可再生能源并網(wǎng)2數(shù)據(jù)來源：發(fā)改委能源局、EESA、Wind、BNEF、東吳證券研究所經(jīng)濟(jì)性：獨立儲能>光伏配儲。作為用戶側(cè)儲能，工商儲的核心訴求是提高用電經(jīng)濟(jì)性，當(dāng)前獨立儲能+峰谷套利的模式已能夠帶來較強的IRR（而加裝光伏在多數(shù)省市則會延長投資回收期），削峰調(diào)谷目前占工商儲應(yīng)用的86%，與大型儲能電站新能源配儲/獨儲兼得+響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)節(jié)、提供消納等需求不同。實用性：一體柜>分體機。一體柜在出廠前就完成了電池、PCS等零部件調(diào)配，具有更高的安全性和更低的故障率，同時，一體機的零部件均來自相同設(shè)備商，維運便捷，充分解決客戶痛點。配儲方式：獨立儲能+一體柜是當(dāng)下主流圖表：工商儲盈利模式盈利模式邏輯峰谷套利谷充峰放，峰谷電價差異越大，經(jīng)濟(jì)性越強，以浙江、江蘇、廣東為首，共14省可實現(xiàn)高額回報光伏配儲增加光伏利用率，并實現(xiàn)能量時移，在谷價下降條件下保證光伏經(jīng)濟(jì)性需量管理分擔(dān)用電高峰變壓器出力，減少需量電費需求響應(yīng)以廣東為首，共18省出臺需求響應(yīng)補償政策補貼部分市、區(qū)出臺容量/電量補貼政策削峰調(diào)谷66%需求側(cè)響應(yīng)+削峰調(diào)谷12%需求管理+削峰調(diào)谷

8%備用電源1%其他

13%圖表：工商儲項目應(yīng)用分布占比（截至2023年6月）東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾83數(shù)據(jù)來源：發(fā)改委能源局、Wind、東吳證券研究所商業(yè)模式：以合同能源管理為主的四大模式東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾9設(shè)備商儲能業(yè)主能源服務(wù)方銷售建設(shè)運維分成設(shè)備商儲能業(yè)主設(shè)備費用、運維費用儲能設(shè)備商 持有業(yè)主租金建設(shè)、運維儲能業(yè)主能源服務(wù)方設(shè)備商 銷售銷售持有融資租賃方建設(shè)運維建設(shè)、運維技術(shù)服務(wù)費業(yè)主自投合同能源管理合同能源管理+融資租賃純租賃工商儲共有4種商業(yè)模式，合同能源管理是當(dāng)下主流：1）業(yè)主自投（業(yè)主持有）；2）純租賃（設(shè)備商持有）；3）合同能源管理（能源服務(wù)方持有）；4）合同能源管理+融資租賃（融資租賃方持有）。合同能源管理中，業(yè)主只需提供土地即可獲得分成，能夠有效規(guī)避風(fēng)險，成為當(dāng)下主流。為緩解資金壓力，合同能源管理+融資租賃模式在逐漸流行。圖表：工商儲主流商業(yè)模式（標(biāo)紅為持有方，虛線為資金流向）服務(wù)服務(wù)服務(wù)服務(wù)融資利息4數(shù)據(jù)來源：國務(wù)院、發(fā)改委、各省企業(yè)投資項目審批平臺、東吳證券研究所1.4MWh以下規(guī)模工商儲只需備案。根據(jù)《招標(biāo)投標(biāo)法》，滿足以下任一條件需招標(biāo)：1）單項施工＞400萬元；2）單項設(shè)備、材料等貨物＞200萬元（最易觸發(fā)）；3）單項服務(wù)＞100萬元。以當(dāng)前工商儲設(shè)備1.4-1.5元/wh計算，1.4MWh以下項目規(guī)模通常只需備案。項目整體周期8-9個月，將進(jìn)一步縮短。一般招標(biāo)周期≥1月，備案1-20天，項目前期階段共4-5個月，交付階段4個月，合計整體周期8-9個月。目前多省出臺行政部門評審及備案管理優(yōu)化舉措，未來項目審批周期將進(jìn)一步縮短。圖表：工商儲項目流程項目流程：備案制管理下，工商儲流程“精益求精”招標(biāo)備案項目統(tǒng)計口徑滿足以下其一：①單項施工估算價＞400萬元；②單項設(shè)備、材料等貨物＞200萬元；③單項服務(wù)＞100萬元新型儲能建設(shè)項目供應(yīng)商選擇需評選，競價可指定流程周期一般1個月及以上1-20天左右圖表：備案制和招標(biāo)制流程對比公開招標(biāo)流程備案流程東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾1001234565東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾數(shù)據(jù)來源：發(fā)改委能源局、Wind、東吳證券研究所優(yōu)質(zhì)業(yè)主需滿足四大條件：1）日用電量大→套利空間大；2）年用電天數(shù)多且用電習(xí)慣穩(wěn)定→投資回收期短且收益確定；3）變壓表有冗余→保證電池充電；4）廠房安全性高。23年6月浙江114個備案工商儲項目中96個業(yè)主為工業(yè)企業(yè)。其中以紡織服飾、基礎(chǔ)化工（橡塑、新材料）、機械設(shè)備（軸承、電鍍）、輕工制造（包裝、飾品）等高耗能行業(yè)為主，平均裝機0.94MW/

1.91MWh，平均單價2.1元/Wh。業(yè)主方：耗能高、用電習(xí)慣穩(wěn)定的工業(yè)為主圖表：23年6月浙江備案項目業(yè)主分類圖表：23年6月浙江備案項目容量與時長11商業(yè)

1EV

充電4產(chǎn)業(yè)園

5其他

7紡織服飾

21基礎(chǔ)化工

16機械設(shè)備

15輕工制造10汽車

7電力設(shè)備

7其他

6農(nóng)業(yè)

