In-depth Analysis of the Industrial and Commercial Energy Storage Industry

According to the latest domestic energy storage installation data statistics from the Energy Storage Application Branch of the China Chemical and Physical Power Industry Association, the cumulative installation from January to June 2023 was 8.7GW/19.4GWh. Against the backdrop of the transformation of the energy structure, the installed capacity of new energy storage has repeatedly reached new highs, with a booming market supply and demand, creating a favorable market environment and development opportunities for energy storage manufacturers and energy investment institutions. It is worth mentioning that although large-scale energy storage still dominated the installation volume this year, in terms of market segmentation, industrial and commercial energy storage has emerged prominently.

Data indicates that the grid-connected scale of industrial and commercial energy storage in 2022 was only 0.78GW, while CITIC Securities predicts that the domestic industrial and commercial energy storage installation will reach 5GWh in 2023. Setting aside the data, from the analysis of multiple aspects such as policies, registered projects, and market activity levels, the deployment of industrial and commercial energy storage projects will reach a new level.

1.1   Industrial and commercial energy storage refers to the energy storage system used at industrial or commercial terminals

According to different application scenarios, electrochemical energy storage can be divided into power source side, grid side, and user side. The user side can be further subdivided into industrial and commercial and residential scenarios. According to the relative position of the end-user before and after the electricity meter, it can be divided into the front and back sides of the meter.

Industrial and commercial energy storage refers to the energy storage system used at industrial or commercial terminals. Take the 10MW/20MWh user-side energy storage project in Haining, Zhejiang, as an example. In August 2022, JinkoSolar built a 10MW/20MWh energy storage power station in the Haining industrial park. The main components of the energy storage power station system include: battery system, energy storage converter, fire protection system, boosting system, power distribution system, EMS system, etc. The battery system adopts lithium iron phosphate batteries, which are mainstream in energy storage power stations, with a long life, low self-discharge rate, and are safe and reliable. Currently, this project has been selected for the list of the first batch of new energy storage demonstration projects in Zhejiang Province during the "14th Five-Year Plan" period.

1.2 Domestic and international installation status: Foreign user side is dominated by residential use, while domestic is dominated by industrial and commercial

中國：用戶側(cè)場景絕大多數(shù)為工商業(yè)儲(chǔ)能

根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能聯(lián)盟《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書 2023》統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，從累計(jì)裝機(jī)量來看，2022 年中國新型儲(chǔ)能累計(jì)投運(yùn)項(xiàng)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141%。從新增裝機(jī)量來看，2022 全年新增投運(yùn)新型儲(chǔ)能項(xiàng)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(chǔ)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(chǔ)能裝機(jī)增速分別為 31.1%、29.2%，2022 年前三季度用戶側(cè)儲(chǔ)能的裝機(jī)量為 149MW。據(jù)儲(chǔ)能與電力市場的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示 2022 年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)占比為 10%，結(jié)合中關(guān)村儲(chǔ)能聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)的 2022 年儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù)，可以預(yù)估2022 年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)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(cè)占比為 15%，預(yù)計(jì) 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(chǔ)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(chǔ)能裝機(jī)項(xiàng)目容量大、增速快，而用戶側(cè)儲(chǔ)能單個(gè)項(xiàng)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(chǔ)能項(xiàng)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(jì)口徑存在一定缺失。

美國：規(guī)模保持相對穩(wěn)定

美國作為 2021 年全球儲(chǔ)能市場市占率最高的國家，主要儲(chǔ)能應(yīng)用場景為表前大儲(chǔ)。據(jù)Wood Mackenzie統(tǒng)計(jì)，分年度來看，2022 年美國全年工商業(yè)儲(chǔ)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(chǔ)能裝機(jī)大幅下降至 26.3MW/59.4MWh，同比+2%，主要由于成本價(jià)格上漲以及供應(yīng)鏈采購等問題，導(dǎo)致工商業(yè)儲(chǔ)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)。

整體來看，美國工商業(yè)儲(chǔ)能政策驅(qū)動(dòng)性強(qiáng)，隨著美國聯(lián)邦政府以及州政府儲(chǔ)能相關(guān)利好政策（例如：ITC等）的推進(jìn)，工商業(yè)儲(chǔ)能將整體保持增長趨勢。

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(chǔ)能市場的重要部分，歐洲的戶用儲(chǔ)能領(lǐng)跑全球儲(chǔ)能市場。歐洲戶用儲(chǔ)能裝機(jī)量在2021 年保持了高速增長，而工商業(yè)儲(chǔ)能同樣呈現(xiàn)出較高的增速。根據(jù)歐洲儲(chǔ)能協(xié)會(huì)（EASE）數(shù)據(jù)，2021年歐洲工商業(yè)儲(chǔ)能新增 229MWh，同比增速超過 50%，但絕對量相比戶用儲(chǔ)能仍屬于小眾。

1.3 如何觀察工商業(yè)儲(chǔ)能需求？備案比招標(biāo)更加合適

工商業(yè)項(xiàng)目開展的整體流程包括前期跟蹤、項(xiàng)目交付等流程，流程整體時(shí)間共計(jì)約8-9 個(gè)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(xiàng)目執(zhí)行條件。

