工商储东风已至，大有可为——国内工商业储能行业专题报告证券分析师：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn联系电话：021-601997982023年9月3日证券研究报告·行业研究·电力设备与新能源行业2东风已至，工商业储能方兴未艾目录投资建议及风险提示短期空间：哪些省市具备迸发可能？倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”长期空间：电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚产业链：百舸争流，借海扬帆奋楫者先3摘要◆东风已至，工商储峥嵘初现。工商业是我国最大电力市场，电价高+波动强，在我国电力市场化改革+分布式能源转型大势下，工商储是不可或缺的表后中坚力量。23年在合同能源+融资租赁等模式成型、峰谷套利等盈利渠道丰富的助推下，我国工商储有望快速增长，22年新增装机0.93GWh，同增179%，23H1新增备案便已达2.8GWh，同增1231%。当下现实案例中，浙江两充两放+2h项目自投/租赁/合同能源管理/融资租赁等模式投资经济性已十分可观，其中自投业主方IRR可达18%，给予量增充分支撑。◆苏鲁浙粤倍道而进，湘鄂豫沪后续有望迸发。经济性是工商储迸发的核心驱动力，目前多地峰谷价差已可支持基本经济性，叠加需求响应奖励、补贴、容需量电费、限电、光伏配储等驱动因素，23年我国工商储快速迸发，其中苏鲁浙粤经济性强劲，23H1新增备案量2gwh+，占全国74%。我们认为峰谷价差大+结构优、参与代理购电企业多、商业模式成熟、补贴机制完备是赋予苏鲁浙粤工商储推广的基础。我们进而通过深度分析各省的以上基本要素，发现湖南、湖北、河南、上海4地已具备经济性，同时具备需求沃土，待政策端辅以引导，供给端完善能源服务后具备迸发潜力，有望贡献市场新增量。◆电力市场化大趋势下，工商储长期有望平价，量增持续性强劲。在产业升级大趋势+25年灵活调节电源占比24%目标下，我国三产用电占比将不断提升，22年仅为17%，相较于欧美国家的35-55%仍有较大上升空间，工商储平滑负荷曲线的需求也将愈发重要。类比光伏发展周期，我们认为随储能降本增效，当下“固定式峰谷价差”的模式终将降低/退出，未来以中长期稳定电价/规避风险+现货反映竞争/市场定价的电力体系将逐步形成，开启用户侧自主能源平价时代！长期看工商储空间广阔，叠加虚拟电厂规模化带动小微企业提供量增支持，我们预计23/25年工商储新增装机达4.1/15.9GWh，22-25年CAGR约158%，30年新增空间可达100GWh+。◆百舸争流，借海扬帆奋楫者先。工商储电池产线可与大储相互切换，电池厂加速布局储能电芯，23年供需延续紧平衡，大容量电芯正成为竞争核心。同时锂价回落进一步提升储能经济性，铁锂电芯成本预计回归0.35-0.4元/Wh。钠电池放量后预计24年迎来经济性拐点，远期电芯成本预计0.25元/Wh，有望成为铁锂的有效补充，助力终端降本增效。储能一体机趋势明确，各逆变器厂商（大储、户储、微逆等）加速推出新品入局工商储，新市场新产品需完成新认证，当前处于产品准备和认证阶段，24年将迎来大规模放量；同时市场更多依赖开发商驱动，目前集成、开发、运营角色重叠，需求由开发企业推动，各家渠道不一，共同推动工商储快速发展。◆投资建议：国内工商储经济性凸显，23年开启加速发展。随峰谷价差持续拉大、补贴政策逐步健全，苏鲁浙粤率先迸发，全国多地已具备可观经济性。长期来看，电力市场化、虚拟电厂为工商储发展带来可持续性支撑。看好：1）开发商：推荐南网储能、关注芯能科技、苏文电能、科林电气等；2）集成&PCS：推荐盛弘股份、阳光电源、固德威、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、昱能科技等；3）电池：推荐宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源、派能科技、关注南都电源等；◆风险提示：竞争加剧、政策不及预期、虚拟电厂推广不及预期、原材料价格波动。东风已至，工商业储能方兴未艾1东风已至，工商业储能方兴未艾数据来源：发改委能源局、Wind、东吴证券研究所图表：2018-2023中国分产业用电量（GWh）工商业是我国最大电力市场，配储兴起推动用户侧能源转型图表：23年7月各省市工商业、农业、居民代理购电电价对比（元/kWh）◆工商业用电能耗大、电价高、波动强。22年中国二、三产用电7186TWh，占国内用电总量83.2%，同时电价高、波动性较大，二三产峰/谷比分别为1.37、1.65。◆新能源占比提升电网可靠性需求陡增，国家搭建市场化电力机制，工商储“角色”意义重大。22年中国可再生能源发电占比达25.2%，能源转型加速。国家加速电力市场改革，拉大工商业用电峰谷价差，鼓励工商业进入市场交易承担部分电网消纳及调节责任，并搭建合理的回馈机制，形成良性循环。00.10.20.30.40.50.60.70.80.9上海海南江西广东湖南安徽河南湖北山东浙江江苏广西吉林四川河北重庆甘肃黑龙江辽宁陕西福建天津西藏北京内蒙古山西贵州宁夏云南新疆青海工商业电价（单一制平均）农业电价（平均）居民电价（一档）50100,000200,000300,000400,000500,000600,000700,000第一产业用电量（GWh）第二产业用电量（GWh）第三产业用电量（GWh）城乡居民用电量（GWh）22年中国工商储锋芒初露，23年利好不断发展再加速1东风已至，工商业储能方兴未艾◆22年中国工商储锋芒初露，23年发展加速，势头强劲。22年中国新增工商储0.26GW/0.93GWh，同增37/179%，新增容量占全球46%，排名第一，崭露锋芒。23年1-6月，我国新增工商储备案项目478个/2826.7MWh，同增1812%/1231%，增长势头强劲。◆目前国内工商储正处于明确市场地位，丰富商业化盈利渠道，助推商业模式成型中。我们认为：代理购电、峰谷价差、需求侧响应等多重政策催化落地，是23年驱动我国工商储大幅迸发的核心推力。数据来源：BNEF，各省企业投资项目审批平台，东吴证券研究所图表：中国工商业储能新增装机30848510818917018825766185187238378474333928-50%0%50%100%150%200%0100200300400500600700800900100020152016201720182019202020212022新增装机（MW）新增装机（MWh）增速（MW）增速（MWh）图表：中国工商储新增备案量55218429272788532540%2000%4000%6000%8000%10000%0501001502002503001月2月3月4月5月6月2022新增备案（个）2023新增备案（个）同比增速18.823.060.060.021.029.5156.965.4156.0906.2282.21260.00%1000%2000%3000%4000%5000%02004006008001000120014001月2月3月4月5月6月2022新增容量（MWh)2023新增容量（MWh)同比增速6图表：23H1各省备案项目量（个）浙江209广东98江苏83福建21河南17山东15湖北13安徽6江西4黑龙江2山西2重庆2全球工商储拐点已过，中美推动新增长周期1东风已至，工商业储能方兴未艾数据来源：BNEF，东吴证券研究所◆全球工商储迈过周期拐点，多国放量上涨。2015年韩国开启用户侧电费折扣计划，工商储快速迸发，18年韩国新增装机容量2437MWh，占全球77%，推动全球工商储装机大幅上升。19年后韩国储能起火事故频发，装机骤减。2021年，全球工商储迈过拐点重回正增长。◆22年全球工商储新增装机814MW/2010MWh，同增44%/66%，容量占储能总体10%。从装机结构看，中美是主要推动力，从储能时长看，全球工商储平均储能时长2.39h，高于大储/户储。-100%0%100%200%300%400%500%050010001500200025003000350020152016201720182019202020212022新增装机功率（MW）新增装机容量（MWh）功率同比增速容量同比增速韩国装机跃升至第一，推动全球装机迸发韩国市场降温，全球工商储短暂衰退迈过拐点，多国放量，中美推动工商储新增长周期！图表：全球工商业储能新增装机美国17%中国46%韩国9%日本7%澳大利亚6%德国3%英国2%其他9%图表：22年全球工商储新增容量占比7可再生能源并网4.3%户用21.2%工商业10.0%调峰46.4%辅助服务16.3%其他1.8%2数据来源：发改委能源局、EESA、Wind、BNEF、东吴证券研究所◆经济性：独立储能>光伏配储。作为用户侧储能，工商储的核心诉求是提高用电经济性，当前独立储能+峰谷套利的模式已能够带来较强的IRR（而加装光伏在多数省市则会延长投资回收期），削峰调谷目前占工商储应用的86%，与大型储能电站新能源配储/独储兼得+响应电网调节、提供消纳等需求不同。◆实用性：一体柜>分体机。一体柜在出厂前就完成了电池、PCS等零部件调配，具有更高的安全性和更低的故障率，同时，一体机的零部件均来自相同设备商，维运便捷，充分解决客户痛点。配储方式：独立储能+一体柜是当下主流图表：工商储盈利模式盈利模式逻辑峰谷套利谷充峰放，峰谷电价差异越大，经济性越强，以浙江、江苏、广东为首，共14省可实现高额回报光伏配储增加光伏利用率，并实现能量时移，在谷价下降条件下保证光伏经济性需量管理分担用电高峰变压器出力，减少需量电费需求响应以广东为首，共18省出台需求响应补偿政策补贴部分市、区出台容量/电量补贴政策削峰调谷66%需求侧响应+削峰调谷12%需求管理+削峰调谷8%备用电源1%其他13%图表：工商储项目应用分布占比（截至2023年6月）东风已至，工商业储能方兴未艾83数据来源：发改委能源局、Wind、东吴证券研究所◆工商储共有4种商业模式，合同能源管理是当下主流：1）业主自投（业主持有）；2）纯租赁（设备商持有）；3）合同能源管理（能源服务方持有）；4）合同能源管理+融资租赁（融资租赁方持有）。合同能源管理中，业主只需提供土地即可获得分成，能够有效规避风险，成为当下主流。为缓解资金压力，合同能源管理+融资租赁模式在逐渐流行。商业模式：以合同能源管理为主的四大模式东风已至，工商业储能方兴未艾9设备商储能业主能源服务方销售建设运维分成设备商储能业主设备费用、运维费用设备商储能持有业主租金建设、运维设备商储能业主能源服务方销售销售持有融资租赁方建设运维建设、运维技术服务费业主自投合同能源管理合同能源管理+融资租赁纯租赁图表：工商储主流商业模式（标红为持有方，虚线为资金流向）服务服务服务服务融资利息4数据来源：国务院、发改委、各省企业投资项目审批平台、东吴证券研究所◆1.4MWh以下规模工商储只需备案。根据《招标投标法》，满足以下任一条件需招标：1）单项施工＞400万元；2）单项设备、材料等货物＞200万元（最易触发）；3）单项服务＞100万元。以当前工商储设备1.4-1.5元/wh计算，1.4MWh以下项目规模通常只需备案。◆项目整体周期8-9个月，将进一步缩短。一般招标周期≥1月，备案1-20天，项目前期阶段共4-5个月，交付阶段4个月，合计整体周期8-9个月。目前多省出台行政部门评审及备案管理优化举措，未来项目审批周期将进一步缩短。图表：工商储项目流程项目流程：备案制管理下，工商储流程“精益求精”图表：备案制和招标制流程对比招标备案项目统计口径满足以下其一：①单项施工估算价＞400万元；②单项设备、材料等货物＞200万元；③单项服务＞100万元新型储能建设项目供应商选择需评选，竞价可指定流程周期一般1个月及以上1-20天左右公开招标流程备案流程东风已至，工商业储能方兴未艾1001234565东风已至，工商业储能方兴未艾数据来源：发改委能源局、Wind、东吴证券研究所◆优质业主需满足四大条件：1）日用电量大→套利空间大；2）年用电天数多且用电习惯稳定→投资回收期短且收益确定；3）变压表有冗余→保证电池充电；4）厂房安全性高。