1 有色金屬

5建筑材料2

電子

3家用電器

4工業(yè)

96<1MWh681MWh-5MWh5MWh-10MWh>10MWh<11容量分析時長圖表：23年6月浙江工商儲備案均價（元/Wh）平均2.1元/Wh鉛酸電池價格較低主要用于EV充電6東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾數(shù)據(jù)來源：發(fā)改委能源局、Wind、東吳證券研究所工商儲開發(fā)方/投資方多樣，主要包括：1）國家能源集團(tuán)下屬公司（體量最大，占市場主導(dǎo)地位），2）分布式光伏開發(fā)商，3）電網(wǎng)一二級設(shè)備商，4）節(jié)能服務(wù)公司。對應(yīng)下游不同需求，各開發(fā)商商業(yè)模式不同，存在與投資方身份重疊的情況。23年6月浙江114個備案項目中，項目單位多達(dá)97個，

其中83個為能源服務(wù)商/輸配電公司。能源服務(wù)商包括具有渠道積累優(yōu)勢，輸配電公司則具有了解業(yè)主用電習(xí)慣的優(yōu)勢。開發(fā)方/投資方：根據(jù)下游需求和自身業(yè)務(wù)靈活選擇商業(yè)模式圖表：23年6月浙江備案項目前五項目單位圖表：23年6月浙江備案項目開發(fā)方分類其他4自投自建27能源服務(wù)商輸配電公司 6914公司名稱公司性質(zhì)備案項目數(shù)備案容量（MWh）康之維集團(tuán)有限公司能源服務(wù)商140.00杭州儲錦能源有限公司能源服務(wù)商120.00浙江浙能能源服務(wù)有限公司輸配電公司216.3浙江三花智能控制股份有限公司自投自建19.60浙江鳳登綠能環(huán)保股份有限公司能源服務(wù)商18.1312圖表：工商儲主要開發(fā)商及商業(yè)模式南網(wǎng)儲能芯能科技科林電氣蘇文電能性質(zhì)國家能源集團(tuán)下屬公司分布式光伏開發(fā)商電網(wǎng)設(shè)備商電網(wǎng)設(shè)備商商業(yè)模式開發(fā)+共同持有設(shè)備出售+開發(fā)+共同持有設(shè)備出售+開發(fā)+運維合作開發(fā)+運維對應(yīng)需求合同能源管理合同能源管理業(yè)主自投業(yè)主自投業(yè)務(wù)特長背靠南網(wǎng)，客戶資源豐富，聚焦大型儲能項目推出工商儲一體柜，復(fù)用分布式光伏渠道，開發(fā)獨立儲能發(fā)揮輸配電、充電樁產(chǎn)品優(yōu)勢，聚焦分布式“光儲充”一體化項目發(fā)揮自身EP優(yōu)勢，與瑞浦蘭鈞在工商儲方面合作7東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾數(shù)據(jù)來源：儲能盒子、東吳證券研究所案例：浙江省5MW/10MWh工商儲項目，采用浙江省23年7月兩部制大工業(yè)用電1-10kv電價，僅采用峰谷套利的盈利模式。商業(yè)模式為企業(yè)自行投資，兩充兩放，8年累計收益3405萬，凈收益1503萬，4年內(nèi)回本，IRR約18%。典型案例

1：浙江業(yè)主自投，峰谷套利，4年內(nèi)回本！基本設(shè)定收益計算年累計收益放電收益充電成本1.510.5元/kWh012345678

9101112131415161718192021222324時刻浙江2023年7月峰谷電價圖1.25831.07100.31608年累計收益=3405萬元總成本=初始投資成本+維運成本=1902萬元凈收益1503萬元，回本年限<4年，IRR≈18%圖表：工商儲項目實例圖13浙江5MW/10MWh工商儲項目運用場景工廠白天負(fù)荷穩(wěn)定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足儲能充電需求單瓦成本1.64元/Wh（6月中標(biāo)價中位數(shù)）放電深度90%系統(tǒng)效率衰減首年5%，此后每年2%充放電效率85%每年運行天數(shù)330每年運維成本初始投資成本的2%充放電策略采用“低-尖”和“低-高”相互配合的單日兩充兩放收益模式項目期限8年7東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾儲能盒子、東吳證券研究所純租賃，租金300元/kWh/年（對標(biāo)大儲），業(yè)主凈收益約834萬元。合同能源管理，9:1利潤分配，能源服務(wù)商IRR約14%，業(yè)主凈收益約341萬元。業(yè)主僅提供場地，獲得10%分成，8年累計收入約341萬。能源服務(wù)商付出初始投入成本+運維成本1902萬，獲得90%分成，8年凈收益約1162萬，IRR約14%。合同能源管理+融資租賃，融資額70%，6年等額本金還款，利率6.5%，業(yè)主凈收益約848萬，IRR約23%。典型案例

