工商業儲能行業專題報告工商儲東風已至_大有可為（報告出品方/作者：東吳證券，曾朵紅）東風已至，工商業儲能方興未艾工商業就是我國最輕電力市場，配儲蓬勃發展推動用戶兩端能源轉型工商業用電能耗大、電價高、波動強。22年中國二、三產用電7186TWh，占到至國內用電總量83.2%，同時電價高、波動性非常大，二三產峰/谷比分別為1.37、1.65。新能源占比提升電網可靠性市場需求銳減，國家構筑市場化電力機制，工商儲“角色”意義關鍵性。22年中國可再生能源發電占到至比達25.2%，能源轉型快速。國家快速電力市場改革，拉大工商業用電峰谷價差，鼓勵工商業步入市場繳納極容易分攤部分電網發電及調節責任，并構筑合理的回饋機制，形成良性循環。22年中國工商儲鋒芒已現，23年利空不斷發展再快速22年中國工商儲鋒芒已現，23年發展快速，勢頭疲弱。22年中國新增工商儲0.26GW/0.93GWh，同增37/179%，新增容量占到至全球46%，名列第一，顯露出鋒芒。23年1-6月，我國新增工商儲備案項目478個/2826.7MWh，同增1812%/1231%，增長勢頭疲弱。目前國內工商儲正處于明確市場地位，多樣商業化盈利渠道，助推商業模式成型中。我們表示：代理業務辦理、峰谷價低、市場需求兩端積極響應等多重政策催化劑落地，就是23年驅動我國工商儲大幅迸發的核心升力。全球工商儲拐點已過，中美推動嶄新快速增長周期全球工商儲沖破周期拐點，多國回調上漲。2015年韓國關上用戶兩端電費優惠計劃，工商儲快速迸發，18年韓國嶄新減至裝機容量2437MWh，占到至全球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，裝機激增。2021年，全球工商儲沖破拐點重回正快速增長。22年全球工商儲新增裝機814MW/2010MWh，同增44%/66%，容量占到至儲能總體10%。從裝機結構看一看，中美就是主要推動力，從儲能時長看一看，全球工商儲平均值儲能時長2.39h，高于大儲/戶儲。配儲方式：單一制儲能+一體柜就是當下主流經濟性：單一制儲能>光伏配儲。作為用戶兩端儲能，工商波皮夫的核心主張就是提高用電經濟性，當前單一制儲能+峰谷套利的模式已能夠平添較強的IRR（而加裝光伏在多數省市則可以延長投資回收期），補峰調谷目前占到至工商儲應用領域的86%，與大型儲能電站新能源配儲/獨儲匹敵+積極響應電網調節、提供更多更多發電等市場需求相同。實用性：一體柜>分體機。一體柜在出廠前就順利完成了電池、PCS等零部件調配，具有更高的安全性和更高的故障率，同時，一體機的零部件均源于相同設備商，維運方便快捷，充份解決客戶痛點。商業模式：以合同能源管理居多的四大模式工商儲總計4種商業模式，合同能源管理就是當下主流：1）業主冒險（業主所抱持）；2）氫銨租賃（設備商所持）；3）合同能源管理（能源服務方所持）；4）合同能源管理+融資租賃（融資租賃方所持）。合同能源管理中，業主只需提供更多更多土地即可獲得分成，能夠有效率防止風險，變成當下主流。為減低資金壓力，合同能源管理+融資租賃模式在逐漸流行。項目流程：備案制管理下，工商儲流程“精益求精”1.4MWh以下規模工商儲只需備案。根據《招標投標法》，滿足用戶以下任一條件仍須招標：1）單項施工＞400萬元；2）單項設備、材料等貨物＞200萬元（極容易點燃）；3）單項服務＞100萬元。