◆23年6月浙江114个备案工商储项目中96个业主为工业企业。其中以纺织服饰、基础化工（橡塑、新材料）、机械设备（轴承、电镀）、轻工制造（包装、饰品）等高耗能行业为主，平均装机0.94MW/1.91MWh，平均单价2.1元/Wh。业主方：耗能高、用电习惯稳定的工业为主图表：23年6月浙江备案项目业主分类图表：23年6月浙江备案项目容量与时长11农业1商业1产业园5EV充电4其他7纺织服饰21基础化工16机械设备15轻工制造10汽车7电力设备7其他6有色金属5家用电器4电子3建筑材料2工业96<1MWh681MWh-5MWh375MWh-10MWh7>10MWh2<1h01h-2h122h-4h92>4h3容量分析时长分析图表：23年6月浙江工商储备案均价（元/Wh）平均2.1元/Wh铅酸电池价格较低主要用于EV充电6东风已至，工商业储能方兴未艾数据来源：发改委能源局、Wind、东吴证券研究所◆工商储开发方/投资方多样，主要包括：1）国家能源集团下属公司（体量最大，占市场主导地位），2）分布式光伏开发商，3）电网一二级设备商，4）节能服务公司。对应下游不同需求，各开发商商业模式不同，存在与投资方身份重叠的情况。23年6月浙江114个备案项目中，项目单位多达97个，其中83个为能源服务商/输配电公司。能源服务商包括具有渠道积累优势，输配电公司则具有了解业主用电习惯的优势。开发方/投资方：根据下游需求和自身业务灵活选择商业模式图表：23年6月浙江备案项目前五项目单位能源服务商69输配电公司14自投自建27其他4图表：23年6月浙江备案项目开发方分类公司名称公司性质备案项目数备案容量（MWh）康之维集团有限公司能源服务商140.00杭州储锦能源有限公司能源服务商120.00浙江浙能能源服务有限公司输配电公司216.3浙江三花智能控制股份有限公司自投自建19.60浙江凤登绿能环保股份有限公司能源服务商18.1312图表：工商储主要开发商及商业模式南网储能芯能科技科林电气苏文电能性质国家能源集团下属公司分布式光伏开发商电网设备商电网设备商商业模式开发+共同持有设备出售+开发+共同持有设备出售+开发+运维合作开发+运维对应需求合同能源管理合同能源管理业主自投业主自投业务特长背靠南网，客户资源丰富，聚焦大型储能项目推出工商储一体柜，复用分布式光伏渠道，开发独立储能发挥输配电、充电桩产品优势，聚焦分布式“光储充”一体化项目发挥自身EP优势，与瑞浦兰钧在工商储方面合作7东风已至，工商业储能方兴未艾数据来源：储能盒子、东吴证券研究所◆案例：浙江省5MW/10MWh工商储项目，采用浙江省23年7月两部制大工业用电1-10kv电价，仅采用峰谷套利的盈利模式。商业模式为企业自行投资，两充两放，8年累计收益3405万，净收益1503万，4年内回本，IRR约18%。典型案例1：浙江业主自投，峰谷套利，4年内回本！基本设定收益计算年累计收益放电收益充电成本8年累计收益=3405万元总成本=初始投资成本+维运成本=1902万元净收益1503万元，回本年限<4年，IRR≈18%00.511.5123456789101112131415161718192021222324元/kWh时刻浙江2023年7月峰谷电价图1.25831.07100.3160图表：工商储项目实例图13浙江5MW/10MWh工商储项目运用场景工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足储能充电需求单瓦成本1.64元/Wh（6月中标价中位数）放电深度90%系统效率衰减首年5%，此后每年2%充放电效率85%每年运行天数330每年运维成本初始投资成本的2%充放电策略采用“低-尖”和“低-高”相互配合的单日两充两放收益模式项目期限8年7东风已至，工商业储能方兴未艾数据来源：储能盒子、东吴证券研究所◆纯租赁，租金300元/kWh/年（对标大储），业主净收益约834万元。◆合同能源管理，9:1利润分配，能源服务商IRR约14%，业主净收益约341万元。业主仅提供场地，获得10%分成，8年累计收入约341万。能源服务商付出初始投入成本+运维成本1902万，获得90%分成，8年净收益约1162万，IRR约14%。◆合同能源管理+融资租赁，融资额70%，6年等额本金还款，利率6.5%，业主净收益约848万，IRR约23%。典型案例2：相同假定下，其他三种商业模式实现多方共赢14能源合同管理累计收益341万元业主能源服务方场地初始投资成本+运维成本能源管理合同利润分配1:9业主设备商设备租赁合同300元/kWh/年场地+租金净收益834万元纯租赁净收益826万元IRR约12%净收益1162万元IRR约14%设备成本+建设成本+运维成本业主融资租赁方能源合同管理+融资租赁场地+融资+服务费净收益848万元IRR约23%初始投资成本净收益261万元IRR约6%能源服务方净收益393万元能源管理合同融资合同70%，6年利率6.5%储能项目收益率年单位01年2年3年4年5年6年7年8年9年10年电池容量保持率%100%100%98%96%94%92%90%88%86%84%82%充电电量Mwh/年-600588576564552540528516504492放电电量Mwh/年540529518508497486475464454443高峰/尖峰-低谷套利万元-44.8443.9543.0542.1541.2640.3639.4638.5737.6736.77高峰/尖峰-平时套利万元44.8443.9543.0542.1541.2640.3639.4638.5737.6736.77合计收入万元89.6987.8986.1084.3182.5180.7278.9277.1375.3473.54运维费用万元-5.105.105.105.105.105.105.105.105.105.10营业利润万元-84.5982.7981.0079.2177.4175.6273.8272.0370.2468.44债务余额万元(238.00)-221.41-203.53-184.26-163.48-141.09-116.94-90.91-62.85-32.610.00本金偿还万元-16.59-17.88-19.27-20.78-22.40-24.15-26.03-28.06-30.25-32.61利息费用万元-18.56-17.27-15.88-14.37-12.75-11.00-9.12-7.09-4.90-2.54税前利润万元-66.0265.5265.1264.8364.6664.6164.7064.9465.3365.90所得税（扣减税盾，三免三减半）万元0.000.000.004.074.044.048.108.168.268.40净利润万元66.0265.5265.1260.7760.6160.5756.6056.7857.0857.50净现金流量万元(102)49484640383631292725净现金流量现值万元(102)47434033302722191715净现金流量累计现值万元(55)(12)286191118140159176192项目内部收益率41.80%投资回报周期（年）2.308数据来源：国家电网、东吴证券研究所图表：工商储计算模型（浙江案例）工商储盈利已十分可观东风已至，工商业储能方兴未艾◆据模型测算，70%杠杆下浙江工商储IRR达41.8%，2.3年回本。我们的工商储模型考虑地区、电压等级，并引入贷款比例、期限、利率等金融变量，尽可能还原真实情况。据测算，浙江省（两充两放、融资比例70%）IRR可达41.8%，2.3年回本。该模型为两充两放，一充一放模型以20年为生命周期测算IRR，并考虑在第十年更换逆变器15基本假设及电价标准建设成本假设：运营数据假设：环节拆分单位价值量单位总额(万）运营规模(MW)1电池模块0.80元/wh160储能时长（h）2EMS、BMS及线束等0.20元/wh40循环寿命（次）6000电池系统合计1.10元/wh220一天充放电次数（次）2PCS双向变流器0.20元/w20运营年限（年）10.00温控系统0.10元/wh20年衰减率（%）2.00%配件（线路、集装箱等）0.20元/wh40充放电效率（%）90.00%其他（含建安）0.20元/wh40放电深度（%）90.00%固定成本合计1.70元/wh340逆变器折旧年限（年）10金融数据假设：电价标准及假设：贷款比例70.00%充放电额外税费（元/kwh）0.02贷款利率7.80%峰谷电价(元/kwh)电压均值低谷0.35贷款期限10平时0.35贴现率5.00%地区湖北高峰0.97等额本金偿还(万）¥35.15尖峰1.26倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”17◆引导用户削峰填谷、改善电力供需状况。21/7发改委印发进一步完善分时电价机制的通知：1）划分峰谷时段，根据系统用电负荷特性，将供需紧张、边际供电成本高的时段变为高峰，将相反时段确认为低谷，促进新能源消纳，引导用户调整负荷；2）合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超40%的，峰谷价差≥4:1；其他地方≥3:1；3）建立尖峰电价机制，前两年当地电力系统最高负荷≥95%用电负荷出现的时段确定尖峰时段，电价在峰段电价上上浮比例≥20%。倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”数据来源：国家发改委，EESA，东吴证券研究所推力1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大地区峰谷电价尖峰电价（峰段价格基础上）执行时间内蒙古（蒙西电网)1-5月、9-12月大风季：峰段上浮48%，谷段下浮21%。/2021-01-116-8月小风季：峰段上浮48%，谷段下浮53%。上浮20%内蒙古（蒙东电网)上下浮动50%上浮20%2021-11-01宁夏/2021-10-01贵州/2021-10-01河北上浮20%2021-12-01甘肃/2022-01-01广西上浮20%2021-12-20山东上浮20%2022-01-01吉林上浮20%2022-01-01四川上下浮动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重庆峰段上浮60%、谷段下浮62%上浮20%2022-01-01陕西上下浮动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新疆上下浮动65%上浮20%2022-01-01广东峰段上浮70%；谷段下浮62%上浮25%2021-10-01江苏峰段上浮71.96%、谷段下浮58.15%上浮20%/浙江尖峰和低谷最大电价差超0.82元/kWh2021-10-15图表：各地分时电价相关政策（部分）图表：30省市平均峰谷价差（2021.12-2023.6）（元/kWh）118倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”数据来源：《市场化环境下的需求侧响应策略研究》，东吴证券研究所◆产业结构差异决定负荷曲线，进而影响峰谷价差设定。工业用户大多采用“三班制”24h运作，日负荷曲线总体较为平坦，平均负荷率在0.8-0.9。而商业用户日负荷曲线峰谷差较大，平均负荷率在0.58-0.72之间。山西（二产GDP占比第一）和广东（三产GDP第一）为工商业代表性省份，其日内负荷和峰谷价差呈高度相关性。