商工業(yè)エネルギー貯蔵業(yè)界の深い分析

中國化學(xué)と物理電源産業(yè)協(xié)會の蓄電池応用支部の最新の國內(nèi)蓄電池設(shè)備容量データ統(tǒng)計によると、2023 年 1 月から 6 月までの累積設(shè)備容量は 8.7GW/19.4GWh です。エネルギー構(gòu)造転換の背景の下で、新型蓄電池の設(shè)備容量は次々と新たな高さを記録しており、市場の需給雙方とも盛況を呈しており、蓄電池メーカーやエネルギー投資機関に良好な市場環(huán)境と発展機會をもたらしています。特筆すべきは、今年も大型蓄電池が依然として設(shè)備容量で首位を占めているものの、細(xì)分化された市場の観點から見ると、産業(yè)?商業(yè)用蓄電池が目覚ましい発展を遂げているということです。

データによると、2022 年の産業(yè)?商業(yè)用蓄電池の系統(tǒng)連系規(guī)模はわずか 0.78GW でした。中信証券は 2023 年の國內(nèi)の産業(yè)?商業(yè)用蓄電池の設(shè)備容量が 5GWh に達(dá)すると予想しています。データに関係なく、政策、登録プロジェクト、市場の活発度など多くの面から分析すると、産業(yè)?商業(yè)用蓄電池プロジェクトの展開は新たな段階に上がることになるでしょう。

1.1 産業(yè)?商業(yè)用蓄電池とは、工業(yè)または商業(yè)の末端で使用される蓄電池システムを指します

応用シーンによって、電気化學(xué)蓄電池は電源側(cè)、電力網(wǎng)側(cè)、需要家側(cè)に分類することができます。需要家側(cè)は、産業(yè)?商業(yè)用と家庭用という二つのシーンに細(xì)分化することができます。末端ユーザーが電力メーターの前後の相対的な位置にあることにより、電力メーターの前側(cè)と後側(cè)という二つの側(cè)面に分けることができます。
産業(yè)?商業(yè)用蓄電池とは、工業(yè)または商業(yè)の末端で使用される蓄電池システムを指します。浙江省海寧市の 10MW/20MWh の需要家側(cè)蓄電池プロジェクトを例にとりましょう。2022 年 8 月、晶科エネルギーは海寧の工業(yè)地區(qū)に 10MW/20MWh の蓄電所を建設(shè)しました。蓄電所システムの主な構(gòu)成要素には、バッテリーシステム、蓄電用インバータ、消防システム、昇圧システム、配電システム、EMS システムなどが含まれます。バッテリーシステムは、蓄電所の主流となっているリン酸鉄リチウム電池を採用しており、壽命が長く、自己放電率が低く、安全で信頼性が高いです?，F(xiàn)在、このプロジェクトは浙江省の「十四五」第 1 期新型蓄電所デモンストレーションプロジェクトリストに選ばれています。

1.2 國內(nèi)外の設(shè)備容量の現(xiàn)狀：國外では需要家側(cè)は主に家庭用が中心であり、國內(nèi)では産業(yè)?商業(yè)用が主流となっています

中國において、需要家側(cè)のシーンの大半は産業(yè)?商業(yè)用蓄電池である。

中関村蓄電池産業(yè)同盟の『蓄電池産業(yè)研究白書2023』の統(tǒng)計データによると、累積設(shè)備容量から見ると、2022 年の中國の新型蓄電池の累積稼働プロジェクトの設(shè)備容量は 10GW を突破し、規(guī)模は 13.1GW/27.1GWh に達(dá)し、出力規(guī)模は前年比 128% 増加し、エネルギー規(guī)模は前年比 141% 増加しました。新規(guī)設(shè)備容量から見ると、2022 年通年の新規(guī)稼働新型蓄電池プロジェクトの規(guī)模は 7.3GW/15.9GWh に達(dá)し、出力規(guī)模は前年比 200% 以上増加し、エネルギー規(guī)模は前年比 280% 増加しました。中関村蓄電池産業(yè)同盟のデータによると、2019 年から需要家側(cè)の設(shè)備容量は持続的な増加傾向を示しており、2020 年、2021 年の需要家側(cè)の蓄電池設(shè)備容量の増加率はそれぞれ 31.1%、29.2% でした。2022 年前三季度の需要家側(cè)の蓄電池の設(shè)備容量は 149MW でした。蓄電池と電力市場の統(tǒng)計データによると、2022 年の産業(yè)?商業(yè)用蓄電池の設(shè)備容量の占める割合は 10% です。中関村蓄電池産業(yè)同盟が統(tǒng)計した 2022 年の蓄電池設(shè)備容量データと組み合わせると、2022 年の産業(yè)?商業(yè)用蓄電池の設(shè)備容量はおおよそ 730MW で、前年比 32.7% 増加したと見積もることができます。