2：相同假定下，其他三種商業(yè)模式實現(xiàn)多方共贏14能源合同管理累計收益341萬元業(yè)主能源服務(wù)方場地初始投資成本+運維成本能源管理合同利潤分配1:9業(yè)主設(shè)備商設(shè)備租賃合同300元/kWh/年場地+租金凈收益834萬元純租賃凈收益826萬元IRR約12%凈收益1162萬元IRR約14%設(shè)備成本+建設(shè)成本+運維成本業(yè)主融資租賃方能源合同管理+融資租賃場地+融資+服務(wù)費凈收益848萬元IRR約23%初始投資成本凈收益261萬元IRR約6%能源服務(wù)方凈收益393萬元能源管理合同融資合同70%，6年利率6.5%儲能項目收益率年單位01年2年3年4年5年6年7年8年9年10年電池容量保持率%100%100%98%96%94%92%90%88%86%84%82%充電電量Mwh/年-600588576564552540528516504492放電電量Mwh/年540529518508497486475464454443高峰/尖峰-低谷套利萬元-44.8443.9543.0542.1541.2640.3639.4638.5737.6736.77高峰/尖峰-平時套利萬元44.8443.9543.0542.1541.2640.3639.4638.5737.6736.77合計收入萬元89.6987.8986.1084.3182.5180.7278.9277.1375.3473.54運維費用萬元-5.105.105.105.105.105.105.105.105.105.10營業(yè)利潤萬元-84.5982.7981.0079.2177.4175.6273.8272.0370.2468.44債務(wù)余額萬元(238.00)-221.41-203.53-184.26-163.48-141.09-116.94-90.91-62.85-32.610.00本金償還萬元-16.59-17.88-19.27-20.78-22.40-24.15-26.03-28.06-30.25-32.61利息費用萬元-18.56-17.27-15.88-14.37-12.75-11.00-9.12-7.09-4.90-2.54稅前利潤萬元-66.0265.5265.1264.8364.6664.6164.7064.9465.3365.90所得稅（扣減稅盾，三免三減半）萬元0.000.000.004.074.044.048.108.168.268.40凈利潤萬元66.0265.5265.1260.7760.6160.5756.6056.7857.0857.50凈現(xiàn)金流量萬元(102)49484640383631292725凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值萬元(102)47434033302722191715凈現(xiàn)金流量累計現(xiàn)值萬元(55)(12)286191118140159176192項目內(nèi)部收益率41.80%*

該模型為兩充兩放，一充一放模型以20年為生命周期測算IRR，并考慮在第十年更換逆變器投資回報周期（年）2.308數(shù)據(jù)來源：國家電網(wǎng)、東吳證券研究所工商儲盈利已十分可觀東風(fēng)已至，工商業(yè)儲能方興未艾據(jù)模型測算，

70%

杠桿下浙江工商儲IRR達(dá)41.8%，2.3年回本。我們的工商儲模型考慮地區(qū)、電壓等級，并引入貸款比例、期限、利率等金融變量，盡可能還原真實情況。據(jù)測算，浙江?。▋沙鋬煞拧?/p>

融資比

例

70%

）

IRR

可達(dá)41.8%，2.3年回本。圖表：工商儲計算模型（浙江案例）15基本假設(shè)及電價標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)成本假設(shè)：運營數(shù)據(jù)假設(shè)：環(huán)節(jié)拆分單位價值量單位總額(萬）運營規(guī)模(MW)1電池模塊0.80元/wh160儲能時長（h）2EMS、BMS及線束等0.20元/wh40循環(huán)壽命（次）6000電池系統(tǒng)合計1.10元/wh220一天充放電次數(shù)（次）2PCS雙向變流器0.20元/w20運營年限（年）10.00溫控系統(tǒng)0.10元/wh20年衰減率（%）2.00%配件（線路、集裝箱等）0.20元/wh40充放電效率（%）90.00%其他（含建安）0.20元/wh40放電深度（%）90.00%固定成本合計1.70元/wh340逆變器折舊年限（年）10金融數(shù)據(jù)假設(shè)：電價標(biāo)準(zhǔn)及假設(shè)：貸款比例70.00%充放電額外稅費（元/kwh）0.02貸款利率7.80%峰谷電價(元/kwh)電壓均值低谷0.35貸款期限10平時0.35貼現(xiàn)率5.00%地區(qū)湖北高峰0.97等額本金償還(萬）￥35.15尖峰1.26倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”17引導(dǎo)用戶削峰填谷、改善電力供需狀況。21/7發(fā)改委印發(fā)進(jìn)一步完善分時電價機制的通知：1）劃分峰谷時段，根據(jù)系統(tǒng)用電負(fù)荷特性，將供需緊張、邊際供電成本高的時段變?yōu)楦叻?，將相反時段確認(rèn)為低谷，促進(jìn)新能源消納，引導(dǎo)用戶調(diào)整負(fù)荷；2）合理確定峰谷電價價差，上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超40%的，峰谷價差≥4:1；其他地方≥3:1；3）建立尖峰電價機制，前兩年當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負(fù)荷≥95%用電負(fù)荷出現(xiàn)的時段確定尖峰時段，電價在峰段電價上上浮比例≥20%。倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”數(shù)據(jù)來源：國家發(fā)改委，EESA推力