图表：不同产业类型典型日负荷曲线（左图：工业，右图：商业）地区第二产业GDP（亿元）第三产业GDP（亿元）第二产业GDP比例（%）第三产业GDP比例（%）广东省52843.570934.740.93%54.94%江苏省55888.762027.545.48%50.48%山东省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%陕西省15933.114264.248.62%43.52%江西省14359.615263.744.77%47.59%重庆市11693.915423.140.15%52.95%辽宁省11755.814621.740.57%50.46%云南省10471.214470.836.16%49.98%广西壮族自治区8938.613092.533.99%49.78%山西省13840.810461.353.98%40.80%内蒙古自治区11241.89263.148.54%40.00%贵州省7113.010190.435.27%50.54%新疆维吾尔自治区7271.17961.040.98%44.87%天津市6038.99999.337.02%61.30%黑龙江省4648.97642.229.24%48.06%吉林省4628.36752.835.41%51.67%甘肃省3945.05741.235.22%51.25%海南省1310.94089.519.23%59.98%宁夏回族自治区2449.12213.048.31%43.65%青海省1585.71644.243.92%45.54%西藏自治区804.71147.837.73%53.82%0.3361.4071.7520.83900.511.521357911131517192123度电价（元/kWh）时刻广东2023年7月单日峰谷电价图0.3440.7620.5440.87800.511.521357911131517192123度电价（元/kWh）时刻山西2023年7月单日峰谷电价图图表：代表性省份（山西、广东）单日峰谷电价图图表：22年我国各省二、三产业GDP及比例1推力1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大数据来源：网上国网、东吴证券研究所19◆峰谷价差大小与三产GDP、电力自给率直接挂钩。第三产业GDP比例与峰谷价差大小呈正相关、与电力自给率呈负相关，峰谷价差是工商储经济性的主导因素。目前广东、湖南、海南、重庆、浙江等地峰谷价差较高，一充一放IRR基本高于10%，投资回报周期约小于10年。图表：各地三产GDP比例（上）电力自给率（下）与峰谷价差关系江西四川河北广西青海河南重庆湖北广东山东湖南陕西（平均）贵州江苏吉林福建辽宁云南浙江黑龙江天津安徽海南内蒙古山西宁夏新疆00.40.81.235%45%55%65%7月平均峰谷价差（元/kWh）图表：各地区峰谷价差与IRR关系图（一充一放，不计算补贴、贷款）广东海南江苏安徽湖南重庆上海河南吉林山东天津四川江西黑龙江浙江河北陕西辽宁福建贵州北京广西山西青海新疆云南宁夏甘肃00.20.40.60.811.20%20%40%60%80%100%120%140%160%180%200%7月平均峰谷价差（元/kWh）电力自给率（%）1倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”推力1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大广东（珠三角五市)广东（江门市）广东（惠州)广东（东西两翼地区)湖南江苏海南上海广东（粤北山区）重庆湖北浙江河南吉林江西黑龙江安徽山东辽宁陕西天津河北四川福建蒙东北京冀北广西贵州山西青海新疆-4%0%4%8%12%16%0.30.50.70.91.11.31.5IRR（%）7月平均峰谷价差（元/kWh）20倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”数据来源：国家能源局，东吴证券研究所◆新能源装机带来电力供应差异，影响日内峰谷结构设定。光伏出力存在较大日内波动，光伏装机较高的地区，午时低谷时间较长，截至23/7已有10省实行午间谷段电价。风电白天出力均匀，夜间出力较多，因此风电发电占比高地区，日内峰时较集中，晚高峰退坡较早，且尖峰触发也较早。由于光伏风电边际发电成本较低，装机/发电占比较高将影响供需，因此各地峰谷结构也会随之变化。图表：典型日内功率输出及负荷曲线图表：22年全国各省份光伏累计装机占比，风电年发电量占比（使用光伏装机因分布式光伏发电量不计入统计）日内负荷曲线图表：光伏装机较高（上）低（下）峰谷结构对比图表：风电发电量占比较高（上）低（下）峰谷结构对比省份光伏省份光伏省份光伏青海41%陕西19%广东9%河北31%贵州18%内蒙古9%宁夏24%江苏16%辽宁9%安徽23%山西14%广西8%山东23%湖北14%北京7%江西22%新疆13%上海7%浙江22%黑龙江11%福建6%甘肃21%湖南11%云南5%河南20%天津10%重庆3%海南19%吉林10%四川2%省份风电省份风电省份风电甘肃19%湖南10%湖北5%吉林18%河南9%广东4%黑龙江16%广西9%安徽3%河北16%江苏8%重庆3%内蒙古16%福建7%四川3%青海13%江西7%浙江2%新疆12%山东6%天津2%宁夏12%陕西6%上海2%辽宁10%云南6%海南1%山西10%贵州5%北京0%尖峰触发较早，晚峰退坡较早日内出力均匀，峰时较集中光伏日内发电高，午时低谷平段较长1推力1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大数据来源：网上国网、北极星、东吴证券研究所21图表：潜在可应用两充两放省份◆峰谷结构使部分地区可实现两充两放，对IRR提升较大。目前浙江的两充两放模式基本成型，工商储IRR可提高超30%，投资回报周期缩短至3.3年（假设70%贷款比例）。中午设有低谷电价的地区将获得两充两放机会，放大收益，浙江，广东、江苏、陕西、重庆等地也具备实施两充两放的可能性。浙江工商业储能一充一放两充两放工商储总成本（元/Wh）1.7贷款比例（%）70%循环次数6000年运行天数（日）300运行年限（年）2010更换逆变器√（第10年更换）XIRR（%）7.25%41.80%投资回报周期（年）16.83.30.42581.405800.511.521357911131517192123度电价（元/kWh）时刻浙江一充一放充电放电图表：浙江两充两放模式（上）、收益对比（下）0.42581.04430.42581.405800.511.521357911131517192123度电价（元/kWh）时刻浙江两充两放充电放电广东江苏山西浙江河南重庆天津湖南湖北海南陕西黑龙江辽宁吉林深圳中午设有低谷电价的地区更适合两充两放倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”1推力1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大数据来源：网上国网、北极星、东吴证券研究所221◆长时储能摊薄总成本，更有效利用峰谷时长，提升收益率。随着储能时长增加，逆变器、建设成本相对摊薄，因此对于电价时间段仅适用一充一放的地区，配备更长储能时长也可增加其收益率。以湖南为例，当储能时长增长到4h时，将更有效利用其更长的尖峰和深谷时间段，投资回报周期将由约11年缩短至4.4年。图表：潜在可应用储能时长超过2小时省份（红框表示充电，蓝框表示放电）图表：山东、湖南应用超过2小时工商业储能效益对比（不考虑贷款、补贴，一充一放）参数指标山东湖南储能时长2h储能时长3h储能时长2h储能时长4h循环次数6000年运行天数（日）300运行年限（年）20投运规模（MW）5储能时长（h）2324投运容量（MWh）10151020投资总额（万元）340450340560非电池成本占比（%）35.30%26.70%35.30%21.40%IRR（%）5.29%7.19%11.18%15.08%投资回报周期（年）19.214.99.97.1更有效利用其更长的尖峰和深谷时间段倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”推力1：引导用户削峰填谷，峰谷价差持续扩大推力2：提高需求侧响应能力势在必行，政策遍地开花2数据来源：各省政府网站，东吴证券研究所◆发改委：25年各省需求响应能力需达最大用电负荷的3-5%。23年5月发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，要求25年各省需求响应能力达最大用电负荷的3-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超40%的省份达5%或以上。◆18省市发布响应奖励，政策因地制宜。江苏、云南、宁夏、重庆：按削峰、填谷划分，最高补贴15元/KW。浙江、河北：按日前、日内等级，补贴电量及容量。山东、陕西、天津：区分邀约型与紧急型，按档位划分补贴金额。图表：部分省份需求响应政策省份政策时间补贴标准浙江2021/6/8削峰：①日前：最高电量补贴4元/kWh；②小时级：电量补贴固定4元/kWh、容量补贴旺季0.25元/kW月；③分钟级：电量补贴固定4元/kWh、容量补贴:旺季1元/kW月；④秒级：电量补贴固定4元/kWh、容量补贴：旺季0.1元/kW月；填谷：容量补贴:5元/(kW·日)重庆2022/4/30削峰：①工业用户：10元/kW/次，②充换电站、冻库等用户：15元/kW/次填谷：1元/kW/次山东2022/6/7紧急型需求响应：①容量补偿第一档不超过2元/kW·月；第二档3元/kW·月；第三档4元/kW·月；②电能量补偿:根据实际响应量和现货市场价格计算经济性需求响应：无容量补偿、电能量补偿根据实际响应量和现货市场价格计算江苏2022/10/24削峰：调控时间≤2h，10元/kW；2h<调控时间<4h，12元/kW；调控时间>4h，15元/kW填谷：谷时段:5元/kW；平时段:8元/kW云南2023/4/27实时响应补贴：全年统一2.5元/kWh，每天不多于3次，每次不超3h削峰：0-5元/kWh填谷：0-1元/kWh广东2023/5/19灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/kwh)执行倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”23数据来源：各省政府网站，东吴证券研究所推力2：提高需求侧响应能力势在必行，政策遍地开花◆大工业用户可直接参与，以直接补偿或折扣电价形式发放补贴。达最低响应水平以上的用户可直接参与需求响应交易（例如山东响应量＞1MW），用户线上进行申报价格和响应电量，各省份公示核定量后给予企业电价直接补偿或者折扣补偿。◆新增负荷聚合商，“保底+分成”/“固定价格”模式整合中小型用户需求。中小型用户由负荷聚合商代理，统一进行申报，目前主流合作模式有“保底+分成”、“固定价格”模式。23年工信部公示了具备资质的电力服务商共156家，助力中小用户参与需求侧响应。