特に注目すべき點は、2022 年前三季度の需要家側(cè)の占める割合は 15% で、2022 年の需要家側(cè)の占める割合は 10% と予想されており、需要家側(cè)の設(shè)備容量の占める割合は年々低下する傾向を示しており、これは需要家側(cè)の蓄電池設(shè)備容量の増加率が中國全體の設(shè)備容量の増加率より低いことを示しています。2023 年第 1 四半期（Q1）の需要家側(cè)の系統(tǒng)連系容量は全體の系統(tǒng)連系容量のわずか 1% を占めています。主な原因は、中國の電源側(cè)と電力網(wǎng)側(cè)の蓄電池設(shè)備容量プロジェクトの容量が大きく、増加率が速いのに対して、需要家側(cè)の蓄電池の個々のプロジェクトの容量は比較的小さいため、増加率と占める割合の面で目立った成果を収めていないことです。また、かなりの數(shù)の産業(yè)?商業(yè)用蓄電池プロジェクトは、その規(guī)模が比較的小さいため、公開入札や登録手続きを行っていないため、統(tǒng)計の範(fàn)囲には一定の欠損が存在しています。

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)Wood Mackenzie統(tǒng)計，分年度來看，2022 年美國全年工商業(yè)儲能裝機量約 354GWh，同比增長 12%。分季度來看，2022年一季度單季度裝機達(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)儲能季度裝機的大幅下降。2022 年第三季度裝機量為 26.6MW/52.6MWh，容量同比下降 31%，主要原因是由于紐約州部署的大幅下降，以及其他州工商業(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)，主要系紐約州裝機恢復(fù)。

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。

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。

1.3 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。

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。

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。

1.4 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

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)。

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。

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（16 項/67.9MWh）、廣東電網(wǎng)東莞供電局（6 項/1.5MWh）、廣州指揮用電與城市照明技術(shù)有限公司（5 項/46.5MWh）。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?115.5MWh。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s 433.7MWh。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。

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。

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?？梢钥闯觯脩魝?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。

2.1 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。

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%。

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?？刹捎靡怀湟环?，或兩充兩放的峰谷套利策略，具體為：（1）一充一放，即 0-8 點低谷時段充電，在 8-11 點高峰時段（或 9-11 點尖峰時段）放電，利用了峰谷（或尖谷）價差，分別為 0.8581 元/kWh（峰谷價差）或 1.0849 元/kWh（尖谷價差）（2）兩充兩放，除了上述一充一放外，再在 11-17 點平時段充電，然后在17-22 點高峰時段（或18-20點尖峰時段）放電，可利用 0.4746 元/kWh 的峰平價差，或 0.7014 元/kWh 的尖平價差。

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

（1）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。

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)偂F(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)偂Ｓ捎谪?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。

（2）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)存在儲能補貼政策。

廣東、江蘇、浙江是儲能補貼政策較多的省份，但目前為止出臺政策的層級多為區(qū)縣級，通常為經(jīng)濟開發(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郑a貼仍可顯著提高工商業(yè)儲能項目經(jīng)濟性。

其他盈利模式：動態(tài)增容、自發(fā)自用，以及保障供電

（1）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)?；倦娰M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（kVA）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，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）。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。

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。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。

（2）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。

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。

（3）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。

2.2 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 月國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》（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。

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〔2021〕1439 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。

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

1439 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。

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。

從電量方面來看，據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計，2022 年，全國工商業(yè)代理購電量 6753.21 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。