可以發(fā)現(xiàn)，相較于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的大型儲(chǔ)能項(xiàng)目，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目流程中并沒有強(qiáng)制招標(biāo)要求，項(xiàng)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(xiàng)目金額大于 200 萬元以上強(qiáng)制要求招標(biāo)，200萬元之下則沒有強(qiáng)制規(guī)定，對應(yīng)約 1MWh 以下規(guī)模的工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目并不強(qiáng)制要求招標(biāo)。因此，備案量更能反映工商業(yè)儲(chǔ)能需求，而招標(biāo)口徑則相對不適合。

根據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2022 年 8 月-12 月，用戶側(cè)中標(biāo)項(xiàng)目容量僅為 122.2MW/444.9MWh，包含長強(qiáng)鋼鐵25.2MW/243.3MWh 的用戶側(cè)鉛碳項(xiàng)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(chǔ)能備案項(xiàng)目總量高達(dá)26 個(gè)，總?cè)萘恳堰_(dá)到 146.93MW/431.68MWh。由此可見，用戶側(cè)項(xiàng)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(chǔ)能需求。

1.4 統(tǒng)計(jì)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(xiàng)目規(guī)模通常小于 10MWh

應(yīng)用場景：工業(yè)工廠配儲(chǔ)為主

工商業(yè)儲(chǔ)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(gè)備案用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，工業(yè)園區(qū)用戶側(cè)儲(chǔ)能的項(xiàng)目占76 個(gè)。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計(jì)，2021 年中國新增投運(yùn)的新型儲(chǔ)能中，用戶側(cè)約占 24%。中國用戶側(cè)儲(chǔ)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(chǔ)能項(xiàng)目中，工業(yè)工廠配置儲(chǔ)能的項(xiàng)目占據(jù)多數(shù)。

投資方類型：業(yè)主自投項(xiàng)目數(shù)量為主

工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)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(gè)電力用戶）。據(jù)統(tǒng)計(jì)，浙江省 2022 年 11 月備案的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目共 26 個(gè)，占儲(chǔ)能備案總項(xiàng)目的93%。用戶側(cè)儲(chǔ)能規(guī)模達(dá) 146.93MW/431.68MWh，其中普星燃機(jī)熱電公司 55MW/340MWh 儲(chǔ)熱項(xiàng)目為單體最大的儲(chǔ)能項(xiàng)目。由此可見，用戶側(cè)儲(chǔ)能場景已成為浙江省儲(chǔ)能備案項(xiàng)目的主要類型。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，廣東省 2022 年度備案的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，承擔(dān)項(xiàng)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（16 項(xiàng)/67.9MWh）、廣東電網(wǎng)東莞供電局（6 項(xiàng)/1.5MWh）、廣州指揮用電與城市照明技術(shù)有限公司（5 項(xiàng)/46.5MWh）。整體來看，工商業(yè)項(xiàng)目建設(shè)單位中能源公司占據(jù) 26 個(gè)項(xiàng)目，總?cè)萘?115.5MWh。相比之下，建設(shè)單位為業(yè)主企業(yè)的項(xiàng)目占據(jù)多數(shù)，約 61 個(gè)項(xiàng)目，總?cè)萘考s 433.7MWh。由此可見，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)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(xiàng)目，但總體容量不大。相比之下，業(yè)主建設(shè)的項(xiàng)目數(shù)量更多。

規(guī)模分布：多數(shù)項(xiàng)目低于 2MW

以廣東省 2022 年備案項(xiàng)目進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，單個(gè)項(xiàng)目規(guī)模分布在 0.05kW-30MW之間，多數(shù)項(xiàng)目規(guī)模低于1.6MW，占比 58.6%，部分項(xiàng)目大于 4MW，占比 12.6%；用戶側(cè)項(xiàng)目的平均規(guī)模為2.2MW。

單位造價(jià)：集中在 1.75-2 元/Wh

據(jù)統(tǒng)計(jì)，單個(gè)項(xiàng)目單價(jià)集中在 2 元/Wh 左右，1.75-2.5 元/Wh 的項(xiàng)目占比 69.0%，部分項(xiàng)目價(jià)格高于3.5元/Wh，占比 14.9%，最高單價(jià)達(dá)到了 10 元/Wh。用戶側(cè)項(xiàng)目均價(jià)為 2.4 元/Wh?？梢钥闯觯脩魝?cè)項(xiàng)目價(jià)格區(qū)間較寬，高價(jià)項(xiàng)目推高了平均價(jià)格，大部分項(xiàng)目仍集中在 1.75-2 元/Wh 的單價(jià)。

2.1 工商業(yè)儲(chǔ)能的盈利模式——以峰谷套利為主

分時(shí)電價(jià)的存在使得峰谷套利成為可能

我國對工商業(yè)用電實(shí)行分時(shí)電價(jià)制度，峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制是基于價(jià)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(shí)段，分別進(jìn)行計(jì)價(jià)。實(shí)行分時(shí)電價(jià)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(yùn)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(jià)的公告》為例，分時(shí)電價(jià)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(jí)不同，大工業(yè)用電和一般工商業(yè)的電度用電價(jià)格分別分為 5 檔和 4 檔。而電度用電價(jià)格=代理購電價(jià)格+電度輸配電價(jià)+政府性基金及附加，電壓等級(jí)越高，輸配電價(jià)越低。電度用電價(jià)格同時(shí)也是各電壓等級(jí)工商業(yè)用戶的平時(shí)段電價(jià)，高峰時(shí)段、低谷時(shí)段則分別在平時(shí)段電價(jià)上浮、下浮一定比例形成。