1：引導(dǎo)用戶削峰填谷，峰谷價差持續(xù)擴大地區(qū)峰谷電價 （峰尖峰電價段價格基礎(chǔ)上） 執(zhí)行時間內(nèi)蒙古（蒙西電網(wǎng))1-5月、9-12月大風(fēng)季：峰段上浮48%，谷段下浮21%。/2021-01-116-8月小風(fēng)季：峰段上浮48%，谷段下浮53%。上浮20%內(nèi)蒙古（蒙東電網(wǎng))上下浮動50%上浮20%2021-11-01寧夏/2021-10-01貴州/2021-10-01河北上浮20%2021-12-01甘肅/2022-01-01廣西上浮20%2021-12-20山東上浮20%2022-01-01吉林上浮20%2022-01-01四川上下浮動60%上浮20%2022-01-01湖南上浮20%2021-12-01天津上浮20%2022-01-01山西峰段上浮60%、谷段下浮55%上浮20%2022-01-01重慶峰段上浮60%、谷段下浮62%上浮20%2022-01-01陜西上下浮動63%/2022-01-01青海上浮20%/河南峰段上浮64%、谷段下浮59%上浮20%2021-11-01新疆上下浮動65%上浮20%2022-01-01廣東峰段上浮70%；谷段下浮62%上浮25%2021-10-01江蘇峰段上浮71.96%、谷段下浮58.15%上浮20%/浙江尖峰和低谷最大電價差超0.82元/kWh2021-10-15圖表：各地分時電價相關(guān)政策（部分）圖表：30省市平均峰谷價差（2021.12-2023.6）（元/kWh）118倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”《市場化環(huán)境下的需求側(cè)響應(yīng)策略研究》地區(qū)第二產(chǎn)業(yè)GDP（億元）第三產(chǎn)業(yè)GDP（億元）第二產(chǎn)業(yè)GDP比例（%）第三產(chǎn)業(yè)GDP比例（%）廣東省52843.570934.740.93%54.94%江蘇省55888.762027.545.48%50.48%山東省35014.246122.340.05%52.75%浙江省33205.242185.442.73%54.28%河南省25465.030062.241.51%49.01%四川省21157.129628.437.28%52.21%湖北省21240.627507.639.53%51.19%福建省25078.224955.547.22%46.99%湖南省19182.624885.139.41%51.13%安徽省18588.022943.341.27%50.93%上海市11458.433097.425.66%74.12%河北省17050.120910.040.24%49.35%北京市6605.134894.315.87%83.86%陜西省15933.114264.248.62%43.52%江西省14359.615263.744.77%47.59%重慶市11693.915423.140.15%52.95%遼寧省11755.814621.740.57%50.46%云南省10471.214470.836.16%49.98%廣西壯族自治區(qū)8938.613092.533.99%49.78%山西省13840.810461.353.98%40.80%內(nèi)蒙古自治區(qū)11241.89263.148.54%40.00%貴州省7113.010190.435.27%50.54%新疆維吾爾自治區(qū)7271.17961.040.98%44.87%天津市6038.99999.337.02%61.30%黑龍江省4648.97642.229.24%48.06%吉林省4628.36752.835.41%51.67%甘肅省3945.05741.235.22%51.25%海南省1310.94089.519.23%59.98%寧夏回族自治區(qū)2449.12213.048.31%43.65%青海省1585.71644.243.92%45.54%西藏自治區(qū)804.71147.837.73%53.82%0.3361.4071.7520.83900.51度電價（元/kWh）1

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23時刻0.3440.7620.5440.87800.512 21.5 1.5度電價（元/kWh）1

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23時刻圖表：代表性省份（山西、廣東）單日峰谷電價圖山西2023年7月單日峰谷電價圖 廣東2023年7月單日峰谷電價圖產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)差異決定負(fù)荷曲線，進(jìn)而影響峰谷價差設(shè)定。工業(yè)用戶大多采用“三班制”24h運作，日負(fù)荷曲線總體較為平坦，平均負(fù)荷率在0.8-0.9。而商業(yè)用戶日負(fù)荷曲線峰谷差較大，平均負(fù)荷率在0.58-0.72之間。山西（二產(chǎn)GDP占比第一）和廣東（三產(chǎn)GDP第一）為工商業(yè)代表性省份，其日內(nèi)負(fù)荷和峰谷價差呈高度相關(guān)性。圖表：22年我國各省二、三產(chǎn)業(yè)GDP及比例 圖表：不同產(chǎn)業(yè)類型典型日負(fù)荷曲線（左圖：工業(yè)，右圖：商業(yè)）1推力

1：引導(dǎo)用戶削峰填谷，峰谷價差持續(xù)擴大數(shù)據(jù)來源：網(wǎng)上國網(wǎng)、東吳證券研究所19峰谷價差大小與三產(chǎn)GDP、電力自給率直接掛鉤。第三產(chǎn)業(yè)GDP比例與峰谷價差大小呈正相關(guān)、與電力自給率呈負(fù)相關(guān)，峰谷價差是工商儲經(jīng)濟(jì)性的主導(dǎo)因素。目前廣東、湖南、海南、重慶、浙江等地峰谷價差較高，一充一放IRR基本高于10%，投資回報周期約小于10年。圖表：各地三產(chǎn)GDP比例（上）電力自給率（下）與峰谷價差關(guān)系河北廣西青海

湖北廣東山東湖南陜西（平均）貴州河南

江蘇吉林福建遼寧

四川云南重慶浙江黑龍江 江西安徽海南天津內(nèi)蒙古山西寧夏新疆00.40.81.235%45%55%65%7月平均峰谷價差（元/kWh）圖表：各地區(qū)峰谷價差與IRR關(guān)系圖（一充一放，不計算補貼、貸款）廣東江蘇

海南安徽重慶湖南上海河南山東四川吉林陜西

貴州北京黑龍江天津

江西 福建浙江 河北

廣西遼寧

青海新疆山西云南寧夏甘肅00.20.40.60.811.20%20%40%60%140%160%180%200%7月平均峰谷價差（元/kWh）80% 100% 120%電力自給率（%）1倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”推力

1：引導(dǎo)用戶削峰填谷，峰谷價差持續(xù)擴大廣東（珠三角五市)廣東（江門市）廣東（惠州)廣東（東西)湖南兩翼地區(qū)江蘇海南上海廣東（粵北山重慶湖北區(qū)）浙江河南吉林安徽黑龍江山東天津陜西江西遼寧河北四川蒙東北京冀北福建廣西山西