图表：23年第一批负荷聚合商数量图表：中小电力用户与负荷聚合商合作模式电力用户代理合同负荷聚合商“保底+分成”模式约定响应保底价格，及以上部分分成比例用户可获得最低不小于保底价格的收入，并存在额外收益时按约定比例与负荷聚合商分享“固定价格”模式约定固定价格和考核分摊比例用户与负荷聚合商约定固定价格和考核分摊比例，超出固定价格外的部分由负荷聚合商享有334872930102030405060708090100通过年审换证通过年审换证新申请一级二级企业数量省份单个用户最低响应水平甘肃≥1000kW，响应时长≥60分钟安徽工业用户≥1000kW；商业用户≥200kW新疆工业用户＞1000kW；商业用户＞200kW天津≥500kW，响应时长≥30分钟；湖南≥500kW陕西≥200kW福建≥200kW宁夏≥1000kW云南≥1000kW四川≥1000kW山东≥1000kW重庆工业用户≥1000kW；商业用户≥100kW；河南工业用户≥500kW内蒙古工业用户＞1000kW；非工业用户＞400kW;响应时长＞1h江苏工业用户为该企业最高用电负荷的5%-20%湖北工业用户≥500kW；其他用户≥200kW；响应时长≥1h广东年用量≥500万kW时广西≥35千伏;响应能力≥200kW;响应时长≥1h图表：部分省份大用户最低响应能力要求2倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”2425倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”数据来源：南方电网，东吴证券研究所推力3：专项补贴强化储能经济性，加速工商储迸发进程◆用户侧专项补贴全面出台，进一步提升工商储经济性。专项补贴形式以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主。浙江、广东政策出台密集，浙江温州、重庆铜梁等地政策力度较大。图表：部分地区用户侧储能专项补贴最高额地区放电补贴（元/kWh）容量补贴（元/kW）投资补贴浙江温州瓯海充电0.1，放电0.8（2年）100（最高10万）温州龙港0.8义务0.25（2年，最高500万）杭州萧山300诸暨200/kWh（最高100万）平湖10%（最高500万）舟山普陀30万/项目嘉兴海盐10%（最高400万）江苏常州0.3（2年）苏州工业园区0.3（3年）无锡高新区100（最高50万）广东深圳福田0.5（3年，最高200万）东莞0.3（2年，最高300万）广州黄埔0.2（2年，最高300万）深圳0.2（3年，最高300万）最高100万/项目（工业园区、光充储30%）东莞厚街100/kWh（最高50万）肇庆高新150（最高100万）重庆铜梁0.5（累计最高1000万）1300/kWh两江新区200/kWh（最高500万）北京朝阳20%天津滨海高新区0.5（最高100万/年）安徽合肥0.3（2年，最高300万）芜湖0.3（5年，最高100万/年）蚌埠200（最高30万）3数据来源：ENVI、东吴证券研究所推力4：两部制电价出新，鼓励企业配储平滑用电图表：部分省份用户两部制电价/单一制电价的比值变压器容量<110kVA单一制变压容量器110~315kVA单一制电量电费两部制电量电费基础电费容量电费用电量达标→9折用电量未达标变压器容量>315kVA两部制相加可选用电企业需量电费可选图表：新电价逻辑关系图倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”◆鼓励企业按需用电，优化电网供需匹配度。23年5月，发改委发布第三监管周期省级电网输配电价政策：1）变压器容量100-315kVA可选两部制电价（此前仅单一制），合理运用机制可节省电费。2）两部制基础电价按用电电压分档收费，督促按需选择电压。3）若每kVA变压器容量的每月用电量达260度，需量电价按90%计算，鼓励高效利用变压器。核心假设：配储平滑用电→用电时间内，电网均匀供电结论：若平滑用电后两部制电价低于单一制电价，鼓励企业配储每kVA变压器容量的每月用电量达260度每日用电时长电压档位广东陕西江苏浙江山东重庆甘肃8小时1～10kV1.361.271.541.431.421.341.0035～110kV1.461.301.541.491.421.350.9616小时1～10kV0.970.941.091.011.071.030.6335～110kV1.020.931.071.011.041.000.6224小时1～10kV0.840.830.940.870.950.930.5135～110kV0.870.810.910.860.950.890.50426数据来源：《考虑需量管理的用户侧储能优化配置》、东吴证券研究所推力4：两部制电价出新，鼓励企业配储平滑用电图表：配储抵消变压器最大容量降低基础电费（测算按照上海市代理购电价格，采用一般工商业用电两部制，电压等级：<1kV~35kV）◆两部制电价促进工商企用电合理，鼓励配储平滑用电。两部制中，增设容（需）量计算的根本目的是为了刺激企业提高用电设备或最大负荷的利用率（平滑用电曲线），而配储可达以上目的。◆配储可减少变压器最大容量，进而降低容量电费。工商储的动态增容功能可降低用电峰时的负荷需求，同时可减少变压器扩容成本和容（需）量电费。以上海负荷峰值约1MW的一般工商业为例，配储0.5MW/0.5MWh，除了节省变压器扩容费用，还可每年节省电费约15万元。图表：工商储动态增容示意图（负荷曲线）配储降低基础电费测算未配储变压器所需最大功率（kVA）1000配储后变压器所需最大功率（kVA）500一般工商业两部制变压器容量用电价格（元/kVA·月）25.5未配储每月基本电费（元）25500配储后每月基本电费（元）12750年节省电费（万元）15.3倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”427◆工商业光伏快速渗透，政策激励工商业配储。23H1新增工商业光伏19.44GW，同增81%，21年-23H1累计装机已达43GW。21年至今多地下发分布式光伏配储文件，强制/鼓励用户侧配储，承担消纳责任，对工商储市场提供增量支撑。◆储能作为后备电源，能有效保障工商业用户用电稳定性。近年多地均发布了有序用电方案，限电甚至停电导致工商业减产，收益下滑严重。因此企业保障用电安全的需求迫切，工商储系统可提供短时紧急用电支持，保障短时用电稳定性，但对长时限电帮助有限。推力5：工商业光伏配储，保障用电稳定性倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”数据来源：政府网站，东吴证券研究所图表：2021年-2023年部分省市限电政策时间地区具体限电政策2021.08河南8月部分加工企业限电三周以上；郑州、洛阳部分铝加工企业接到通知，大型工业企业视情况限电50%，十千伏以下工业企业全部停产2021.09广东9月全省各市已启动有序用电预案，多地工业企业“开三停四”甚至“开二停五”错峰用电2021.09江苏9月15日，部分地区实行限电，暂定15天，要求拉电：工业拉掉，生活用电保留，办公室空调停用，路灯控制减半2021.09山东日照市发布紧急预警，电力供应缺口大，缺电时间可能持续至9月底；枣庄市发布通知，需求响应优先，有序用电保底；淄博厂区限电政策不断升级，限电时间从16:00-20:00最终调整为7:30-24:002022.08四川取消主动错避峰需求响应，在全省（除攀枝花、凉山）的19个市（州）扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户实施生产全停（保安负荷除外），放高温假。2022.08重庆要求辖区内工业企业从8月15日到8月24日采取放高温假的方式，让电于民。此次重庆限电区域涉及两江新区、渝北区、北碚区、璧山区、巴南区、高新区、江津区等2023.07四川部分钢厂已收到相关口头限电通知，部分长流程企业计划于21日起限电20%-30%省份市区配置主体配置要求浙江诸暨分布式光伏≥装机量的10%山东平阴分布式光伏≥装机量的15%，2h枣庄分布式光伏装机量的15-30%，2-4h河北-分布式光伏配储需满足至少10年寿命+5000次循环+10年衰减率不超20%浙江绍兴市河桥区非户用分布式光伏≥装机量的10%，2h永康非户用分布式光伏≥装机量的10%江苏苏州≥2MW分布式光伏≥装机量的8%昆山≥2MW分布式光伏≥装机量的8%无锡≥2MW工商业光伏≥装机量的8%图表：各省市分布式光伏配储政策（下）、新增装机（上，GW）7.661.801.431.0425.876.504.293.250.9319.442.893.172.130.970102030全国浙江江苏山东河北202120222023H152829数据来源：国家电网，东吴证券研究所推力5：工商业光伏配储，保障用电稳定性◆多地光伏上网价格>谷时电价，工商业光伏配储经济性低于独立储能。除甘肃、吉林、广西等7地之外，各地均出现了光伏上网电价>谷时电价的倒挂现象，光伏发电直接上网经济性更强，配储无法产生额外增益。而以上7地可通过光伏配储，更合理利用高峰电价时刻。图表：各省谷时电价-分布式光伏上网价格（元/kWh）-0.2-0.15-0.1-0.0500.050.10.15深圳广东湖南四川山东云南江苏湖北陕西青海上海海南浙江贵州江西辽宁安徽河南福建山东河北黑龙江新疆内蒙古山西冀北蒙东天津吉林宁夏广西甘肃北京重庆图表：天津光伏配储日内套利图0.391.030.7200.40.81.2123456789101112131415161718192021222324电价（元/kWh）时刻光伏配储仅光伏0.36655投资形式仅工商业储能仅工商业光伏工商业光伏+工商业储能全年用电量（kWh）850000（光伏超配，天津利用小时数1318h）光伏规模（kW）—10001000储能规模（kWh）2000—2000储能成本（元/Wh）1.70—1.70光伏成本（元/W）—3.543.54总成本（万元）340354694套利价差（元/kWh）0.6384(高峰-低谷)—0.7070(高峰-上网价差）节省电费（元/kWh）—0.8204(谷-平-峰平均）0.8736（平-峰平均）上网电价（元/kWh）—0.36650.3665IRR（%）<015.96%4.26%回报周期（年）—10.93>20图表：天津三种投资形式经济性对比（储能均为一充一放）倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”工商业光伏配储测算年单位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年光伏年发电量MWh/年-13181291128512791272126612591253124712411234122812221216121012041198119211861180节省电费平均电价元/KWh-0.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.900.90充放电量MWh657649641633625617609602594587579572565558551544537531524517电量自用收益万元-5958585756555554535352515150504948484747发电收益万元2121212121212121212121212121212121212121营业利润（含13%增值税）万元6968676766656564636362626161605959585857税前利润万元3133353740434650535862626161605959585857所得税（扣减税盾，三免三减半）万元00011134567777776666净利润万元3133353739424345485155545454535352525251设备更换万元(16)净现金流量万元(208)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(10)(12)(13)(31)55545454535352525251净现金流量累计现值万元(211)(214)(218)(223)(228)(234)(241)(249)(258)(277)(245)(214)(186)(158)(133)(109)(86)(64)(44)(25)资本金irr4.26%投资回报周期（年）-工商业光伏测算年单位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年光伏年发电量MWh/年-13181291128512791272126612591253124712411234122812221216121012041198119211861180节省电费平均电价元/kWh-0.