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(jià)機(jī)制有關(guān)事項(xiàng)的通知》，該省時(shí)段劃分為：高峰時(shí)段 8:00-11:00、17:00-22:00；平時(shí)段 11:00-17:00、22:00-24:00；低谷時(shí)段 0:00-8:00。浮動(dòng)比例為：大工業(yè)用電高峰、低谷分別在平段電價(jià)上浮、下浮 71.96%、58.15%；普通工業(yè)用電高峰、低谷電價(jià)分別在平段電價(jià)上浮、下浮 67.19%、54.82%。此外，在日最低氣溫達(dá)到或低于-3℃時(shí)，對 315kVA 及以上的大工業(yè)用電執(zhí)行冬季尖峰電價(jià)機(jī)制，在 9:00-11:00 和 18:00-20:00 的電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上再上浮20%。

以 1-10kV 大工業(yè)用電為例，執(zhí)行尖峰電價(jià)時(shí) 0-24 點(diǎn)依次為低谷、高峰、尖峰、平段、高峰、尖峰、高峰、平段、低谷?？刹捎靡怀湟环牛騼沙鋬煞诺姆骞忍桌呗?，具體為：（1）一充一放，即 0-8 點(diǎn)低谷時(shí)段充電，在 8-11 點(diǎn)高峰時(shí)段（或 9-11 點(diǎn)尖峰時(shí)段）放電，利用了峰谷（或尖谷）價(jià)差，分別為 0.8581 元/kWh（峰谷價(jià)差）或 1.0849 元/kWh（尖谷價(jià)差）（2）兩充兩放，除了上述一充一放外，再在 11-17 點(diǎn)平時(shí)段充電，然后在17-22 點(diǎn)高峰時(shí)段（或18-20點(diǎn)尖峰時(shí)段）放電，可利用 0.4746 元/kWh 的峰平價(jià)差，或 0.7014 元/kWh 的尖平價(jià)差。

工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展的有利因素：需求側(cè)響應(yīng)和補(bǔ)貼政策

（1）需求側(cè)響應(yīng)：可類比獨(dú)立儲(chǔ)能電站的調(diào)峰補(bǔ)償收益。

需求側(cè)響應(yīng)是是通過市場化激勵(lì)機(jī)制，引導(dǎo)電力客戶在約定時(shí)間內(nèi)短時(shí)優(yōu)化用電負(fù)荷，有效實(shí)現(xiàn)削峰填谷，緩解電力供需矛盾，增強(qiáng)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(bǔ)貼。從補(bǔ)償方式看，有的省份按照固定式補(bǔ)償，有的省份已開始采取電力、電量、容量競價(jià)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(gè)省市相繼公布了電力需求響應(yīng)工作方案。

廣東省補(bǔ)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(fèi)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(shí)際用電量比例分?jǐn)?。由于?fù)荷高峰期實(shí)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。

（2）儲(chǔ)能補(bǔ)貼：個(gè)別地方政府有少量補(bǔ)貼，規(guī)模通常不大

與光伏、風(fēng)電等新能源不同，補(bǔ)貼不是國內(nèi)儲(chǔ)能政策工具箱中的常規(guī)選項(xiàng)，從一開始我國更多的是通過機(jī)制創(chuàng)新來促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展，而不是讓儲(chǔ)能依賴補(bǔ)貼生存。但在地市、區(qū)縣級(jí)政府，仍有少量地區(qū)存在儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策。

廣東、江蘇、浙江是儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策較多的省份，但目前為止出臺(tái)政策的層級(jí)多為區(qū)縣級(jí)，通常為經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)、高新區(qū)為鼓勵(lì)分布式光伏開發(fā)而設(shè)的附屬政策。主流的補(bǔ)貼方式分按放電量補(bǔ)貼每度電和按裝機(jī)容量補(bǔ)貼初裝費(fèi)用兩種，但通常設(shè)置補(bǔ)貼額度上限，多為百萬元量級(jí)。因此，補(bǔ)貼不是工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展的主要刺激因素，不過若當(dāng)?shù)赜姓咧С?，補(bǔ)貼仍可顯著提高工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。

其他盈利模式：動(dòng)態(tài)增容、自發(fā)自用，以及保障供電

（1）動(dòng)態(tài)增容：削減最大需量可減少基本電費(fèi)

工商業(yè)企業(yè)繳納電費(fèi)組成一般為：基本電費(fèi)+電度電費(fèi)+力調(diào)電費(fèi)+附加費(fèi)。其中電度電費(fèi)按實(shí)際所用電量繳納，價(jià)格按分時(shí)電價(jià)收取。力調(diào)電費(fèi)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(fèi)用。附加費(fèi)通常為一個(gè)固定值，與技術(shù)手段無關(guān)?；倦娰M(fèi)是反映用戶用電容量的費(fèi)用，一般有兩種收取方式，一種為容量計(jì)費(fèi)，另一種為需量計(jì)費(fèi)。除繳納電量電費(fèi)外，往往還要視用電容量繳納容量電費(fèi)，容量電費(fèi)以用戶裝設(shè)變壓器（kVA）容量收取，需量計(jì)費(fèi)則以用戶當(dāng)月最高用電負(fù)荷（kW）收取。配置儲(chǔ)能后，容量電費(fèi)不變，但需量電費(fèi)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(jì)費(fèi)法比需量計(jì)費(fèi)法經(jīng)濟(jì)，則配置儲(chǔ)能后可以削減用戶的高峰負(fù)荷，從而可以換用需量計(jì)費(fèi)法（在有效負(fù)荷較低時(shí)更經(jīng)濟(jì)）。若用戶此前已采用需量計(jì)費(fèi)法，則配置儲(chǔ)能直接減少高峰負(fù)荷，從而減少了基本電費(fèi)。