貴州青海新疆-4%0%4%8%12%16%0.3 0.51.31.5IRR（%）0.7 0.9 1.17月平均峰谷價差（元/kWh）20倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”數(shù)據(jù)來源：國家能源局，東吳證券研究所圖表：典型日內(nèi)功率輸出及負(fù)荷曲線新能源裝機帶來電力供應(yīng)差異，影響日內(nèi)峰谷結(jié)構(gòu)設(shè)定。光伏出力存在較大日內(nèi)波動，光伏裝機較高的地區(qū)，午時低谷時間較長，截至23/7已有10省實行午間谷段電價。風(fēng)電白天出力均勻，夜間出力較多，因此風(fēng)電發(fā)電占比高地區(qū)，日內(nèi)峰時較集中，晚高峰退坡較早，且尖峰觸發(fā)也較早。由于光伏風(fēng)電邊際發(fā)電成本較低，裝機/發(fā)電占比較高將影響供需，因此各地峰谷結(jié)構(gòu)也會隨之變化。圖表：22年全國各省份光伏累計裝機占比，風(fēng)電年發(fā)電量占比（使用光伏裝機因分布式光伏發(fā)電量不計入統(tǒng)計）日內(nèi)負(fù)荷曲線圖表：光伏裝機較高（上）低（下）峰谷結(jié)構(gòu)對比圖表：風(fēng)電發(fā)電量占比較高（上）低（下）峰谷結(jié)構(gòu)對比省份光伏省份光伏省份光伏青海41%陜西19%廣東9%河北31%貴州18%內(nèi)蒙古9%寧夏24%江蘇16%遼寧9%安徽23%山西14%廣西8%山東23%湖北14%北京7%江西22%新疆13%上海7%浙江22%黑龍江11%福建6%甘肅21%湖南11%云南5%河南20%天津10%重慶3%海南19%吉林10%四川2%省份風(fēng)電省份風(fēng)電省份風(fēng)電甘肅19%湖南10%湖北5%吉林18%河南9%廣東4%黑龍江16%廣西9%安徽3%河北16%江蘇8%重慶3%內(nèi)蒙古16%福建7%四川3%青海13%江西7%浙江2%新疆12%山東6%天津2%寧夏12%陜西6%上海2%遼寧10%云南6%海南1%山西10%貴州5%北京0%尖峰觸發(fā)較早，晚峰退坡較早日內(nèi)出力均勻，峰時較集中光伏日內(nèi)發(fā)電高，午時低谷平段較長1推力

1：引導(dǎo)用戶削峰填谷，峰谷價差持續(xù)擴大數(shù)據(jù)來源：網(wǎng)上國網(wǎng)、北極星、東吳證券研究所21圖表：潛在可應(yīng)用兩充兩放省份峰谷結(jié)構(gòu)使部分地區(qū)可實現(xiàn)兩充兩放，對IRR提升較大。目前浙江的兩充兩放模式基本成型，工商儲IRR可提高超30%，投資回報周期縮短至3.3年（假設(shè)70%貸款比例）。中午設(shè)有低谷電價的地區(qū)將獲得兩充兩放機會，放大收益，浙江，廣東、江蘇、陜西、重慶等地也具備實施兩充兩放的可能性。浙江工商業(yè)儲能一充一放兩充兩放工商儲總成本（元/Wh）1.7貸款比例（%）70%循環(huán)次數(shù)6000年運行天數(shù)（日）300運行年限（年）2010更換逆變器√（第10年更換）XIRR（%）7.25%41.80%投資回報周期（年）16.83.30.42581.405800.511.52度電價（元/kWh）13579111315171921

23時刻浙江一充一放充電 放電圖表：浙江兩充兩放模式（上）、收益對比（下）1.04430.4258

0.42581.405800.511.52度電價（元/kWh）13579111315171921

23時刻浙江兩充兩放充電 放電廣東江蘇山西浙江河南重慶天津湖南湖北海南陜西黑龍江遼寧吉林深圳中午設(shè)有低谷電價的地區(qū)更適合兩充兩放倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”1推力

1：引導(dǎo)用戶削峰填谷，峰谷價差持續(xù)擴大網(wǎng)上國網(wǎng)、北極星、東吳證券研究所221長時儲能攤薄總成本，更有效利用峰谷時長，提升收益率。隨著儲能時長增加，逆變器、建設(shè)成本相對攤薄，因此對于電價時間段僅適用一充一放的地區(qū)，配備更長儲能時長也可增加其收益率。以湖南為例，當(dāng)儲能時長增長到4h時，將更有效利用其更長的尖峰和深谷時間段，投資回報周期將由約11年縮短至4.4年。圖表：潛在可應(yīng)用儲能時長超過2小時省份（紅框表示充電，藍(lán)框表示放電）圖表：山東、湖南應(yīng)用超過2小時工商業(yè)儲能效益對比（不考慮貸款、補貼，一充一放）參數(shù)指標(biāo)山東湖南儲能時長2h儲能時長3h儲能時長2h儲能時長4h循環(huán)次數(shù)6000年運行天數(shù)（日）300運行年限（年）20投運規(guī)模（MW）5儲能時長（h）2324投運容量（MWh）10151020投資總額（萬元）340450340560非電池成本占比（%）35.30%26.70%35.30%21.40%IRR（%）5.29%7.19%11.18%15.08%投資回報周期（年）19.214.99.97.1更有效利用其更長的尖峰和深谷時間段倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”推力