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.820.82白天自用电量MWh340340340340340340340340340340340340340340340340340340340340电量自用收益万元-2828282828282828282828282828282828282828发电收益万元3231313030303030292929292928282828282727营业利润（含13%增值税）万元5352525252525251515151515150505050505049税前利润万元3435363739404244464851515150505050505049所得税（扣减税盾，三免三减半）万元00033367789888888888净利润万元3435363536373637394142424242424242414141设备更换万元(16)净现金流量万元(106)171616131312987(9)42424242424242414141净现金流量累计现值万元(90)(76)(62)(52)(42)(32)(26)(21)(16)(22)326497090109127145161177资本金irr15.96%投资回报周期（年）10.935数据来源：国家电网、东吴证券研究所测算光伏/光储IRR对比工商业储能采用一充一放，20年寿命，假设配备光伏的发电量超过企业用电量图表：工商业储能测算模型（天津案例）◆据模型测算，天津工商业光伏IRR达15.96%，近11年回本；光伏配储IRR达4.26%，超过20年回本。我们的模型考虑了各地区光伏发电时间内所节省的电费、余电上网，以及储能的套利收益。储能设备单位成本（元/Wh)1.502光伏规模（MW）1光伏设备单位成本（元/W)3.332储能配比（%）1储能建设单位成本（元/Wh)0.206000年利用小时数（h）1317.8光伏建设单位成本（元/W)0.211首年衰减率（%）2%光伏配储单位成本（元/W)6.9420年衰减率（%）0.5%光伏总成本（万元）3541%组件折旧年限（年）20光伏配储总成本（万元）69490%逆变器折旧年限（年）10光伏+储能仅光伏贷款比例（%）地区下拉贷款利率（%）低谷贷款期限（年）平时贴现率（%）高峰等额本金偿还（万元）64.6732.34尖峰5.00%1.031.177.80%天津0.390.37100.72充放电额外税费（元/kwh）0.0270%峰谷电价（元/kWh）燃煤发电标杆上网电价(元/kWh)年衰减率（%）放电深度（%）金融数据假设：电价标准及假设：循环寿命（次）一天充放电次数运营年限（年）储能储能时长（h）光伏储能规模（MWh）工商业光伏+储能/工商业光伏基本假设及电价标准建设成本假设：运营数据假设：倍道而进，中国工商储按下发展“加速键”30短期空间：哪些省市具备迸发可能？32数据来源：各省企业投资项目审批平台、东吴证券研究所需求激增释放活力，苏鲁浙粤已呈迸发形势◆苏鲁浙粤工商储已呈现迸发形势。23年6月苏鲁浙粤四省新增工商储能备案项目215个，环增367%，占全国85%；容量上，6月新增1021MWh，环增726%，占全国81%，全年累计占74%。◆我们认为本轮四省工商储迸发的主要动能来自于：1）峰谷价差大+结构优，2）参与代理购电企业多，3）当地商业模式成熟，参与方多，4）其他补偿机制完备。探寻后续有多少省份具备迸发条件，将是短期空间增长的重要来源，因此我们后文将分析论证其他省份以上四种动能的基本条件。江苏22%山东22%浙江16%广东15%河南11%湖北5%海南3%其他6%图表：23年4-6月工商业储能分地区新增数量（个）（上图）及装机量（MW）（下图）图表：23年累计（截至6月）工商业储能备案数量（左图）及装机量（右图）分地区结构图浙江44%广东20%江苏17%福建4%河南4%山东3%湖北3%其他5%0100200300400500600700江苏山东浙江广东河南湖北海南其他020406080100120浙江广东江苏福建河南山东湖北其他2023年4月2023年5月2023年6月哪些省市具备迸发可能？133运营数据假设循环寿命（次）6000一天充放电次数（次）1运营年限（年）20年衰减率（%）2.00%充放电效率（%）90.00%放电深度（DoD）90.00%逆变器折旧年限（年）10数据来源：国家电网、东吴证券研究所测算峰谷：蓄势待发，各地经济性已初现峥嵘◆目前已有15省市满足投资经济性要求。随着各地峰谷价差不断增大，不考虑政策补贴等支持下，目前已有15省市在执行“一充一放”条件下IRR超过5%（对应峰谷价差约8毛/度），可自负盈亏，满足基本投资条件。图表：“一充一放”IRR测算（2h，不考虑补贴、融资）2尖峰电价高峰电价低谷电价7月平均峰谷价差当前价差对应IRR广东（珠三角五市)1.581.280.311.2813.66%广东（江门市）1.581.270.311.2713.63%广东（惠州)1.521.230.31.2212.73%广东（东西两翼地区)1.411.130.271.1311.27%湖南1.481.240.341.1311.18%江苏1.421.180.31.1110.92%海南1.471.240.361.1110.73%上海1.451.210.341.1110.69%广东（粤北山区）1.31.050.261.059.83%重庆1.41.070.351.059.68%湖北1.290.970.2918.96%浙江1.260.980.350.917.22%河南1.241.090.350.96.93%吉林1.271.070.40.876.38%江西1.1910.360.835.73%黑龙江1.1910.360.835.70%安徽-1.180.350.835.65%山东1.181.030.370.815.29%辽宁1.130.910.330.795.05%天津1.171.030.390.784.66%陕西1.050.880.280.774.71%河北1.080.940.340.754.11%四川0.960.90.260.713.49%福建1.010.910.370.641.85%蒙东0.940.790.310.631.79%北京1.091.020.50.590.41%冀北0.930.80.370.560.09%广西1.050.930.50.56-0.28%贵州-0.80.280.52-0.68%山西0.840.750.330.51-1.09%青海0.730.610.250.48-1.57%新疆0.680.590.240.44-2.59%云南-0.560.230.33-5.71%宁夏-0.590.30.29-7.34%甘肃-0.570.440.13-18.01%哪些省市具备迸发可能？注：以上电价为平均各电压等级的均值，电价单位均为元/kWh34数据来源：国家电网、东吴证券研究所测算峰谷：蓄势待发，各地经济性已初现峥嵘◆两充两放套利空间广阔，迸发潜力巨大！大部分省市目前已可满足“两充两放”的模式，且已设置尖峰时段，套利空间进一步增大。湖南、海南、上海、湖北、河南等省份采用“两充两放”后IRR均超10%，投资经济性优越，高经济性使得工商业储能投资更具吸引力，工商储渗透率有望进一步提升。2图表：“两充两放”IRR测算（2h，不考虑补贴、融资）（电价单位：元/kWh）充放模式套利模式高峰-谷高峰-平是否有尖峰陕西三充三放12有黑龙江三充三放12有江苏三充三放12有浙江两充两放2-有新疆两充两放2-有广东两充两放11有山西两充两放11有河南两充两放11有安徽两充两放11无冀北两充两放11有四川两充两放11有重庆两充两放11有天津两充两放11有湖南两充两放11有湖北两充两放11有上海两充两放11有海南两充两放11有广西两充两放11有青海两充两放11有甘肃两充两放11无辽宁两充两放11有吉林两充两放11有蒙东两充两放11有蒙西两充两放11有宁夏两充两放11无贵州两充两放11无福建两充两放11有云南两充两放11无北京两充两放11有山东一充一放1-有河北一充一放1-有江西一充一放1-有图表：各省市储能充放电模式注：剔除山东、河北、江西三省，价差均值为2023年7月各电压等级均值地区两充两放IRR峰谷价差均值一充一放IRR地区两充两放IRR峰谷价差均值一充一放IRR广东（珠三角五市）22.00%1.2813.66%安徽6.89%0.835.65%广东（江门市）21.99%1.2713.63%陕西5.91%0.774.71%广东（惠州）20.34%1.2212.73%天津5.09%0.784.66%广东（东西两翼地区)17.94%1.1311.27%四川2.69%0.713.49%浙江17.74%0.917.22%内蒙古东1.02%0.631.79%江苏17.36%1.1110.92%福建0.35%0.641.85%湖南16.80%1.1311.18%北京-2.16%0.590.41%海南16.70%1.1110.73%广西-2.70%0.56-0.28%上海16.69%1.1110.69%山西-3.99%0.51-1.09%广东（粤北山区）15.46%1.059.83%青海-4.44%0.48-1.57%重庆14.07%1.059.68%贵州-4.85%0.52-0.68%湖北13.94%18.96%新疆-6.41%0.44-2.59%河南10.38%0.96.93%云南-12.61%0.33-5.71%吉林8.76%0.876.38%宁夏-14.31%0.29-7.34%黑龙江7.65%0.835.70%甘肃-28.91%0.13-18.01%辽宁6.95%0.795.05%哪些省市具备迸发可能？35数据来源：Wind，各地区统计局，国家电网，东吴证券研究所3产业结构与峰谷价差呈现差异分布，多省份价差或持续拉大◆各地产业结构与峰谷价差相关性仍存在差异性，三产增速或映射未来峰谷价差变化。目前，北京、上海、天津、山东、广西、河北、贵州等地的峰谷价差相对其第三产业GDP占比仍处于较低水平，未来价差或迎来进一步增长；而重庆、湖南、广东、海南峰谷电价比值已超过1:4，预计未来增长受限。上海、湖南、吉林、安徽、河北等地第三产业增速较快，可一定程度预示未来短期的峰谷价差拉大情况。-60%-20%20%60%100%山东上海湖南吉林西藏山西陕西河南海南甘肃浙江河北福建安徽广西湖北广东新疆2023-062023-052023-04图表：各地第三产业GDP占比与峰谷价差关系图表：2023年二季度第三产业新增户数同比（%）哪些省市具备迸发可能？3625013312589848474625958565251514839393430292721201614120%20%40%60%80%100%050100150200250300广东上海山东江苏河南浙江河北湖北四川辽宁福建北京陕西安徽江西湖南广西贵州天津重庆山西甘肃黑龙江吉林新疆海南代理购电量（TWh）代理购电占比（分母为21年工商业用电量）数据来源：国家发改委，北极星售电网、东吴证券研究所◆进一步推动电价市场化，对暂无法进入的由电网公司代理购电。21/10发改委印发深化燃煤上网电价市场化改革通知：取消工商业目录电价，工商业全部进入电力市场交易，对暂无法进入的用户由电网公司代理购电，12月起执行；此外，根据此通知和各地方政策，对以下3类企业施行1.5倍代理电价，迫使多数高耗能企业进入电力市场。◆代理购电峰谷价差高，工商储可套利空间大。目前我国工商业的购电方式主要分为代理购电和合约购电（进入电力市场）。其中代理购电的峰谷价差较高，23年6月平均价差达0.832元/kWh，工商储可套利空间大，已迸发四省均位列代理购电规模前列。