假設(shè)某地區(qū)容量計(jì)費(fèi)單價(jià)為 24 元/kVA/月，需量單價(jià)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(jì)費(fèi)時(shí)，基本電費(fèi)為 1000×24=24000 元/月，按需量計(jì)費(fèi)時(shí)，基本電費(fèi)為1000×80%×31=24800 元/月，此時(shí)采用容量計(jì)費(fèi)法更加經(jīng)濟(jì)。若配置 200kW×2h 的儲(chǔ)能，實(shí)際負(fù)荷削減200kW，負(fù)荷率降低到 60%，此時(shí)容量計(jì)費(fèi)法仍為 24000 元/月，而需量計(jì)費(fèi)法則降低到600×31=18600元/ 月，此時(shí)采用需量計(jì)費(fèi)法更加經(jīng)濟(jì)。

（2）自發(fā)自用：分布式光伏配儲(chǔ)成為趨勢，自發(fā)自用提高經(jīng)濟(jì)性

自從 2021 年 11 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(chǔ)以來，分布式配儲(chǔ)政策也蔚然成風(fēng)，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，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(chǔ)能設(shè)施提出了明確要求。

在分布式光伏消納有壓力時(shí)，配置儲(chǔ)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(chǔ)能”收益率。

（3）保障供電、提升電能質(zhì)量

工商業(yè)配儲(chǔ)還可以提升電能質(zhì)量，并在供電不穩(wěn)定時(shí)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(dòng)安排有序用電引起，停電時(shí)間通常在一天左右，這種情況下，配儲(chǔ)用以保障生產(chǎn)意義不大（因?yàn)閮?chǔ)能需配置足夠一天使用的時(shí)長）。隨著直流充電樁等大功率快速充電樁的普及，充電時(shí)對電網(wǎng)的擾動(dòng)增大，預(yù)計(jì)充（換）電站將帶來較大的儲(chǔ)能需求。

2.2 發(fā)電、用電逐步入市，峰谷價(jià)差拉大是電價(jià)市場化的反映

用電端：政策直接拉大峰谷價(jià)差

2021 年 8 月國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1093 號(hào)）。文件最重要的內(nèi)容是確定了拉大峰谷價(jià)差的政策方向。文中規(guī)定，上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過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。此外，建立尖峰電價(jià)機(jī)制，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%。還強(qiáng)調(diào)科學(xué)劃分峰谷時(shí)段等。

1093 號(hào)文成為工商業(yè)儲(chǔ)能啟動(dòng)的序幕，此前雖也有分時(shí)電價(jià)政策，但執(zhí)行力度不夠，且峰谷價(jià)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(shí)電價(jià)政策。

發(fā)電端：煤電全部入市，上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍拉大到±20%

緊接分時(shí)電價(jià)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(jià)市場化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439 號(hào)），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(jià)格浮動(dòng)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(dòng)原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價(jià)不受上浮 20%限制。電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上述幅度限制。

上網(wǎng)電價(jià)的浮動(dòng)范圍拉大為用戶電價(jià)的浮動(dòng)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(jià)是觀察工商業(yè)電價(jià)水平的窗口

1439 號(hào)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(dòng)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(jià)格主要通過場內(nèi)集中競價(jià)或競爭性招標(biāo)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(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(jià)格采購電量，進(jìn)而形成平均上網(wǎng)電價(jià)，因此電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)是由市場決定的，而代理購電價(jià)則可用來觀察大多數(shù)工商業(yè)用戶的電價(jià)情況。

從電量方面來看，據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022 年，全國工商業(yè)代理購電量 6753.21 億千瓦時(shí)，其中優(yōu)先上網(wǎng)電量 3342.78 億千瓦時(shí)，市場化采購電量 3309.77 億千瓦時(shí)，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(jià)市場化程度高的省份。

執(zhí)行代理購電的工商業(yè)用戶，按代理購電用戶電價(jià)疊加分時(shí)電價(jià)、容（需）量電價(jià)等價(jià)格之后支付電費(fèi)。其中，代理購電用戶電價(jià)=（代理購電價(jià)格+輸配電價(jià)+政府性基金及附加）。

各省電網(wǎng)公司每月初公布當(dāng)月代理購電價(jià)，其中主要是代理購電價(jià)格會(huì)隨著市場情況波動(dòng)，運(yùn)行一年來，各省代理購電價(jià)格均有不同程度上漲。