1：引導(dǎo)用戶削峰填谷，峰谷價差持續(xù)擴大推力

2：提高需求側(cè)響應(yīng)能力勢在必行，政策遍地開花2數(shù)據(jù)來源：各省政府網(wǎng)站，東吳證券研究所發(fā)改委：25年各省需求響應(yīng)能力需達(dá)最大用電負(fù)荷的3-5%。23年5月發(fā)改委發(fā)布《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》，要求25年各省需求響應(yīng)能力達(dá)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40%的省份達(dá)5%或以上。18省市發(fā)布響應(yīng)獎勵，政策因地制宜。江蘇、云南、寧夏、重慶：按削峰、填谷劃分，最高補貼15元/KW。浙江、河北：按日前、日內(nèi)等級，補貼電量及容量。山東、陜西、天津：區(qū)分邀約型與緊急型，按檔位劃分補貼金額。圖表：部分省份需求響應(yīng)政策省份 政策時間 補貼標(biāo)準(zhǔn)浙江削峰：①日前：最高電量補貼4元/kWh；②小時級：電量補貼固定4元/kWh、容量補貼旺季0.25元/kW月；③分鐘級：電2021/6/8 量補貼固定4元/kWh、容量補貼:旺季1元/kW月；④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)重慶 2022/4/30削峰：①工業(yè)用戶：10元/kW/次，②充換電站、凍庫等用戶：15元/kW/次填谷：1元/kW/次山東緊急型需求響應(yīng)：①容量補償?shù)谝粰n不超過2元/kW·月；第二檔3元/kW·月；第三檔4元/kW·月；②電能量補償:根據(jù)實際2022/6/7 響應(yīng)量和現(xiàn)貨市場價格計算經(jīng)濟(jì)性需求響應(yīng)：無容量補償、電能量補償根據(jù)實際響應(yīng)量和現(xiàn)貨市場價格計算江蘇2022/10/24

削峰：調(diào)控時間≤2h，10元/kW；2h<調(diào)控時間<4h，12元/kW；調(diào)控時間>4h，15元/kW填谷：谷時段:5元/kW；平時段:8元/kW實時響應(yīng)補貼：全年統(tǒng)一2.5元/kWh，每天不多于3次，每次不超3h云南 2023/4/27

削峰：0-5元/kWh填谷：0-1元/kWh廣東 2023/5/19 靈活避峰需求響應(yīng)補償收益暫按日前邀約的保底價格(1.5元/kwh)執(zhí)行倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”23數(shù)據(jù)來源：各省政府網(wǎng)站，東吳證券研究所推力

2：提高需求側(cè)響應(yīng)能力勢在必行，政策遍地開花大工業(yè)用戶可直接參與，以直接補償或折扣電價形式發(fā)放補貼。達(dá)最低響應(yīng)水平以上的用戶可直接參與需求響應(yīng)交易（例如山東響應(yīng)量＞1MW），用戶線上進(jìn)行申報價格和響應(yīng)電量，各省份公示核定量后給予企業(yè)電價直接補償或者折扣補償。新增負(fù)荷聚合商，“保底+分成”/“固定價格”模式整合中小型用戶需求。中小型用戶由負(fù)荷聚合商代理，統(tǒng)一進(jìn)行申報，目前主流合作模式有“保底+分成”、“固定價格”模式。23年工信部公示了具備資質(zhì)的電力服務(wù)商共156家，助力中小用戶參與需求側(cè)響應(yīng)。圖表：中小電力用戶與負(fù)荷聚 圖表：23年第一批負(fù)荷聚合商數(shù)量合商合作模式電力用戶代理合同負(fù)荷聚合商“保底+分成”模式約定響應(yīng)保底價格，及以上部分分成比例用戶可獲得最低不小于保底價格的收入，并存在額外收益時按約定比例與負(fù)荷聚合商分享“固定價格”模式約定固定價格和考核分?jǐn)偙壤脩襞c負(fù)荷聚合商約定固定價格和考核分?jǐn)偙壤龉潭▋r格外的部分由負(fù)荷聚合商享有3342931009080706050403020100通過年審 換證一級通過年審 換證 新申請二級企業(yè)數(shù)量87省份 單個用戶最低響應(yīng)水平甘肅 ≥1000kW，響應(yīng)時長≥60分鐘安徽 工業(yè)用戶≥1000kW；商業(yè)用戶≥200kW新疆 工業(yè)用戶＞1000kW；商業(yè)用戶＞200kW天津 ≥500kW，響應(yīng)時長≥30分鐘；湖南 ≥500kW陜西 ≥200kW福建 ≥200kW寧夏 ≥1000kW云南 ≥1000kW四川 ≥1000kW山東 ≥1000kW重慶 工業(yè)用戶≥1000kW；商業(yè)用戶≥100kW；河南 工業(yè)用戶≥500kW內(nèi)蒙古

工業(yè)用戶＞1000kW；非工業(yè)用戶＞400kW;響應(yīng)時長＞1h江蘇 工業(yè)用戶為該企業(yè)最高用電負(fù)荷的5%-20%湖北 工業(yè)用戶≥500kW；其他用戶≥200kW；響應(yīng)時長≥1h廣東 年用量≥500萬kW時廣西 ≥35千伏;響應(yīng)能力≥200kW;響應(yīng)時長≥1h圖表：部分省份大用戶最低響應(yīng)能力要求2倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”2425倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”數(shù)據(jù)來源：南方電網(wǎng)，東吳證券研究所推力

3：專項補貼強化儲能經(jīng)濟(jì)性，加速工商儲迸發(fā)進(jìn)程用戶側(cè)專項補貼全面出臺，進(jìn)一步提升工商儲經(jīng)濟(jì)性。專項補貼形式以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主。浙江、廣東政策出臺密集，浙江溫州、重慶銅梁等地政策力度較大。圖表：部分地區(qū)用戶側(cè)儲能專項補貼最高額地區(qū)放電補貼（元/kWh）容量補貼（元/kW）投資補貼浙江溫州甌海充電0.1，放電0.8（2年）100（最高10萬）溫州龍港0.8義務(wù)0.25（2年，最高500萬）杭州蕭山300諸暨200/kWh（最高100萬）平湖10%（最高500萬）舟山普陀30萬/項目嘉興海鹽10%（最高400萬）江蘇常州0.3（2年）蘇州工業(yè)園區(qū)0.3（3年）無錫高新區(qū)100（最高50萬）廣東深圳福田0.5（3年，最高200萬）東莞0.3（2年，最高300萬）廣州黃埔0.2（2年，最高300萬）深圳0.2（3年，最高300萬）最高100萬/項目（工業(yè)園區(qū)、光充儲30%）東莞厚街100/kWh（最高50萬）肇慶高新150（最高100萬）重慶銅梁0.5（累計最高1000萬）1300/kWh兩江新區(qū)200/kWh（最高500萬）北京朝陽20%天津濱海高新區(qū)0.5（最高100萬/年）安徽合肥0.3（2年，最高300萬）蕪湖0.3（5年，最高100萬/年）蚌埠200（最高30萬）3ENVI、東吳證券研究所推力