图表：工商业用户可选的电价方案参与电力市场未直接电力市场电网企业发电企业发电企业（直购，多为大额）售电公司(中间商，多为小额)电力交易平台完成市场注册代理购电签订合约4电价方案购电关系电价机制代理电价电网代理向发电企业购电后统一售给企业各地电价统一，月调合约电价企业通过电力交易平台与发电/售电公司签订中长期合约合约非标（协商决定），1年期推动工商业用电市场化，代理购电峰谷价差较高图表：22年全国工商业代理购电量及占比（TWh，%）迸发四省位列代理购电规模前列参与1.5倍代理电价的企业划分标准1.直接参与市场交易，在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户2.拥有燃煤发电自备电厂，且由电网企业代理购电的用户3.尚未参与交易的由电网代理购电的高耗能用户图表：执行1.5倍代理电价企业的划分标准哪些省市具备迸发可能？37数据来源：国家发改委、广州电力交易中心，各省2022年统计年鉴、山东电力交易中心、东吴证券研究所◆合约电价峰谷价差较小，代理购电余量决定工商储需求。目前参与电力市场的企业通常与售电公司签订中长期合约+现货市场（目前试点为主）进行购电。以山东市场为例，当下合约构成包括分时/费率类，其中分时类日间价差极小，一般不超过0.4元/kWh，套利经济性较弱，而费率类基于现货市场结算，目前电量占比仅为10%左右，占比不高套利空间较小且波动大。因此，参与代理购电的企业配储经济性更高，而目前上海、山西、湖南、广东等地高耗能企业占比较低，参与代理购电的企业更多，工商储空间更大。4图表：22年各省高耗能企业产值占比（与工业总产值相比）0%10%20%30%40%50%60%青海海南云南内蒙古宁夏河北辽宁福建甘肃山东河南江西广西湖北陕西安徽浙江黑龙江江苏贵州重庆湖南广东天津四川山西上海吉林北京纺织业造纸和纸制品业石油、煤炭及其他燃料加工业化学原料和化学制品制造业化学纤维制造业橡胶和塑料制品业非金属矿物制品业黑色金属冶炼和压延加工业有色金属冶炼和压延加工业若无工业产值占比数据，则用该省某行业总资产/该省工业总资产代替合约电价峰谷价差较小，代理购电余量决定工商储需求图表：山东典型合约电价套餐（上），分时类-峰谷电价图（下）合约模式电价构成分时类-峰谷价差费率类-收费标准标准分时类（90%电量）+费率类（10%电量）0.3778元/kWh以现货市场用户侧各时段实时结算价格作为基准价格，调整系数为105%混合分时类（100%电量）0.395元/kWh-单位：元/MWh188.9377.8566.7哪些省市具备迸发可能？38数据来源：《全国节能服务公司名录》，东吴证券研究所参与方：企业自投占比低，节能服务商迸发助推◆工商储多数为能源服务企业投资。根据23年至今公布的备案项目，工商储自投比例仅15.3%，多数为第三方能源服务企业，被列入节能服务公司名录的占18.5%。◆节能服务企业迎迸发增长，数量多的地区利好工商储装机。节能服务商通过提供合同能源管理方案进入市场，22年节能服务商同增达40%，江苏、山东、广东、河南、河北等地数量较多，而海南、重庆、湖北节能服务商较少解释了其峰谷价差较大而装机未迸发的原因。节能服务公司名录中企业18.5%其他公司能源服务企业40.0%未知26.2%企业自投15.3%能源服务企业58.5%04008001200江苏山东广东北京浙江上海河北河南福建安徽湖南湖北辽宁四川山西天津陕西内蒙古广西黑龙江江西重庆新疆吉林海南甘肃云南贵州宁夏海南西藏61376439654770408725121940%10%20%30%40%0400080001200016000201720182019202020212022企业数量（家）同比增速（%）5图表：23年1-6月公布的工商储备案项目投资方（上）节能服务企业数量及增速（下）图表：22年底各省节能服务企业分布哪些省市具备迸发可能？39数据来源：国家电网，各地政府官网，Wind，统计局，电查查等，东吴证券研究所测算华中、华东区域得天独厚，有望贡献新增量◆我们认为湖南、河南、湖北、上海四地工商储土壤优渥，有望贡献市场新增量。四地目前峰谷价差已可支持不错的储能经济性，同时高耗能企业GDP占比小（参与代理购电企业多），购电需求大，待政策端辅以引导，供给端完善能源服务，我们预计将会迅速起量、迎来迸发。图表：主要省市工商业储能发展优劣势6省份所属区域两充两放可行性一充一放IRR超5%两充两放IRR超10%峰谷价差拉大可能性放电补贴容量补贴投资补贴高耗能企业GDP占比电力自给率节能服务商数量优势劣势湖南华中√√√√22.92%74.20%398高经济效益，政策激励前景广阔区域服务商较弱，价差上升可能性小河南华中√√√33.57%81.60%549湖北华中√√29.85%112.80%341上海华东√√17.32%51.60%737高购电需求，高耗能企业占比低，区域服务商数量充足政策补贴暂未覆盖重庆西南√√√√22.98%68.00%190中等经济效益，政策激励丰富区域服务商弱四川西南√20.80%134.40%333安徽华东√√28.36%104.70%416天津华北√√√22.04%74.60%268政策补贴覆盖，价差有上升趋势用电需求较弱，区域服务商弱北京华北√√7.28%35.10%944区域服务商充足，高耗能企业占比低，高购电需求经济效益较低吉林东北√√15.48%116.40%133高经济效益用电需求较弱，区域服务商弱海南华南√√√53.99%91.40%34山西华东√√20.64%152.60%292价差上升趋势大经济效益偏弱，需待迸发时机河北华北√39.19%79.60%639贵州西南√26.04%125.20%89哪些省市具备迸发可能？长期空间：电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚数据来源：中电联、《新型电力系统调节能力提升及政策研究》、东吴证券研究所411•主要手段：强制配储比例/时长•发展瓶颈：收益率受限，已建项目利用率仅为26%，辅助服务机制不完善电源侧•主要手段：独立/共享储能电站•发展瓶颈：规模电站安全性存在隐患，参与电力市场机制尚不完善电网侧•主要手段：工商业储能•推进方式：电价改革、峰谷价差等用户侧总体要求：2025年灵活调节电源占比达24%左右储能系统煤电改造跨省输电需求响应能源利用率等…电源侧、电网侧起步较早而遇发展平台期。完善市场机制将压力传导至用户侧，以实现2025年灵活调节目标6%24%25%26%27%28%29%30%32%35%0%10%20%30%40%20162017201820192020202120222023E2024E2025E灵活电源装机占比可再生能源发电全社会用电量占比长期逻辑：25年灵活调节电源占比达24%左右◆电源侧政策指引乏力，导入市场机制激励用户侧参与灵活调节电源建设。随新能源发电量占比提高，《“十四五”现代能源体系规划》要求25年灵活调节电源占比达24%左右。对于储能而言，电源侧发展迅猛中也显现出强制配储、辅助机制等政策调节的乏力。因此发改委导入分时电价机制，为用户侧配储提供经济性支持，实现灵活调节目标的同时也协助解决需求响应、电网堵塞等问题。图表：灵活电源需求随可再生能源发电占比上升电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚数据来源：EUROSTAT、IEA、Wind、《市场化环境下的需求侧响应策略研究》、东吴证券研究所420%30%60%199419961998200020022004200620082010201220142016201820202022第一产业第二产业第三产业17%0%20%40%60%80%100%第一产业第二产业第三产业图表：产业结构GDP占比变化图表：各产业结构用电量占比长期逻辑：产业升级必经之路，平滑负荷曲线重要支撑2◆我国三产用电占比逐年攀升，工商储建设可平滑负荷曲线。我国产业结构升级不断推进，12年后第三产业GDP超越第二产业，22年达48%，用电量占比随之逐年攀升，22年为17%。对比欧美发达国家，我国第三产业GDP占比、用电仍有上涨空间。我国正处于产业不断升级的发展周期，而第三产业用电波动最大，22年峰/谷比达1.65，在国家产业升级大趋势下，工商储作为负荷侧规模化代表，其发展重要性将逐步凸显。图表：2021年发达国家用电量占比（百分比为商业/工商业）0%20%40%60%80%100%美国德国法国西班牙意大利工业商业居民运输54%39%40%36%36%电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚3数据来源：发改委能源局、Wind、东吴证券研究所◆以代理购电为过渡，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。继21/10国家叫停目录销售电价后，23/1发改委再次发文鼓励10kV及以上工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电范围。同时，全国多地试点电力现货市场，探索中长期市场与现货市场的衔接。未来，我们预计中长期稳定电价/规避风险+现货反映竞争/市场定价的电力体系将逐步形成。长期逻辑：构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系图表：工商业购电方式图表：工商业代理购电占比（TWh，%）9.5%8.4%8.1%11.2%13.6%11.7%7.3%11.5%14.2%16.3%14.8%11.0%9.4%9.1%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%01000020000300004000050000600007000080000900001000002022/4/12022/7/12022/10/12023/1/12023/4/1代理购电（TWh）占比购电方式交易方价格发展现状电网直供电网目录销售电价21/10停止代理购电电网代理购电电价峰谷价差拉大向市场交易过渡现货交易市场参与者现货价格地区试点中长期交易发电公司合同电价广泛使用售电公司优惠电价/保底电价等期货交易市场参与者期货价格探索期自发自用//分布式光伏风电稳步增长23/1发改委：逐步缩小代理购电范围电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚43发展状况：推广程度低，商业模式单一。→制定分时电价，给予企业暂时经济性推动商业模式推广。发展状况：商业模式成型，装机起量。→装机起量带动负荷曲线平滑，峰谷价差相应降低（退补）。盈利水平下降的同时，激发商业模式创新，吸引更多玩家入局。发展状况：技术成熟，普及程度高，衍生新型商业模式贡献收益。→虚拟电厂等模式创新成为新的竞争因素，刺激更多需求的同时带动软件、物联网等产业链上下游分支持续发展。数据来源：东吴证券研究所整理44长期逻辑：类比光伏，从政策支持到产业链协同4发展状况：高成本，技术壁垒限制。→出台光伏补贴实现暂时经济性，刺激装机和技术进步。发展状况：技术突破，成本降低。→补贴退坡，引导进一步降本增效和市场化发展。发展状况：规模化显著，竞争激烈。→激发全产业链降本增效，技术迭代，持续高速发展。阶段一：政策支持阶段二：市场化推进阶段三：产业链协同终极目标：新能源发电占比提高，实现双碳目标。阶段一：政策支持阶段二：市场化推进阶段三：产业链协同终极目标：全面电力现货交易，完善电网灵活性配置光伏工商储◆我们认为：国家推动工商储的目的是促进负荷侧承担部分电网灵活性调节责任（同时也可解决高峰期电网通道堵塞问题），从而在整体电力体系上实现降本增效。◆当前，工商储处于发展初期，需要“固定式峰谷价差”作为“政策支持”，类比光伏，工商储将经历政策支持-市场化推进-产业链协同三大阶段，最后走向平价。