以當前工商儲設備1.4-1.5元/wh計稱得上，1.4MWh以下項目規模通常只需備案。項目整體周期8-9個月，將進一步縮短。通常招標周期≥1月，備案1-20天，項目前期階段共4-5個月，交貨階段4個月，合計整體周期8-9個月。目前多省施行行政部門評審及備案管理優化措施，未來項目審查周期將進一步縮短。研發方/投資方：根據下游市場需求和自身業務有效率挑選出商業模式工商儲研發方/投資方多樣，主要涵蓋：1）國家能源集團直屬公司（體量最輕，占到至市場主導地位），2）分布式光條葉開發商，3）電網一二級設備商，4）節能環保服務公司。對應下游相同市場需求，各開發商商業模式相同，存與投資方身份重合的情況。23年6月浙江114個備案項目中，項目單位多達97個，其中83個為能源服務商/輸配電公司。能源服務商涵蓋具有渠道積累優勢，輸配電公司則具有了解業主用電習慣的優勢。工商儲盈利已十分可觀據模型測算，70%杠桿下浙江工商儲IRR少于41.8%，2.3年回來本。我們的工商儲模型考量地區、電壓等級，并引入貸款款比例、期限、利率等金融變量，天下可以能轉換成真實情況。據測算，浙江?。▋裳a授兩掛、融資比基準70%）IRR可以少于41.8%，2.3年回來本。倍道而進，中國工商儲按下發展“快速鍵”升力1：引導用戶補峰填上上谷，峰谷價差持續不斷擴大引導用戶補峰填上上谷、提高電力供需狀況。21/7發改委印發進一步完善分時電價機制的通告：1）劃分峰谷時段，根據系統用電負荷特性，將供需緊繃、邊際供電成本高的時段變為高峰，將恰好相反時段證實為低谷，促進新能源發電，引導用戶調整負荷；2）合理證實峰谷電價價差，上年或當年預計最輕系統峰谷差率強于40%的，峰谷價差≥4:1；其他地方≥3:1；3）建立尖峰電價機制，前兩年當地電力系統最高負荷≥95%用電負荷出現的時段證實尖峰時段，電價在峰段電價上上浮比例≥20%。產業結構差異同意負荷曲線，進而影響峰谷價差預設。工業用戶大多采用“三班制”24h運作，日負荷曲線總體較為陡峭，平均值負荷率僅在0.8-0.9。而商業用戶日負荷曲線峰谷低非常大，平均值負荷率僅在0.58-0.72之間。山西（二產GDP占比第一）和廣東（三產GDP第一）為工商業代表性省份，其日內負荷和峰谷價差呈圓形高度相關性。新能源裝機平添電力供應差異，影響日內峰谷結構預設。光伏出力存非常大日內波動，光伏裝機較低的地區，午時低谷時間較長，截至23/7未有10省實行午間谷段電價。風電白天出力扁平，夜間出力較多，因此風電發電占趙靜儀地區，日內峰時較集中，晚高峰段數較晚，且尖峰點燃也較晚。由于光伏風電邊際發電成本較低，裝機/發電占比較低將影響供需，因此各地峰谷結構也可以隨之變化。升力2：提高市場需求兩端積極響應能力勢在必行，政策遍地開花發改委：25年各省市場需求積極響應能力Juhel最輕用電負荷的3-5%。23年5月發改委發布《電力市場需求兩端管理辦法（征詢意看見稿）》，建議25年各省市場需求積極響應能力少于最輕用電負荷的3-5%，其中年度最輕用電負荷峰谷差率強于40%的省份少于5%或以上。18省市發布積極響應獎勵，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、日內等級，補貼電量及容量。山東、陜西、天津：區分獲邀型與應急型，按檔位劃分補貼金額。大工業用戶可以直接參與，以輕而易舉補償或優惠電價形式發放補貼。