4：兩部制電價出新，鼓勵企業(yè)配儲平滑用電圖表：部分省份用戶兩部制電價/單一制電價的比值變壓器容量<110kVA單一制變壓容量器110~315kVA單一制電量電費變壓器容量>315kVA兩部制電量電費

相加基礎(chǔ)電費可選

兩部制用電企業(yè)需量電費

可選

容量電費圖表：新電價邏輯關(guān)系圖倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”鼓勵企業(yè)按需用電，優(yōu)化電網(wǎng)供需匹配度。23年5月，發(fā)改委發(fā)布第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價政策：1）變壓器容量100-315kVA可選兩部制電價（此前僅單一制），合理運用機制可節(jié)省電費。2）兩部制基礎(chǔ)電價按用電電壓分檔收費，督促按需選擇電壓。3）若每kVA變壓器容量的每月用電量達(dá)260度，需量電價按90%計算，鼓勵高效利用變壓器。核心假設(shè)：配儲平滑用電→用電時間內(nèi)，電網(wǎng)均勻供電結(jié)論：若平滑用電后兩部制電價低于單一制電價，鼓勵企業(yè)配儲每kVA變壓器容量的每月用電量達(dá)260度用電量達(dá)標(biāo)→9折 用電量未達(dá)標(biāo)每日用電時長電壓檔位廣東陜西江蘇浙江山東重慶甘肅8小時1～10kV 1.36 1.27 1.54 1.43 1.42 1.34 1.0035～110kV 1.46 1.30 1.54 1.49 1.42 1.35 0.9616小時1～10kV 0.97 0.94 1.09 1.01 1.07 1.03 0.6335～110kV 1.02 0.93 1.07 1.01 1.04 1.00 0.6224小時1～10kV 0.84 0.83 0.94 0.87 0.95 0.93 0.5135～110kV 0.87 0.81 0.91 0.86 0.95 0.89 0.50426《考慮需量管理的用戶側(cè)儲能優(yōu)化配置》、東吳證券研究所推力

4：兩部制電價出新，鼓勵企業(yè)配儲平滑用電圖表：配儲抵消變壓器最大容量降低基礎(chǔ)電費（測算按照上海市代理購電價格，采用一般工商業(yè)用電兩部制，電壓等級：<1kV~35kV）兩部制電價促進(jìn)工商企用電合理，鼓勵配儲平滑用電。兩部制中，增設(shè)容（需）量計算的根本目的是為了刺激企業(yè)提高用電設(shè)備或最大負(fù)荷的利用率（平滑用電曲線），而配儲可達(dá)以上目的。配儲可減少變壓器最大容量，進(jìn)而降低容量電費。工商儲的動態(tài)增容功能可降低用電峰時的負(fù)荷需求，同時可減少變壓器擴容成本和容（需）量電費。以上海負(fù)荷峰值約1MW的一般工商業(yè)為例，配儲0.5MW/0.5MWh，除了節(jié)省變壓器擴容費用，還可每年節(jié)省電費約15萬元。圖表：工商儲動態(tài)增容示意圖（負(fù)荷曲線）配儲降低基礎(chǔ)電費測算未配儲變壓器所需最大功率（kVA）1000配儲后變壓器所需最大功率（kVA）500一般工商業(yè)兩部制變壓器容量用電價格（元/kVA·月）25.5未配儲每月基本電費（元）25500配儲后每月基本電費（元）12750年節(jié)省電費（萬元）15.3倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”427推力

5：工商業(yè)光伏配儲，保障用電穩(wěn)定性倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”數(shù)據(jù)來源：政府網(wǎng)站，東吳證券研究所時間地區(qū)具體限電政策2021.08河南8月部分加工企業(yè)限電三周以上；鄭州、洛陽部分鋁加工企業(yè)接到通知，大型工業(yè)企業(yè)視情況限電50%，十千伏以下工業(yè)企業(yè)全部停產(chǎn)2021.09廣東9月全省各市已啟動有序用電預(yù)案，多地工業(yè)企業(yè)“開三停四”甚至“開二停五”錯峰用電2021.09江蘇9月15日，部分地區(qū)實行限電，暫定15天，要求拉電：工業(yè)拉掉，生活用電保留，辦公室空調(diào)停用，路燈控制減半2021.09山東日照市發(fā)布緊急預(yù)警，電力供應(yīng)缺口大，缺電時間可能持續(xù)至9月底；棗莊市發(fā)布通知，需求響應(yīng)優(yōu)先，有序用電保底；淄博廠區(qū)限電政策不斷升級，限電時間從16:00-20:00最終調(diào)整為7:30-24:002022.08四川取消主動錯避峰需求響應(yīng)，在全?。ǔ手?、涼山）的19個市（州）擴大工業(yè)企業(yè)讓電于民實施范圍，對四川電網(wǎng)有序用電方案中所有工業(yè)電力用戶實施生產(chǎn)全停（保安負(fù)荷除外），放高溫假。2022.08重慶要求轄區(qū)內(nèi)工業(yè)企業(yè)從8月15日到8月24日采取放高溫假的方式，讓電于民。此次重慶限電區(qū)域涉及兩江新區(qū)、渝北區(qū)、北碚區(qū)、璧山區(qū)、巴南區(qū)、高新區(qū)、江津區(qū)等2023.07四川部分鋼廠已收到相關(guān)口頭限電通知，部分長流程企業(yè)計劃于21日起限電20%-30%省份市區(qū)配置主體配置要求浙江諸暨分布式光伏≥裝機量的10山東平陰分布式光伏≥裝機量的15，2h棗莊分布式光伏裝機量的15-30，2-4h河北-分布式光伏配儲需滿足至少10年壽命+5000次循環(huán)+10年衰減率不超20浙江紹興市河橋區(qū)非戶用分布式光伏≥裝機量的10，2h永康非戶用分布式光伏≥裝機量的10江蘇蘇州≥2MW分布式光伏≥裝機量的8昆山≥2MW分布式光伏≥裝機量的8無錫≥2MW工商業(yè)光伏≥裝機量的8工商業(yè)光伏快速滲透，政策激勵工商業(yè)配儲。23H1新增工商業(yè)光伏19.44GW，同增81%，21年-23H1累計裝機已達(dá)43GW。21年至今多地下發(fā)分布式光伏配儲文件，強制/鼓勵用戶側(cè)配儲，承擔(dān)消納責(zé)任，對工商儲市場提供增量支撐。儲能作為后備電源，能有效保障工商業(yè)用戶用電穩(wěn)定性。近年多地均發(fā)布了有序用電方案，限電甚至停電導(dǎo)致工商業(yè)減產(chǎn)，收益下滑嚴(yán)重。因此企業(yè)保障用電安全的需求迫切，工商儲系統(tǒng)可提供短時緊急用電支持，保障短時用電穩(wěn)定性，但對長時限電幫助有限。圖表：各省市分布式光伏配儲政策（下）、新增裝機（上，GW） 圖表：2021年-2023年部分省市限電政策7.661.801.431.0425.876.504.293.2519.442.893.172.130.93