我们预计在未来随储能降本增效支撑灵活性调节能力构建后，电力市场将走向完全市场化，相应的“固定式峰谷价差”将降低/退出，开启用户侧自主能源平价时代！图表：对标光伏发展历程定位工商业储能发展阶段电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚长期逻辑：虚拟电厂为工商储发展带来新空间5数据来源：各省政府网站、东吴证券研究所图表：虚拟电厂参与方图表：各地区虚拟电网政策◆虚拟电厂：更灵活、智慧的电力结构。区域性展现“灵活”特征，先进控制工具展现“智慧”优势，虚拟电厂成为电力结构未来发展方向，各地政策不断推动，增长空间巨大。◆工商储是虚拟电厂“源荷”两侧的重要参与者。工商储同时参与源荷两侧，相较户储，工商储项目规模大、充放电稳定、易于管理。虚拟电厂能够以其智慧性和规模效应实现工商储更大经济性，同时形成合理利润分配方式，吸引更多工商业主加入。我们预计未来虚拟电厂商业模式逐渐定型后，有望规模化带动小微工商业安装储能，提供量增支持。地区时间文件关键词全国2021/3《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》进一步加强全国2022/1《“十四五”现代能源体系规划》开展示范内蒙古2022/2《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》发展河北2022/4《河北省“十四五”新型储能发展规划》鼓励湖北2022/5《湖北省能源发展“十四五”规划》探索上海2022/7《上海市碳达峰实施方案》开展示范全国2023/5《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》支持广东2023/6《广东省促进新型储能电站发展若干措施》开展试点电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚45数据来源：BNEF、电查查、北极星售电网，东吴证券研究所测算46工商储迎来迸发，2025/2030年新增装机可达15.9/100+GWh6◆短期看，峰谷价差进一步拉大+补贴政策完善，将带动工商储需求迸发。我们预计2023/2025年工商储新增装机达4.1/15.9GWh，2022-2025年CAGR约158%。长期看，能源结构调整方兴未艾，虚拟电厂带来边际增量，工商储空间广阔，2030年新增装机容量可达100GWh+。图表：工商业储能市场空间测算电力市场化趋势下，工商储云海浩瀚2022A2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E第二产业用电量（TWh）5700.158716106635066046868714373577578第二产业用电量增速（%）1.3%3%4%4%4%4%4%3%3%第三产业用电量（TWh）1485.915601654177019112064222924302648第三产业用电量增速（%）4.4%5%6%7%8%8%8%9%9%工商业合计用电量（TWh）7186743177608120851589329372978710227工商业合计用电量增速（%）2%3%4%5%5%5%5%4%4%满足强经济性的省市（个）259121517192123满足省市：工商业用电量合计（TWh）1281.82762.23344.13680.34393.54715.95195.45590.45979.7满足省市：代理购电量占比（%）26.5%21.8%23.1%21.4%17.9%15.0%11.8%8.4%4.7%满足省市：市场购电量占比（%）73.5%78.2%76.9%78.6%82.1%85.0%88.2%91.6%95.3%其中：代理购电配储渗透率0.7%1.0%1.8%3.7%6.8%13.0%23.0%40.0%70.0%其中：市场购电配储渗透率0.03%0.04%0.05%0.07%0.10%0.18%0.38%1.00%2.50%工商业储能累计装机容量（GWh）2.796.8815.2231.1457.0899.00157.89238.98339.85工商业储能新增装机容量（GWh）0.934.088.3415.9225.9441.9258.8881.10100.87增速（%）180%338%104%91%63%62%40%38%24%产业链：百舸争流，借海扬帆奋楫者先48◆工商储相比大储的集成度高，主流产品容量约200KWh。中小型工商业采用储能一体柜，大型则采用储能集装箱，国内主流产品容量170-220kWh，同时搭配70-110kW的功率配置，而出口的工商储多以300+kWh产品为主。◆工商储电池基本与大储无差别，二者产线可相互切换。工商储和大储电池均选用280Ah铁锂电芯，电池产线可相互切换。大储集成商采购规模大，议价权更高，因此相比工商储采购价格更低。数据来源：各公司网站、东吴证券研究所百舸争流，借海扬帆奋楫者先图：工商业储能代表产品企业产品额定功率（kW）电池系统容量（kWh）傲普能源科技Ocube50-184100-368阿诗特LABEL100200比亚迪OSN-P120B274-U-R1M01120240采日能源CUBE100-186232-372电气国轩SMART-ONE75-100159-221南瑞继保PCS8812PB93-186372华为LUNA2000100194弘正储能智慧储能一体柜60126华峰储能工商储一体（分体）机30-25090-645海博思创液冷户外柜100-186232-372奇点能源eBlock100-186200-372零探智能Tensorpack100200美克生能源积木式储能100215迈格瑞能户外柜式储能系统30-150100-200宁德时代Enerone186372南都电源Edge116-553233-553融和元储天禄100≥200时代星云液冷工商业储能系统60-100200-206沃太能源液冷户外柜186373新艾电气SINY-BANK105＞200兴储世纪Scopio30-500100-1500阳光电源PowerStack/分布式风冷储能系统50-250100-1070亿兰科户外柜式储能系统50-100100-200工商储相比大储集成度高，电池产线可以相互切换1图：工商储（上）大储（下）系统结构对比49◆大容量电芯正成为厂商间重要竞争策略，储能技术进入新变革周期。大容量电芯可减少集成部件，从而降低成本，同时保持长循环寿命，降低全生命周期的度电成本。随着市场降本增效需求的推动，储能电池开始走进专业化深水区。数据来源：Wind、东吴证券研究所表：储能电池技术趋势电池技术趋势优势难点大电芯能量/功率提升、符合政策要求电芯鼓胀问题、散热变差高电压呼应光伏系统、能量密度、转换效率、集成度提升电池系统及部件等需要完善水冷/液冷冷却效果提升成本提升调频1C安全性高成本提升CTP集成化能量密度提升单体电芯性能要求提升钠离子电池（非替代）成本低能量密度、循环寿命差技术趋势：电芯大容量方向演进，新技术应用层出不穷2百舸争流，借海扬帆奋楫者先50数据来源：百川，SMM，溧阳中联金，东吴证券研究所◆锂价回落进一步储能经济性，铁锂电芯成本预计回归0.35-0.40元/Wh。锂价目前已回落至25-30万元/吨，铁锂电芯成本降至0.45-0.50元/Wh，进一步提升储能经济性，我们预计未来锂价有望回落至10-15万元/吨，对应成本降至0.35-0.40元/Wh。图碳酸锂现货价格（万/吨）碳酸锂价格场景30万/吨20万/吨10万/吨电芯原材料成本单位用量单位单位价格单位成本单位价格单位成本单位价格单位成本/GWh万元/wh万元/wh万元/wh正极材料2016t9.80.207.40.154.80.10正极导电剂（AB）31t18.00.0118.00.0118.00.01正极黏贴剂PVDF40t16.00.0116.00.0116.00.01分散剂（NMP）8t4.00.004.00.004.00.00正极集体流(铝箔）420t2.00.012.00.012.00.01负极（石墨）980t3.50.033.50.033.50.03负极粘结剂(SBR)40t20.00.0120.00.0120.00.01负极粘结剂(CMC)40t4.90.004.90.004.90.00负极集流体(铜箔)790t3.00.023.00.023.00.02电解液1570t5.00.085.00.085.00.08隔膜（湿法涂覆）2100万m22.00.042.00.042.00.04壳体&辊压膜等1套0.10.050.10.050.10.05电芯材料成本合计(元/wh)0.460.410.36BOM成本(元/wh)0.660.610.55表磷酸铁锂单位成本测算2122232425220/0120/0520/0921/0121/0521/0922/0122/0522/0923/0123/05百川电池碳酸锂氢氧化锂SMM百川工业级碳酸锂锂价回落提升储能经济性，电芯成本回归0.35-0.40元/Wh3百舸争流，借海扬帆奋楫者先51◆钠电池放量后具备成本优势，未来成为铁锂有效补充。钠电池原材料来源广泛，其中聚阴离子体系兼具成本和循环优势，放量后成本预计0.25-0.30元/Wh，比铁锂低30%+，循环可达8000次以上，成为工商储未来有效补充。24年钠电成本开始低于铁锂，降至0.4元/Wh，25年循环性能突破8000次，与铁锂储能性能持平，26年进入大规模放量阶段，需求预计达140gwh左右，其中储能需求80gwh。数据来源：《钠离子电池科学与技术》,GGII，东吴证券研究所测算钠电材料端优势显著，远期电芯成本预计0.25元/Wh4百舸争流，借海扬帆奋楫者先221%97%83%214%89%69%0%50%100%150%200%250%2023年2024年2025年层状氧化物聚阴离子EE图钠电相对BOM成本/LFP图表钠离子电池需求空间测算单位20222023E2024E2025E2030E核心假设常温循环（储能）次3,5005,0006,0008,00011,000钠离子电芯成本（层状）元/Wh0.650.500.400.380.34钠离子电芯成本（聚阴离子）元/Wh0.550.450.360.340.29磷酸铁锂电芯成本元/Wh0.570.430.410.390.35磷酸铁锂溢价（层状）%-12.3%-14.0%2.1%2.1%1.1%磷酸铁锂溢价（聚阴离子）%3.6%-4.4%13.5%13.5%18.2%钠电储能渗透率%0.0%0.2%1.0%3.0%20.0%空间测算钠离子电池渗透率%0.0%0.2%1.3%2.7%8.0%钠离子电池需求空间GWh021957547yoy%1257%947%207%33%钠电两轮车需求空间GWh0161525钠电电动车需求空间GWh0192576钠电储能需求空间GWh00417447钠离子电池市场空间亿元110992802154yoy%937%882%182%28%钠电正极需求万吨00414131钠电负极需求万吨002771钠电电解液需求万吨003988钠电隔膜需求亿平00413120钠电铝箔需求万吨002547E52◆电池厂商加速布局，23年供需维持紧平衡，宁德时代优势明显。我们预计23年有效供给达280-300gwh左右，23年储能行业需求达220-230gwh左右，行业基本维持紧平衡，其中宁德时代优势明显，全球市占率预计维持35%。