有數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)的 33 ?。▍^(qū)）中，共計(jì) 24 個(gè)?。▍^(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(jì) 9 個(gè)?。▍^(qū)）代理購電價(jià)下降或持平。而代理購電價(jià)是峰谷電價(jià)浮動(dòng)的基準(zhǔn)，代理購電價(jià)的上漲會(huì)導(dǎo)致峰谷電價(jià)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(lì)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(jià)交易和掛牌交易制度，規(guī)范掛牌交易價(jià)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(tái)。

2.3 峰谷價(jià)差分析：浮動(dòng)范圍擴(kuò)大、時(shí)段劃分增加、電價(jià)組成更加復(fù)雜

各省峰谷價(jià)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(jià)包含平段電價(jià)以及峰、谷電價(jià)，因此可以方便地觀察各省峰谷價(jià)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(jià)情況，全國峰谷價(jià)差最大的?。▍^(qū)）為廣東，價(jià)差高達(dá) 1.347 元/kWh。約有 14 個(gè)省（區(qū)）的最高電價(jià)差高于 0.7 元/kWh。

平均來看，據(jù) CNESA 統(tǒng)計(jì)，2022 年各省全國代購電價(jià)（一般工商業(yè)）中，全年平均峰谷價(jià)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(jià)差為 0.704 元/kWh，有 16 個(gè)地區(qū)全年最大峰谷價(jià)差高于 0.7 元/kWh。

動(dòng)態(tài)來看，各省的峰谷價(jià)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(jià)差基本處于 0.8 元/kWh 的高位，2022 年全年電價(jià)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(jià)差出現(xiàn)一定程度的擴(kuò)大，由年初 0.7 元/kWh 的電價(jià)差，提升至年底0.9 元/kWh 左右。整體來看，最大電價(jià)差超過 0.7 元/kWh 的地區(qū)增多。

分時(shí)電度用電價(jià)格由代理購電價(jià)格乘以峰谷浮動(dòng)范圍形成，因此代理購電價(jià)格基數(shù)的上漲、浮動(dòng)系統(tǒng)的增大，都有助于峰谷價(jià)差的拉大。

電價(jià)劃分時(shí)段增多，允許一天內(nèi)多次充放套利

1093 號(hào)文提出建立尖峰電價(jià)機(jī)制，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%，并可以參照尖峰電價(jià)機(jī)制建立深谷電價(jià)機(jī)制。因此分時(shí)電價(jià)曲線可存在 5 種價(jià)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(jià)基礎(chǔ)上上浮或下降。若一天中設(shè)置多個(gè)峰段、谷段，配合尖峰、深谷電價(jià)，有可能一天中實(shí)現(xiàn)多個(gè)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(yùn)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(shí)的調(diào)峰壓力。

根據(jù)目前各省峰谷電價(jià)曲線情況，實(shí)施的套利策略主要可分為三種：一充一放、兩充兩放（一個(gè)峰谷差一個(gè)峰平差）、兩充兩放（兩個(gè)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(fā)改委發(fā)布《關(guān)于工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，將原有峰谷上下浮動(dòng) 50%的比例，調(diào)整至高峰低谷上下浮動(dòng) 70%，尖峰時(shí)段上浮 100%，深谷時(shí)段下浮90%（代理購電價(jià)格和容量補(bǔ)償電價(jià)參與浮動(dòng)，輸配電價(jià)、政府性基金及附加、損益電價(jià)等不參與浮動(dòng)）。根據(jù)11 月30日山東省電力公司發(fā)布《關(guān)于 2023 年工商業(yè)分時(shí)電價(jià)公告》，冬季（12 月、1 月）峰谷時(shí)段劃分為：谷時(shí)段為10:00 至 16:00，其中深谷時(shí)段為 12:00 至 14:00；峰時(shí)段為 16:00 至 22:00，尖峰時(shí)段為16:00 至19:00，其余為平時(shí)段。由于一天中只有一個(gè)峰時(shí)段（包括尖峰時(shí)段）、一個(gè)谷時(shí)段（包括深谷時(shí)段），因此盡管山東尖峰深谷價(jià)差可達(dá) 4.86:1（35kV 兩部制情況下），但一天內(nèi)只能進(jìn)行一個(gè)充放電循環(huán)。

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(shí)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(jià)曲線中可能會(huì)出現(xiàn)多個(gè)高峰低谷，更有利于通過峰谷價(jià)差套利獲取收益。

（2）兩充兩放

根據(jù)時(shí)段劃分設(shè)置，又可分為每天利用一個(gè)峰谷差、一個(gè)峰平差，和每天利用兩個(gè)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(jìn)行兩充兩放，策略為凌晨充電、上午峰段放電，利用了一個(gè)峰谷差；中午充電、下午峰段放電，利用了一個(gè)峰平差。大多數(shù)省份均為如此設(shè)置。

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(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，明確對全年大工業(yè)電價(jià)峰谷時(shí)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(gè)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(jià)進(jìn)入浮動(dòng)范圍，進(jìn)一步拉大峰谷差

2022 年 11 月底，山東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，對工商業(yè)分時(shí)電價(jià)進(jìn)一步完善。《通知》指出：（1）明確執(zhí)行范圍：2023 年峰谷分時(shí)電價(jià)上下浮動(dòng)的基準(zhǔn)調(diào)整為，容量補(bǔ)償電價(jià)和代理購電價(jià)格，而配電價(jià)、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)等并不納入浮動(dòng)基準(zhǔn)。（2）明確浮動(dòng)比例：高峰時(shí)段上浮 70%、低谷時(shí)段下浮 70%、尖峰時(shí)段上浮100%、深谷時(shí)段下浮 90%。