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）。

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

有數(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。

2.3 峰谷價差分析：浮動范圍擴大、時段劃分增加、電價組成更加復(fù)雜

各省峰谷價差拉大，達(dá)到 0.7 元/kWh 經(jīng)濟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?。▍^(qū)）的最高電價差高于 0.7 元/kWh。

平均來看，據(jù) 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（1.259 元/kWh，珠三角五市）、海南（1.070 元/kWh）、浙江（0.978 元/kWh）。全國各省平均峰谷價差為 0.704 元/kWh，有 16 個地區(qū)全年最大峰谷價差高于 0.7 元/kWh。

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。

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。

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制建立深谷電價機制。因此分時電價曲線可存在 5 種價格水平：平段、高峰、低谷、尖峰、深谷。尖峰、深谷分別在高峰、低谷的電價基礎(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。

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）。

（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)分時電價政策有關(guān)事項的通知》，將原有峰谷上下浮動 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)11 月30日山東省電力公司發(fā)布《關(guān)于 2023 年工商業(yè)分時電價公告》，冬季（12 月、1 月）峰谷時段劃分為：谷時段為10:00 至 16:00，其中深谷時段為 12:00 至 14:00；峰時段為 16:00 至 22:00，尖峰時段為16:00 至19:00，其余為平時段。由于一天中只有一個峰時段（包括尖峰時段）、一個谷時段（包括深谷時段），因此盡管山東尖峰深谷價差可達(dá) 4.86:1（35kV 兩部制情況下），但一天內(nèi)只能進(jìn)行一個充放電循環(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。

（2）兩充兩放

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。

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 年 11 月底，山東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于工商業(yè)分時電價政策有關(guān)事項的通知》，對工商業(yè)分時電價進(jìn)一步完善?！锻ㄖ分赋觯海?）明確執(zhí)行范圍：2023 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)等并不納入浮動基準(zhǔn)。（2）明確浮動比例：高峰時段上浮 70%、低谷時段下浮 70%、尖峰時段上浮100%、深谷時段下浮 90%。

山東首創(chuàng)工商業(yè)容量電價（征收標(biāo)準(zhǔn) 0.0991 元/kWh），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。

2.4 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)

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. 根據(jù)國家電網(wǎng)對 2019 年世界各國工商業(yè)電價統(tǒng)計，36 個重點國家的工業(yè)平均電價為0.892 元/kWh。中國工商業(yè)電價為 0.635 元，與平均電價相差 0.257 元/kWh，位居中下游。歐洲電價處于高位，美國則以0.472元/kWh 的超低電價位居榜尾。相比之下，中國居民電價為 0.542 元/kWh，與 36 國平均電價1.338 元/kWh價差高達(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。

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。

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。

中國：以工業(yè)/居民電價之比為參考。2019 年，35 個經(jīng)濟合作與發(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。

3.1 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（Energy Performance Contracting，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。

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。

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。

3.2 收益測算：兩充兩放顯著高于一充一放，峰谷價差影響程度高于單位造價

下面對一個裝機容量 10MWh 的工商業(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，期間電池循環(huán)壽命達(dá)到 5000 次時更換一次電池。此外，充電需要增加約 4 萬元/月的需量電費，采用合同能源管理模式時由投資方承擔(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，要求較高的峰谷價差和較低的單位投資

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

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

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

兩充兩放：可行域大大拓展，大部分省區(qū)均具備項目條件

在一天中有峰、平、谷等多個時段的地區(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)各省電價曲線實際情況，又可分為兩種，第一種即利用一個峰（尖）谷差和一個峰（尖）平差，廣東、江蘇、河南等大多數(shù)省份可使用這種模式。其中，執(zhí)行尖峰電價的月份（夏、冬季）每天利用一個尖谷價差、一個尖平價差；其他月份每天利用一個峰谷價差、一個峰平價差。執(zhí)行兩充兩放時，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，一天中利用一個峰（尖）谷差和一個峰（尖）平差