0.970102030全國浙江江蘇山東河北202120222023H152829數(shù)據(jù)來源：國家電網(wǎng)，東吳證券研究所推力

5：工商業(yè)光伏配儲，保障用電穩(wěn)定性多地光伏上網(wǎng)價格>谷時電價，工商業(yè)光伏配儲經(jīng)濟(jì)性低于獨立儲能。除甘肅、吉林、廣西等7地之外，各地均出現(xiàn)了光伏上網(wǎng)電價>谷時電價的倒掛現(xiàn)象，光伏發(fā)電直接上網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性更強，配儲無法產(chǎn)生額外增益。而以上7地可通過光伏配儲，更合理利用高峰電價時刻。圖表：各省谷時電價-分布式光伏上網(wǎng)價格（元/kWh）0.150.10.050-0.05-0.1-0.15-0.2深圳廣東湖南四川山東云南江蘇湖北陜西青海上海海南浙江貴州江西遼寧安徽河南福建山東河北黑龍江新疆內(nèi)蒙古山西冀北蒙東天津吉林寧夏廣西甘肅北京重慶圖表：天津光伏配儲日內(nèi)套利圖0.391.030.7200.40.81.2電價（元/kWh）光伏配儲僅光伏0.36655投資形式僅工商業(yè)儲能僅工商業(yè)光伏工商業(yè)光伏+工商業(yè)儲能全年用電量（kWh）850000（光伏超配，天津利用小時數(shù)1318h）光伏規(guī)模（kW）—10001000儲能規(guī)模（kWh）2000—2000儲能成本（元/Wh）1.70—1.70光伏成本（元/W）—3.543.54總成本（萬元）340354694套利價差（元/kWh）0.6384(高峰-低谷)—0.7070(高峰-上網(wǎng)價差）節(jié)省電費（元/kWh）—0.8204(谷-平-峰平均）0.8736（平-峰平均）上網(wǎng)電價（元/kWh）—0.36650.3665IRR（%）<015.96%4.26%回報周期（年）—10.93>201

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24時刻圖表：天津三種投資形式經(jīng)濟(jì)性對比（儲能均為一充一放）倍道而進(jìn)，中國工商儲按下發(fā)展“加速鍵”工商業(yè)光伏配儲測算年單位01年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年光伏年發(fā)電量MWh/年-13181291128512791272126612591253124712411234122812221216121012041198119211861180節(jié)省電費平均電價元/KWh-0.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.90充放電量MWh657649641633625617609602594587579572565558551544537531524517電量自用收益萬元-5958585756555554535352515150504948484747發(fā)電收益萬元2121212121212121212121212121212121212121營業(yè)利潤（含13%增值稅）萬元6968676766656564636362626161605959585857稅前利潤萬元3133353740434650535862626161605959585857所得稅（扣減稅盾，三免三減半）萬元00011134567777776666凈利潤萬元3133353739424345485155545454535352525251設(shè)備更換萬元(16)凈現(xiàn)金流量萬元(208)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(10)(12)(13)(31)55545454535352525251凈現(xiàn)金流量累計現(xiàn)值萬元(211)(214)(218)(223)(228)(234)(241)(249)(258)(277)(245)(214)(186)(158)(133)(109)(86)(64)(44)(25)資本金irr4.26%投資回報周期（年）-工商業(yè)光伏測算年單位01年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年光伏年發(fā)電量MWh/年-13181291128512791272126612591253124712411234122812221216121012041198119211861180節(jié)省電費平均電價元/kWh-0.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.82白天自用電量MWh340340340340340340340340340340340340340340340340340340340340電量自用收益萬元-2828282828282828282828282828282828282828發(fā)電收益萬元3231313030303030292929292928282828282727營業(yè)利潤（含13%增值稅）萬元5352525252525251515151515150505050505049稅前利潤萬元3435363739404244464851515150505050505049所得稅（扣減稅盾，三免三減半）萬元00033367789888888888凈利潤萬元34353635363736373941424242424242424