山東首創(chuàng)工商業(yè)容量電價(jià)（征收標(biāo)準(zhǔn) 0.0991 元/kWh），并進(jìn)入浮動(dòng)范圍，有利于進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差。全國大部分省份的電價(jià)浮動(dòng)范圍基準(zhǔn)為代理購電價(jià)格，或代理購電價(jià)+輸配電價(jià)。而江、浙、滬等省則是平段電價(jià)為基準(zhǔn)全部參與浮動(dòng)（即代理購電價(jià)、輸配電價(jià)、政府性基金及附加均上下同比例浮動(dòng)），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(jià)差。

2.4 橫向?qū)Ρ龋汗ど虡I(yè)電價(jià)/居民電價(jià)之比中國遠(yuǎn)高于歐美國家，工商業(yè)儲(chǔ)能在中國有更好的發(fā)展基礎(chǔ)

各國工商業(yè)電價(jià)對比：中國電價(jià)不屬于低價(jià)之列

中國：以廣東省（珠三角五市）為例，2023 年 6 月工商業(yè)（不滿 1kV）單一制尖峰電價(jià)1.7196 元/kWh，低谷電價(jià) 0.3302 元/kWh，峰谷價(jià)差達(dá)到 1.3894 元/kWh。據(jù)統(tǒng)計(jì)，全國 2022 年工商業(yè)平均峰谷價(jià)差已達(dá)0.704 元/kWh。美國：據(jù)美國能源署統(tǒng)計(jì)，截至 2022 年 10 月，工業(yè)平均電價(jià)為 0.57 元/kWh，商業(yè)平均電價(jià)為0.840元/kWh。歐洲：據(jù)歐洲統(tǒng)計(jì)局統(tǒng)計(jì)，2022 年上半年，歐洲 27 國非居民用戶平均電價(jià)為1.612 元/kWh. 根據(jù)國家電網(wǎng)對 2019 年世界各國工商業(yè)電價(jià)統(tǒng)計(jì)，36 個(gè)重點(diǎn)國家的工業(yè)平均電價(jià)為0.892 元/kWh。中國工商業(yè)電價(jià)為 0.635 元，與平均電價(jià)相差 0.257 元/kWh，位居中下游。歐洲電價(jià)處于高位，美國則以0.472元/kWh 的超低電價(jià)位居榜尾。相比之下，中國居民電價(jià)為 0.542 元/kWh，與 36 國平均電價(jià)1.338 元/kWh價(jià)差高達(dá) 0.796 元/kWh。由此可見，與居民用電極低的電價(jià)相比，中國工商業(yè)電價(jià)在國際上不屬于低價(jià)之列。

中國工商業(yè)電價(jià)高于居民電價(jià)，歐美則相反

美國：居民電價(jià)顯著高于工業(yè)和商業(yè)電價(jià)。居民電價(jià)最高，約 0.92-1.10 元/kWh。商業(yè)電價(jià)其次，介于0.76-0.91 元/kWh。工業(yè)電價(jià)最低 0.49-0.64 元/kWh。

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

中國：以工業(yè)/居民電價(jià)之比為參考。2019 年，35 個(gè)經(jīng)濟(jì)合作與發(fā)展組織的國家的工業(yè)電價(jià)平均為居民電價(jià)的 0.65 倍。相比之下，我國工業(yè)/居民比價(jià)為 1.17 倍，在 36 個(gè)國家中位居第二位。

3.1 合同能源管理是工商業(yè)儲(chǔ)能常見的開發(fā)模式

合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是指服務(wù)商與客戶簽訂服務(wù)合同，提供項(xiàng)目融資、項(xiàng)目設(shè)計(jì)、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(xiàng)目實(shí)施、投運(yùn)經(jīng)營三個(gè)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(xiàng)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。

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(shí)承擔(dān)全部的風(fēng)險(xiǎn)（業(yè)主經(jīng)營風(fēng)險(xiǎn)、設(shè)備維護(hù)費(fèi)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(xiàng)目收益不及測算的風(fēng)險(xiǎn)，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(xiǎn)，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(shí)現(xiàn)盈利。對設(shè)備方：主要是銷售產(chǎn)品，有時(shí)也會(huì)配合出集成方案，甚至參與部分投資。

由于工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目安裝、調(diào)試、運(yùn)營需要在企業(yè)園區(qū)內(nèi)部進(jìn)行，但項(xiàng)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(chǔ)能無關(guān)，若自行投資建設(shè)，項(xiàng)目難以通過內(nèi)部審批。因此將項(xiàng)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(jià)差的拉大，項(xiàng)目收益率提高，業(yè)主自投自建工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)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(jià)差影響程度高于單位造價(jià)

下面對一個(gè)裝機(jī)容量 10MWh 的工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)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(chǔ)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(chǔ)能電站的放電量（即放電量不上網(wǎng)，且高峰/尖峰時(shí)段套利時(shí)負(fù)荷水平足夠）。儲(chǔ)能電站采用 0.5C 倍率電池，全年預(yù)計(jì)運(yùn)行 330 天，電站設(shè)計(jì)壽命15年，期間電池循環(huán)壽命達(dá)到 5000 次時(shí)更換一次電池。此外，充電需要增加約 4 萬元/月的需量電費(fèi)，采用合同能源管理模式時(shí)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。

