电力设备及新能源行业深度报告：工商业储能发展正当时

报告出品方： 华福证券

以下为报告原文节选

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工商业储能行业概况及发展

1.1 工商业储能行业概况

➢ 工商业储能系统Commercial and Industrial (C&I) Energy Storage Systems，主要用于工业和商业企业的能源管理。

➢ 根据应用场景及系统规模不同，可以对储能系统进行分类：

• 从应用场景看，工商业储能与户用储能同属于用户侧储能，通过与其他负载等构建微电网，主要作为负荷侧参与电网运行。
• 从系统规模看，工商业储能电站规模一般在百千瓦时至数十兆瓦时之间（100kwh-10MWh），介于户储及大储之间。

1.2 用户侧储能重要性逐步显现

➢ 作为用户侧储能，工商业储能广泛应用与智慧城市、工业园区、社区商圈、商业写字楼等大型工商业高耗能单位，实现能源智慧化管理。主要应用模式包括：

①削峰填谷：通过谷时充电储能、峰时放电供能,减少企业或园区的用电成本,为客户节约用电端电费

②需量响应：当短期用电功率大于变压器容量时，储能系统进行快速放电，满足负载电能需量要求。
③电力交易：在电力市场交易平台上，结合负荷预测进行短期电力交易，实现收益最大化

④离网备电：在电力中断时，为重要负载进行不间断短时供电，减少由于负载突然掉电造成的经济损失。

1.3 海外：欧美工商业光储主要政策梳理

➢ 美国：储能（包括大储、工商业及户储）均可获得IRA税收抵免。2022年8月《通胀削减法案》发布ITC新政，针对储能方面主要为延长ITC十年、提高税收基础抵免比例至30%；新政相对之前不再要求储能必须配套光伏，独立储能（包括大储/工商业储能、户储）均可享受；另外部分州提供储能补贴政策，如加州SGIP针对非户储补贴（含工商业储能）0.18-0.36/Wh。
➢ 欧洲主要国家：部分国家对工商业储能有政策支持。欧洲国家对于储能方面的税收减免或补贴政策相对更偏向于户储，工商业储能方面较少；其中德国对于光储的税收减免和补贴政策主要是针对家庭部门和不超过30KW的商业物业等；意大利和西班牙的光储政策含工商业部门。

1.4 欧美工商业储能当前装机规模较小，成长空间广阔

➢ 主要国家目前工商业储能规模都相对仍较小，后续成长空间广阔。
• 美国工商业装机规模持续高增：工商业储能Q1装机69.1MW/ 203.3MWh，环比+44%/+112%，同比+10/+43%；在美国大储与户储Q1装机均大幅下降的情况下，工商业储能实现环比大幅增长，主要由于部分原2022年预计完成的项目推迟至23Q1完成。
• 德国工商业装机占总装机比例低于5%：2021年工商业储能装机27MW/57MWh，分别占总装机4.2%/3.4%。

1.5 我国当前工商业储能发展仍处初期

➢ 2022年我国用户侧储能装机占总装机比例约为5%：

• 根据CESA统计，2022年我国新增电化学储能5.9GW，其中用户侧储能新增装机0.3GW，约占新增储能装机规模5.2%；其中分布式及微网0.10GW，约占新增总规模1.7%，用户侧削峰填谷0.2GW，约占新增总规模3.5%。
（注：用户侧储能=户用储能+广义工商业储能，广义工商业储能=分布式光伏配储+工商业独立储能，可认为我国户用储能暂无市场，用户侧储能全部为工商业储能）。

商业模式分析及IRR测算

2.1 工商业储能商业模式分类

➢ 作为用户侧储能，一般情况下工商业储能通过电价差获得收益，主要包括以下三种商业模式：

• ①需求管理（Demand charge management）：利用储能电池系统，减少客户峰值电力需求及相关费用。
• ②峰谷套利（Time-of-use (TOU) arbitrage）：随着分时电价、现货市场等全面推进，利用峰谷价差实现低充高放，从而实现峰谷价差套利。
• ③自发自用（Self-consumption）：光伏上网电价相比用电电价有大幅折价，通过工商业储能配套分布式光伏系统，实现光伏发电高比例自发自用。
• 此外，随分布式微网、虚拟电厂等方式接入大电网，工商业储能也可通过参与调峰调频等辅助服务方式，获得一定收益（此时类似于电网侧储能）。

2.2 工商业分布式光伏配储（类户储模式）

➢ 工商业储能作为规模相对较大的用户侧储能（相比户储），同时兼具大储与户储商业模式。
• 类比户用光储系统自发自用、日发夜用模式，工商业储能通过配套分布式光伏系统，如工业园屋顶光伏等，构建园区微电网，可以实现日间余电存储，夜间或峰时放电，从而降低企业用电成本。

➢ 系统相关假设
• 江苏某5MW/10MWh园区工商业储能电站：建设总成本1500万元；
以光伏平均上网电价作为系统充电成本，每日充放一次；放电深度
75%，系统效率90%。
• 结果一：若峰时与夜间各放电一半，年节约电费159万元
• 结果二：若全部峰时放出，年节约电费217万元

2.3 工商业峰谷价差套利模式
2.3.1 分时电价机制逐步完善

➢ 分时电价机制逐步完善，峰谷价差拉大利于工商业储能盈利改善

• 2021年7月26日，发改委价格司发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障三方面要求。
• 其中，对于优化分时电价机制，重点提出完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。