少于最低積極響應水平以上的用戶可以直接參與市場需求積極響應交易（比如說山東積極響應量＞1MW），用戶線上進行申報價格和積極響應電量，各省份申報核定量后給予企業電價輕而易舉補四民或者優惠補償。新增負荷分解成商，“保底+分成”/“固定價格”模式資源整合中小型用戶市場需求。中小型用戶由負荷分解成商代理，統一進行申報，目前主流合作模式存“保底+分成”、“固定價格”模式。23年工信部申報了具備資質的電力服務商共156家，助力中小用戶參與市場需求兩端積極響應。升力3：專項補貼強化儲能經濟性，快速工商儲迸發進程用戶兩端專項補貼全面施行，進一步提高工商儲經濟性。專項補貼形式以容量補貼、振動補貼和投資補貼居多。浙江、廣東政策施行密集，浙江溫州、重慶銅梁等地政策力度非常大。升力4：兩部制電價成以，鼓勵企業配儲扁平用電鼓勵企業按需用電，優化電網供需匹配度。23年5月，發改委發布第三監管周期省級電網輸配電價政策：1）變壓器孟量100-315kVA額外兩部制電價（此前僅單一制），合理運用機制可以節省電費。2）兩部制基礎電價按用電電壓分檔繳費和，嚴格執行按仍須挑選出電壓。3）若每kVA變壓器容量的每月用電量少于260度，需量電價按90%排序，鼓勵高效率利用變壓器。升力5：工商業光伏配儲，保證用電穩定性工商業光伏快速蔓延，政策鞭策工商業配儲。23H1新增工商業光伏19.44GW，同增81%，21年-23H1總計裝機已少于43GW。21年至今多地下刊發分布式光伏配儲文件，強制性/鼓勵用戶側配儲，分攤發電責任，對工商儲市場提供更多更多增量提振。儲能作為后備電源，能有效率保證工商業用戶用電穩定性。近年多地均發布了有序用電方案，斷電甚至停電導致工商業減產，收益大幅大幅下滑輕微。因此企業保證用電安全的市場需求緊迫，工商儲系統可以提供更多更多短時應急用電大力支持，保證短時用電均衡性，但對長時限電幫助非常非常有限。短期空間：哪些省市具備迸發可能將將？市場需求激增轉化成活力，蘇魯浙粵已呈圓形迸發形勢蘇魯浙粵工商波皮夫已呈現迸發形勢。23年6月蘇魯浙粵四省新增工商儲能備案項目215個，環路減至367%，占全國85%；容量上，6月新增1021MWh，環路減至726%，占到至全國81%，全年總計占74%。我們表示本輪四省工商儲迸發的主要動能源于于：1）峰谷價差大+結構優，2）參與代理業務辦理企業多，3）當地商業模式明朗，參與方多，4）其他補償機制健全。找尋時程存多少省份具備迸發條件，將就是短期空間快速增長的關鍵來源，因此我們后文將分析論證其他省份以上四種動能的基本條件。峰谷：蓄勢待發，各地經濟性已初現崢嶸目前未有15省市滿足用戶投資經濟性建議。隨著各地峰谷價差不斷增大，不考量政策補貼等大力支持下，目前未有15省市在曰行“一充一放”條件之下IRR多于5%（對應峰谷價差約8毛/度），可以自負盈虧，滿足用戶基本投資條件。產業結構與峰谷價差呈現差異原產，多省份價差或持續拉大各地產業結構與峰谷價差相關性仍存差異性，三產增長速度或態射未來峰谷價差變化。目前，北京、上海、天津、山東、廣西、河北、貴州等地的峰谷價差相對其第三產業GDP比重仍處于較低水平，未來價差或迎接進一步快速增長；而重慶、湖南、廣東、海南峰谷電價比值已多于1:4，預計未來快速增長受到限制。上海、湖南、吉林、安徽、河北等地第三產業增長速度較快，可以一定程度預示著著未來短期的峰谷價差拉大情況。推動工商業用電市場化，代理業務辦理峰谷價差較低進一步推動電價市場化，對暫無法步入的由電網公司代理業務辦理。