一充一放：可行域較窄，要求較高的峰谷價(jià)差和較低的單位投資

假設(shè) 330 天運(yùn)行日中，有 120 天（冬季、夏季）執(zhí)行尖峰電價(jià)，尖峰電價(jià)通常較高峰電價(jià)上浮20%-25%，為計(jì)算方便，考慮執(zhí)行尖峰電價(jià)時(shí)峰谷價(jià)差統(tǒng)一上升 25%（價(jià)差需減去谷電價(jià)格基數(shù)，因此上浮比例高于尖峰電價(jià)較高峰電價(jià)的上浮比例）。計(jì)算資本金 IRR 對項(xiàng)目單位投資（元/Wh）和峰谷價(jià)差（元/kWh，尖谷價(jià)差增大 25%）的敏感度。

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

可見業(yè)主自投收益更高，以單位造價(jià) 1.5 元/Wh、峰谷價(jià)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(yè)主自投模式，資本金 IRR 可達(dá) 10.00%，高出3.73 個(gè)百分點(diǎn)，具備可行性。

兩充兩放：可行域大大拓展，大部分省區(qū)均具備項(xiàng)目條件

在一天中有峰、平、谷等多個(gè)時(shí)段的地區(qū)，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(jù)各省電價(jià)曲線實(shí)際情況，又可分為兩種，第一種即利用一個(gè)峰（尖）谷差和一個(gè)峰（尖）平差，廣東、江蘇、河南等大多數(shù)省份可使用這種模式。其中，執(zhí)行尖峰電價(jià)的月份（夏、冬季）每天利用一個(gè)尖谷價(jià)差、一個(gè)尖平價(jià)差；其他月份每天利用一個(gè)峰谷價(jià)差、一個(gè)峰平價(jià)差。執(zhí)行兩充兩放時(shí)，需要在第七年更換一次電池，成本可設(shè)為總成本的 60%。

（1）午間為平段，一天中利用一個(gè)峰（尖）谷差和一個(gè)峰（尖）平差

為簡化計(jì)算，仍假設(shè)尖谷價(jià)差是峰谷價(jià)差的 130%，而假設(shè)尖平價(jià)差是峰谷價(jià)差的80%，峰平價(jià)差是峰谷差的 55%。

采用業(yè)主自投模式時(shí)，資本金 IRR 進(jìn)一步升高，同樣 1.5 元/Wh 的單位造價(jià)、1 元/kWh 的峰谷價(jià)差下，資本金 IRR 可達(dá) 20.02%。

（2）午間為谷段，一天中利用兩個(gè)峰（尖）谷差

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

浙江等省由于峰谷價(jià)差較大，且午間、凌晨均設(shè)置為低谷段，每天允許利用完整的2 個(gè)峰谷差，因此工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性較好，在這種情況下，1.5 元 /Wh 單位造價(jià)，1 元/kWh 峰谷價(jià)差可做到36.85%的資本金IRR。

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

3.3 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

測算工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)量的方法為，首先拆分工商業(yè)總用電量，結(jié)合利用小時(shí)數(shù)計(jì)算出工商業(yè)總負(fù)荷，進(jìn)而假設(shè)合理的儲(chǔ)能滲透率計(jì)算出儲(chǔ)能總功率（累計(jì)值），乘以平均時(shí)長后得到儲(chǔ)能總裝機(jī)（累計(jì)值），并逐年作差得到每年新增裝機(jī)量。假設(shè)，至 2025 年中國用電量以年均 2.18%增長率增長，在工商業(yè)用電占比83%相對穩(wěn)定的條件下，工商業(yè)耗電量同樣呈現(xiàn)逐年增長的趨勢。至 2025 年，工商業(yè)總耗電量可達(dá)66189 億千瓦時(shí)，工商業(yè)總功率達(dá)到 1178GW，合理假設(shè)該年儲(chǔ)能累計(jì)滲透率為 2.4%，平均時(shí)長 2.6h，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到73.52GWh。逐年作差得出 2023-2025 年工商業(yè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量分別為 6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh，2022-2025年化增速達(dá)到 201%。至 2030 年，中國工商業(yè)總耗電量 73074 億千瓦時(shí)，總功率達(dá) 1301GW，儲(chǔ)能滲透率為8%，平均時(shí)長 2.9h，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到 302GWh，2030 年國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能新增容量可達(dá) 129.73GWh。

合理假設(shè) 2060 年國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能累計(jì)滲透率終局約為 35%（功率占比），累計(jì)裝機(jī)達(dá)到3TWh 量級(jí)，而預(yù)計(jì) 2023 年新增裝機(jī) 6.27GWh，考慮平均時(shí)長 2.5h，則對應(yīng)功率約為 2.51GW，除以當(dāng)年工商業(yè)總負(fù)荷約1250GW，新增滲透率僅約 0.2%，累計(jì)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(yè)儲(chǔ)能在分布式光伏裝機(jī)高增情況下，同樣表現(xiàn)出一定的增長趨勢。根據(jù)測算，預(yù)計(jì)2023-2025年，海外工商業(yè)儲(chǔ)能的裝機(jī)量將達(dá)到 3.74GWh、8.80GWh、24.11GWh，增速分別達(dá)到98.8%、135.7%、173.9%。2022 年海外儲(chǔ)能總量的高增，主要源于戶儲(chǔ)和表前儲(chǔ)能的快速增長。2023 年開始預(yù)計(jì)海外工商業(yè)儲(chǔ)能將表現(xiàn)出良好的增長趨勢，但總量方面仍不及國內(nèi)，主要原因是國外工商業(yè)電價(jià)低于居民電價(jià)，吸引力較戶儲(chǔ)為低。