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

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

（2）午間為谷段，一天中利用兩個峰（尖）谷差

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

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

業(yè)主自投模式下收益率更高，峰谷價差門檻不斷降低，同樣 1.5 元/Wh 造價下，1 元/kWh 的峰谷價差資本金 IRR 可達(dá) 49.33%。結(jié)論：（1）峰谷價差和單位投資均影響工商業(yè)儲能項目收益率，其中對峰谷價差更加敏感。（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，若項目單位投資額為 1.5 元/Wh，IRR 門檻為10%，則一充一放時峰谷價差的可行性閾值大于 1.1 元/kWh，兩充兩放（利用 1 個峰谷差、1 個峰平差）時閾值約為1 元/kWh，兩充兩放（利用 2 個峰谷差）時閾值小于 0.8 元/Wh。（4）IRR 對峰谷價差較單位造價更加敏感。

3.3 需求測算：國內(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)儲能裝機量的方法為，首先拆分工商業(yè)總用電量，結(jié)合利用小時數(shù)計算出工商業(yè)總負(fù)荷，進(jìn)而假設(shè)合理的儲能滲透率計算出儲能總功率（累計值），乘以平均時長后得到儲能總裝機（累計值），并逐年作差得到每年新增裝機量。假設(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，工商業(yè)總功率達(dá)到 1178GW，合理假設(shè)該年儲能累計滲透率為 2.4%，平均時長 2.6h，累計裝機達(dá)到73.52GWh。逐年作差得出 2023-2025 年工商業(yè)儲能新增裝機量分別為 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，總功率達(dá) 1301GW，儲能滲透率為8%，平均時長 2.9h，累計裝機達(dá)到 302GWh，2030 年國內(nèi)工商業(yè)儲能新增容量可達(dá) 129.73GWh。

合理假設(shè) 2060 年國內(nèi)工商業(yè)儲能累計滲透率終局約為 35%（功率占比），累計裝機達(dá)到3TWh 量級，而預(yù)計 2023 年新增裝機 6.27GWh，考慮平均時長 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)儲能在分布式光伏裝機高增情況下，同樣表現(xiàn)出一定的增長趨勢。根據(jù)測算，預(yù)計2023-2025年，海外工商業(yè)儲能的裝機量將達(dá)到 3.74GWh、8.80GWh、24.11GWh，增速分別達(dá)到98.8%、135.7%、173.9%。2022 年海外儲能總量的高增，主要源于戶儲和表前儲能的快速增長。2023 年開始預(yù)計海外工商業(yè)儲能將表現(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)電價低于居民電價，吸引力較戶儲為低。

4.1 工商業(yè)儲能系統(tǒng)一體化建設(shè)程度高

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

光儲系統(tǒng)根據(jù)能量匯集點的不同，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）采用光儲一體機的直流耦合型。交流耦合系統(tǒng)與儲能電站的系統(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)通過光儲一體機將光伏逆變器和雙向變流器整合在一起，相比交流耦合系統(tǒng)具有高度集成化、軟性成本低的特點，50-100kW 的光儲一體機已逐漸成為中小工商業(yè)儲能系統(tǒng)的選擇。

電池和 PCS 是工商業(yè)儲能系統(tǒng)的核心

從結(jié)構(gòu)拆分來看，工商業(yè)儲能系統(tǒng)的配置與大型儲能系統(tǒng)都包括蓄電池系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲能變流器（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，實現(xiàn)電壓、容量靈活配置。

電池和 PCS 是工商業(yè)儲能系統(tǒng)中成本占比最高的兩個環(huán)節(jié)。根據(jù)我們調(diào)研和測算，儲能電池約占儲能系統(tǒng)成本的 65%；儲能變流器 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)儲能系統(tǒng)單位售價約 1.6-2 元/Wh，總成本約1.3-1.7 元/Wh。

看好工商業(yè)儲能市場，各廠商紛紛布局

在剛剛結(jié)束的儲能國際峰會暨展覽會（ESIE2023）中，儲能系統(tǒng)、儲能 PCS、儲能電芯等各類儲能設(shè)備廠商大多推出了自己的工商業(yè)儲能系統(tǒng)，并對工商業(yè)儲能市場紛紛表示看好。不完全統(tǒng)計共有十余家廠商，數(shù)十種工商業(yè)儲能產(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)儲能的產(chǎn)品。

5.1 投資圖譜及彈性測算

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

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