21/10發改委印發深化燃煤玩游戲電價市場化改革通告：終止工商業目錄電價，工商業全部步入電力市場交易，對暫無法步入的用戶由電網公司代理業務辦理，12月至繼續執行；此外，根據此通告和各地方政策，對以下3類企業施行1.5倍代理電價，迫使多數高耗能企業步入電力市場。代理業務辦理峰谷價差高，工商儲可套利空間大。目前我國工商業的購電方式主要分為代理購電和合約業務辦理（步入電力市場）。其中代理業務辦理的峰谷價差較低，23年6月平均值價差少于0.832元/kWh，工商儲可套利空間大，已迸發四省均名列代理業務辦理規模前茅。長期空間：電力市場化趨勢下，工商儲云海茫茫長期邏輯：25年有效率調節電源占到至比達24%左右電源兩端政策提示信息低迷，導入市場機制鞭策用戶兩端參與有效率調節電源建設。隨其新能源發電量占比提高，《“十四五”現代能源體系規劃》建議25年有效率調節電源占到至比達24%左右。對于儲能而言，電源兩端發展十分迅速中也顯露出強制性配儲、輔助機制等政策調節的低迷。因此發改委導入分時電價機制，為用戶側配儲提供更多更多經濟性大力支持，同時同時實現有效率調節目標的同時也協助解決市場需求積極響應、電網堵塞等問題。長期邏輯：產業升級必經之路，扁平負荷曲線關鍵提振我國三產用電占比逐年攀升，工商儲建設可以扁平負荷曲線。我國產業結構升級不斷大力大力推進，12年后第三產業GDP超越第二產業，22年少于48%，用電量占比隨之逐年攀升，22年為17%。對照歐美發達國家，我國第三產業GDP占比、用電仍存上漲空間。我國正處于產業不斷升級的發展周期，而第三產業用電波動最輕，22年峰/谷比達1.65，在國家產業升級大趨勢下，工商儲作為負荷兩端規模化代表，其發展重要性將逐步凸顯。長期邏輯：構筑中長期交易與現貨交易融合的電力市場體系以代理購電為過渡階段，構筑中長期交易與現貨交易融合的電力市場體系。DD9121/10國家應急緊急叫停目錄銷售電價后，23/1發改委再次發文鼓勵10kV及以上工商業用戶直接參與電力市場，逐步減小代理業務辦理范圍。同時，全國多地先行點電力現貨市場，積極探索中長期市場與現貨市場的全線貫通。未來，我們預計中長期均衡電價/防止風險+現貨充分反映競爭/市場定價的電力體系將逐步形成。工商儲迎迸發，2025/2030年新增裝機僅約15.9/100+GWh短期看一看，峰谷價差進一步拉大+補貼政策完善，將助推工商儲市場需求迸發。我們預計2023/2025年工商儲新減至裝機少于4.1/15.9GWh，2022-2025年CAGR約158%。長期看一看，能源結構調整方興未艾，交互式電廠平添邊際增量，工商儲空間寬闊，2030年新增裝機容量僅約100GWh+。產業鏈：百舸爭流，借海揚帆奮楫者先工商儲較之大儲集成度高，電池產線可以相互切換工商儲較之大儲的集成度高，主流產品容量約200KWh。中小型工商業采用儲能一體柜，大型則采用儲能集裝箱，國內主流產品容量170-220kWh，同時搭配70-110kW的功率布局，而出口的工商波皮夫多以300+kWh產品居多。工商儲電池基本與大儲無差別，二者產線可以相互切換。工商波皮夫和大儲電池均使用280Ah鐵鋰電芯，電池產線可以相互烏換。大儲集成商訂貨規模大，議價權更高，因此較之工商儲訂貨價格更高。技術趨勢：電芯大容量方向演進，新技術應用領域層出不窮大容量電芯正變成廠商間關鍵競爭策略，儲能技術步入嶄新變革周期。大容量電芯可以減少內置部件，從而增加成本，同時保持長