4.1 工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)一體化建設(shè)程度高

發(fā)電需求差異使工商業(yè)儲(chǔ)能的系統(tǒng)架構(gòu)區(qū)別于大型儲(chǔ)能電站。工商業(yè)儲(chǔ)能的主要負(fù)荷是滿足工商業(yè)自身內(nèi)部的電力需求，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電最大化自發(fā)自用或者通過峰谷價(jià)差套利。因此，與大型儲(chǔ)能電站的PCS和電池獨(dú)立建設(shè)不同，工商業(yè)儲(chǔ)能多為一體化建造，采用一體柜，對系統(tǒng)控制和 EMS 功能性管理的要求低于儲(chǔ)能電站。

光儲(chǔ)系統(tǒng)根據(jù)能量匯集點(diǎn)的不同，分為直流耦合、交流耦合兩類拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。按此耦合方式分類，對應(yīng)的工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)架構(gòu)主要有兩種：1）采用 PCS 的交流耦合型；2）采用光儲(chǔ)一體機(jī)的直流耦合型。交流耦合系統(tǒng)與儲(chǔ)能電站的系統(tǒng)配置類似，但相對用量較小，系統(tǒng)功能也更為簡單，其中的光伏系統(tǒng)和儲(chǔ)能系統(tǒng)并聯(lián)，靈活性較高，適用于已安裝工商業(yè)光伏的存量市場。直流耦合系統(tǒng)通過光儲(chǔ)一體機(jī)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(tǒng)具有高度集成化、軟性成本低的特點(diǎn)，50-100kW 的光儲(chǔ)一體機(jī)已逐漸成為中小工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的選擇。

電池和 PCS 是工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的核心

從結(jié)構(gòu)拆分來看，工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的配置與大型儲(chǔ)能系統(tǒng)都包括蓄電池系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲(chǔ)能變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能源管理系統(tǒng)（EMS）、消防和溫控系統(tǒng)等，系統(tǒng)均進(jìn)行模塊化設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)電壓、容量靈活配置。

電池和 PCS 是工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本占比最高的兩個(gè)環(huán)節(jié)。根據(jù)我們調(diào)研和測算，儲(chǔ)能電池約占儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的 65%；儲(chǔ)能變流器 PCS 約占系統(tǒng)成本 20%；消防和溫控系統(tǒng)主要負(fù)責(zé)控制和保護(hù)電池溫度狀態(tài)的均衡，占比約 7%；電池管理系統(tǒng) BMS 約占成本的 4%，能量管理系統(tǒng) EMS 是系統(tǒng)的“大腦”，負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、監(jiān)控和能量調(diào)度。根據(jù)行業(yè)調(diào)研，工業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)單位售價(jià)約 1.6-2 元/Wh，總成本約1.3-1.7 元/Wh。

看好工商業(yè)儲(chǔ)能市場，各廠商紛紛布局

在剛剛結(jié)束的儲(chǔ)能國際峰會(huì)暨展覽會(huì)（ESIE2023）中，儲(chǔ)能系統(tǒng)、儲(chǔ)能 PCS、儲(chǔ)能電芯等各類儲(chǔ)能設(shè)備廠商大多推出了自己的工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)，并對工商業(yè)儲(chǔ)能市場紛紛表示看好。不完全統(tǒng)計(jì)共有十余家廠商，數(shù)十種工商業(yè)儲(chǔ)能產(chǎn)品，容量多為 200-300kWh，可選擇帶或不帶 PCS、風(fēng)冷或液冷方案、全氟己酮/七氟丙烷/ 氣溶膠消防系統(tǒng)等，安裝形式多為儲(chǔ)能柜，亦有集裝箱形式等。BMS、冷卻等環(huán)節(jié)也有廠商推出專門適用于工商業(yè)儲(chǔ)能的產(chǎn)品。

5.1 投資圖譜及彈性測算

工商業(yè)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈可以分為產(chǎn)品制造與工程實(shí)施、投資運(yùn)營兩個(gè)方面，前者又可按上、中、下游分為儲(chǔ)能柜零部件加工、關(guān)鍵設(shè)備制造，以及工程建設(shè)三個(gè)環(huán)節(jié)。另外，與電站級(jí)大儲(chǔ)能不同的是，由于工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)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(yùn)營，因此投資運(yùn)營商也是工商業(yè)儲(chǔ)能的潛在投資方向。

各個(gè)環(huán)節(jié)均具備盈利能力和一定的投資價(jià)值，其中 PCS、儲(chǔ)能柜、電芯環(huán)節(jié)單位凈利較高，投資運(yùn)營端與持有資產(chǎn)成正比，盈利較穩(wěn)定。