2.3.2 峰谷价差加大显著提升工商业储能盈利能力

➢ 峰谷价差套利是工商业储能目前最常见最普遍商业模式之一，通过低充高放实现套利。
• 随着分时电价机制逐步完善，多省市推出季节性尖峰电价机制：

在夏季与冬季部分用电高峰月份，尖峰电价（部分省市还有深谷电价机制）进一步拉大峰谷价差；多省市更新峰谷电价政策，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高，意味着峰谷电价差进一步拉大，为储能打来更多盈利空间。

2.3.3 全国主要省份7月峰谷价差一览
➢ 7月峰谷价差看，上海市、广东珠三角五市、广东江门、广东惠州、湖南省等地区峰谷价差居前：
➢ 以35kv大工商业两部制电价为例：
• ①广东、海南、上海、浙江等东部省份峰谷电价差相对较大
• ②7月部分省市进入夏季尖峰月份，尖峰电价机制价差更高：以珠三角五市为例，7月价差为1.2011元/kWh（尖峰低谷），6月价差为0.8885（高峰-低谷），环比+35%。

• ③峰谷价差扩大是长期趋势：同比数据看，近七成的区域，7月峰谷价差同比增长；环比数据看，超过九成的区域7月峰谷价差环比增长（7月进入尖峰电价有一定影响，若不考虑尖峰电价，仅比较高峰-低谷价差变动，全国仅5省环比下降，且降幅低于2分/kwh）。
• ④江苏、安徽等省目前暂无普适性尖峰电价政策，但其高峰-低谷价差相对处于全国居前

• 注：本章及后续测算相关电价数据均选取35kv大工商业两部制电价作为标准

2.3.4 以湖北为例：电价相关政策解读

➢ 三期输配电价政策6月起运行，新方案对线损及系统运行费进一步细化：

• 5月国家发改委发布了《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，新的输配电价方案将于6月1日实施。
• 在6月份的代理购电价格中，出现了上网环节线损折价、系统运行费用。其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。
➢ 因此电价实际计算方式为：

• 5月：代理购电价+输配电价+政府基金及附加+代理购电综合损益分摊（部分区域）+容/需量电价

• 6月起：代理购电价+输配电价+上网环节线损折价+政府基金及附加+系统运行费用+容/需量电价。
• 峰谷电价=基础电价（代理购电价+输配电价+上网环节线损折价）×系数+政府性基金及附加+系统运行费（不同省份对基础电价定义可能不同，如广东对系统运行费部分也纳入基础电价，计算峰谷电价时会乘以系数，而湖北省系统运行费不计算系数）（注：容/需量电价独立计入，与度电电价无关）

2.3.4 以湖北为例：峰谷价差计算方式

➢ 湖北分时电价政策更新，提高冬夏两季尖峰电价系数，降低低谷电价系数：

• 2022年12月9日，湖北省发改委出台了《关于进一步完善分时电价机制有关的通知》（鄂发改价管〔2022〕406号），在每年冬季、夏季用电高峰月份（冬季1月、12月，夏季7月、8月），省内执行峰谷分时电价政策用户的尖峰时段基础电价倍率由1.8调整至2.0，低谷时段基础电价倍率由0.48调整至0.45。其他月份尖峰、低谷时段的基础电价倍率仍分别按1.8和0.48执行。

• 湖北尖峰时段:20:00-22:00；高峰时段:9:00-15:00；低谷时段:23:00-次日7:00；其余为平时段。
• 与其他省份不同，湖北省全年均有尖峰、高峰、平时、低谷四个时段，冬夏调整尖峰及低谷系数从而放大峰谷价差。
• 假设日内两次充放，则实际运行价差为一次“谷-峰”+一次“平-尖峰”

2.3.4 以湖北为例：工商业储能峰谷套利IRR测算

➢ 我们以湖北为例测算了工商业储能峰谷套利，当前电价差下，预期湖北省工商储全投资IRR约为5.59%。
➢ 关键假设如下：

• 1）工商业储能电站成本1.5元/Wh

• 2）生命周期6000次，每日充放电2次

• 3）放电深度75%，系统效率90%注：两段充放电价差取全年算数平均值（冬夏4个月低谷与尖峰系数调整）

➢ 测算湖北工商业储能全投资IRR为5.6%，主要原因由于湖北基础电价（0.6655元/kwh）相对较低，高峰时段系数也较小（1.49），因此两次充放电全年平均价差0.58元/kwh。

2.3.5 以江苏为例：工商业储能峰谷套利IRR测算

➢ 我们以同样的参数测算江苏工商储全投资IRR为9.42%，已具有一定盈利性：

• 江苏峰谷时段及系数如下：江苏省高峰时段：8-11，17-22；平时时段：11-17，22-24；低谷时段：0-8。高峰系数1.7196，低谷系数0.4185。
• 江苏IRR相比湖北有明显提升，主要由于更大的电价系数差带来更高峰谷价差，2次充放全年平均价差达0.67元/kwh，显著高于湖北0.58的价差注：江苏对315千伏安及以上工业用电执行夏季尖峰电价，时间段为14-15，20-21，同时17-18调整为平时，尖峰电价为峰时电价上浮20%，因无普适性此处测算暂不考虑江苏尖峰电价。

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