数据来源：Wind、东吴证券研究所图表：2022-2023年全球储能电池出货分布（GWh）图表：2022年全球储能电池占比（%）宁德时代35.3%比亚迪8.5%韩国SDI7.1%亿纬锂能7.1%瑞浦新能源7.1%国轩高科4.6%鹏辉能源4.2%韩国LGES3.5%海辰储能3.5%南都电源2.8%派能科技2.5%日本松下1.4%ATL1.1%中创新航1.1%远景能源0.9%欣旺达0.7%中天科技0.7%海基能源0.4%天津力神0.6%其他7.1%全球储能电池出货量（GWh，东吴证券研究所预测）公司2022E同比2023E同比宁德时代50.0199.4%90.080.0%比亚迪12.0140.0%30.0150.0%韩国SDI10.017.4%15.050.0%亿纬锂能10.0390.9%35.0250.0%瑞浦新能源10.01900.0%20.0100.0%国轩高科6.530.0%15.0130.8%鹏辉能源6.0224.0%15.0150.0%韩国LGES5.0-34.2%7.040.0%海辰储能5.02400.0%20.0300.0%南都电源4.0100.0%8.0100.0%派能科技3.5127.2%8.0128.6%日本松下2.035.0%4.0100.0%ATL1.562.0%3.0100.0%中创新航1.5123.9%5.0233.3%远景能源1.230.0%5.0315.4%欣旺达1.0900.0%4.5350.0%中天科技1.030.0%1.9100.0%海基能源0.566.7%1.5200.0%天津力神0.962.0%1.566.7%其他10.0100.0%15.050.0%合计141.6129.7%304.4115.0%储能电芯格局：宁德时代一骑绝尘，各路玩家扩产加速5百舸争流，借海扬帆奋楫者先53表：储能电池出货占比测算◆工商储需求亟待迸发，23年预计出货8GWh。目前电池厂储能出货以大储、户储为主，工商储规模相对较小，我们预计23-25年宁德时代储能出货85/144/237GWh，比亚迪35/50/70GWh，亿纬锂能33/53/87GWh，鹏辉能源14/22/34GWh，派能科技7/12/17GWh。数据来源：东吴证券研究所测算单位：GWh20222023E2024E2025E宁德时代储能电池出货量4785144237动储出货量合计289412590866占比16%21%24%27%比亚迪储能电池出货量10355070动储出货量合计96183261340占比10%19%19%21%亿纬锂能储能电池出货量12335387动储出货量合计4296155255占比28%34%34%34%鹏辉能源储能电池出货量6142234动储出货量合计7162537占比82%88%89%91%派能科技储能电池出货量471217动储出货量合计471217占比100%100%100%100%储能电池弹性测算6百舸争流，借海扬帆奋楫者先54◆新增独立工商储产线，原有领域资源助力各厂商核心竞争力。工商储客户较多为工业园区等客户，因此有别于户储（重经销商渠道）及大储领域（看招标），工商储领域厂商项目资源获取能力为竞争核心要素。数据来源：公司公告、公司官网、东吴证券研究所百舸争流，借海扬帆奋楫者先图表：各厂商工商储产品布局企业原有主要领域产品布局阳光电源大储PCS及系统集成、户储并/离网型PowerStack工商储系统，产品高度集成，模块化设计支持并联，方便系统扩展锦浪科技户储PCS定位独立第三方储能PCS供应商，工商储新品包括针对中小型工商储场景的并离网光储一体机及针对大型工商储场景的模块级储能PCS固德威户储PCS、一体机PCS及电池均有布局，23年铺垫阶段，24年放量增长。2023年公司工商储产品处于铺垫阶段，主要有ETC、BTC系列PCS及LynxC系列工商储电池德业股份户储PCS、一体机公司目前拥有20-50KW储能PCS产品，同时针对国内与海外工商业屋顶将推出100KWPCS新品，加速国内工商储布局，同时推出“夏”系列储能电池进行自配套；23年预计公司工商储出货10万台，出货量领先同业。禾迈股份微逆、户储公司产品主要以微逆及户储为主，在发力户储同时逐步拓展大储及工商储布局昱能科技微逆、户储公司通过子公司领储宇能布局工商储，具丰富设计研发与开发经验，提供EMC及业主自投两种合作模式，拥有AES215风冷及AES400L液冷工商储系统及PCM900K100KW储能PCS首航新能户储公司拥有BTS系列和GTX系列共计12种储能电池产品，产品种类丰富：BTS系列电池全模块化，容量扩展灵活；GTX系列支持并机扩容。储能逆变器方面有HYD系列产品，功率覆盖5-20KW。科士达户储公司与宁德成立合资子公司时代科士达，拥有KESS工商储一体机产品，加快海外自有品牌产品认证。各逆变器厂商纷纷横向拓展工商储市场755◆一体机趋势明显，工商储新产品、新认证、新产线。目前储能一体机趋势明显，如阳光、固德威、德业、艾罗等均外采电芯自制电池包与自有储能逆变器配套；工商储需求迸发在即，原有大储及户储领域玩家均拓展业务逐步布局工商储，但针对不同市场的新品推出均需完成市场相关认证才可顺利推行，同时因产品存在一定差异，逆变器厂家均新设工商储产线用于生产制造。数据来源：公司公告、储能新纪元、东吴证券研究所百舸争流，借海扬帆奋楫者先图表：各国家或地区相关认证图表：各厂商均布局电池包业务企业电芯电池包电池包用途阳光电源外采自制自配套锦浪科技无无无固德威外采自制自配套德业股份外采自制自配套艾罗能源外采自制自配套且储能逆变器不开源科士达外采自制外售及自配套国家或地区认证体系中国CQC美国UL欧盟CE德国TUV、VDE澳大利亚AS日本JISC一体机趋势明显，新产品、新认证、新产线8数据来源：公司官网、东吴证券研究所56工商业集成及运营：需求由第三方企业开发，多种渠道资源9◆储能集成及运营商玩家众多，多种渠道资源推动企业拓展工商储。目前我们虽看到工商储市场蓬勃兴起，但工商业企业对工商储认知不够，当前市场并不是需求自发形成，集成及运营商较多担任开发商的角色，开发需求、推动工商储发展，较多企业布局工商储集成与运营业务。表：工商储企业概况百舸争流，借海扬帆奋楫者先储能电池逆变器BMS、EMS温控消防等集成EPC阳光电源、德业股份固德威、科士达禾迈股份、盛弘股份首航新能、科华数能艾罗能源、古瑞瓦特禾望电气等昱能科技、科林电气等苏文电能、芯能科技等工商业用户上游中游下游应用公司渠道优势芯能科技原有工商业光伏业务客户部分存在配储需求因此存在渠道复用优势盛弘股份工商业储能与充电桩和工业配套电源业务共用70%-80%客户，渠道共用；科林电气电网二次设备供应商，源网荷储产业链资源积累，全国各地渠道布局广。苏文电能瑞浦向公司推荐高能耗企业，推进大储及工商储合作，受江苏补贴推动及与瑞浦合作储备项目超预期表：公司渠道优势数据来源：公司官网、公司年报、东吴证券研究所57盛弘股份：深耕储能PCS，布局储能系统集成◆新老业务渠道共用，加码工商储，储能领域全场景覆盖。公司主业为电能质量设备，新增长曲线为储能及充电桩业务；储能覆盖大储及工商储，工商储主要业务为工商储PCS及系统集成，客户方面原主业工业配套电源业务及充电桩新业务与工商储客户重合度高，存在渠道共用优势；公司22年工商储出货不到100MW，23年预计增至400-500MW，主要为欧美海外市场，其中约50%为储能PCS。表：工商业储能产品相关参数产品型号参数优势应用图片参考储能集装箱系统SaturnS30交流功率范围20KW、30KW、15kW；电池容量240KWh；电池串电压范围140V-750V一体化设计高度集成；兼容不同品牌的电池；NEMA3R/IP54额定值易于安装与大多数锂离子电池系统兼容SES-90K-NA/EX直流侧充放电电压范围200V-750V；PV侧最大输入电压830V；交流侧额定输出功率30KVAn可选备份模块;一体化设计，高度集成；NEMA3R/IP54额定值易于安装与大多数锂离子电池系统兼容储能变流器PWS2-30P-CN额定交流功率20KVA；最大直流功率33KVa；直流电压范围150-750Vdc无易损件，模块化可N+1冗余；支持与BMS，EMS系统联动系统；支持铅酸电池/锂电池/钠离子电池全面覆盖30KW-MW级工商业需求PWS1-100M额定输出功率100kVA；最大直流功率110kW:直流电压范围630-900V三电平模块化设计，双向能量转换；兼容横向/竖向放置；模块化可N+1冗余；支持与BMS，EMS系统联动适用于工商业一体化Block解决方案PWS150-250K额定交流功率50-250KW；额定电网电压400V±15%；直流电压范围500-850/600-900采用模块化设计理念，配合STS，可实现并离网无缝切换；可完美适配铅酸电池、锂电池、LFP，NMC、流体电池、超级电容器等多种类型电池。工商业储能百舸争流，借海扬帆奋楫者先10数据来源：公司年报、公司官网、东吴证券研究所58芯能科技：工商业光伏领先者，客户协同享渠道复用优势◆工商业光伏领先龙头，下游客户重合存在渠道复用优势。公司主业为工商业光伏电站开发，客户拓展来源：1）省外当地人脉资源介绍；2）高管人脉进行资源换取；3）当地招聘总监进行市场开拓；4）原有客户介绍新客户，23年预计累计并网900MW+；依赖原有主业公司拓展进入工商储市场，原有工商业光伏业务客户部分存在配储需求因此存在渠道复用优势，公司为工商储运营商，外采电芯及PCS等设备，收益来源于峰谷套利，截至23年3月公司已落地4个用户侧分布式储能项目。产品型号250kW/500kWh500kw/1MWh1MW/2.5MWh直流参数电池容量约430kWh约1MWh约2.5MWh电池簇数量2512最大直流电压1000vdc1000Vdc1500Vdc并网输出特性额定输出功率250kW550kW1000kW最大输出功率275kW550kW1100kw离网输出特性额定输出电压400Vac400Vac400Vac最大输出电流397A794A15884效率储能变流器效率97.20%97.60%99.03%电池效率94.00%94.00%94.00%基本参数PCS冷却方式温控强制风冷温控强制风冷温控强制风冷电池冷却方式空调冷却空调冷却空调冷却表：分布式储能系统产品系数图：浙江芯美生物园区网荷光储充智能微网项目百舸争流，借海扬帆奋楫者先11数据来源：公司公众号、wind、东吴证券研究所苏文电能：深耕电力领域，布局工商储EPCO◆与瑞浦携手布局工商储领域，在手订单5亿元。公司深耕电力领域，主业为电力设计咨询、电力设备供应、电力施工及智能用电服务的EPCO，公司与新客户洽谈总包项目同时亦商谈屋顶光伏项目因此逐步拓展分布式光伏业务，并逐步拓展至储能；储能产品方面公司PCS自产，电芯外采，23年2月与瑞浦签署合作协议，瑞浦向公司推荐高能耗企业，推进大储及工商储合作，受江苏补贴推动及与瑞浦合作储备项目超预期，上半年已完成年初目标，全年订单交付预计达5亿元。图：“黄河”系列工商储系统表：22年4月定增募资扩产储能相关产能时间项目金额产品类型2022年4月智能电气生产基地8.58亿元关键零部件、成套设备制造等电力电子设备及储能技术研发中心5.22亿元储能变流器PCS、逆变器、预制舱式储能电站、光伏储能一体化成套设备、有源滤波电力电子装置等百舸争流，借海扬帆奋楫者先12数据来源：公司官网、公司公告、东吴证券研究所60科林电气：优质电力设备供应商，加码布局工商储EPC图：智慧微电网储能集装箱◆布局大储加码工商储，23年预计完成10MWh项目。公司主业为电网配用电设备、高低压开关柜及成套设备，原有主业公司与电网及政府合作较为紧密，因此一定程度利好公司大储拿单推动公司储能发展，同时公司横向拓展逐步加码工商储EPC，其收益主要来源于峰谷套利获得的利润共享，产品方面除储能电芯外采外其余基本自产；截至2023年6月，公司工商业储能在手订单5MWh，预计23年全年项目开发10MWh。图：公司自研EMS系统百舸争流，借海扬帆奋楫者先13投资建议及风险提示62数据来源：Wind、东吴证券研究所投资建议◆投资建议：国内工商储经济性凸显，23年开启加速发展。随峰谷价差持续拉大、补贴政策逐步健全，苏鲁浙粤率先迸发，全国多地已具备可观经济性。长期来看，电力市场化、虚拟电厂为工商储发展带来可持续性支撑。看好：1）开发商：推荐南网储能、关注芯能科技、苏文电能、科林电气等；2）集成&PCS：推荐盛弘股份、阳光电源、固德威、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、昱能科技等；3）电池：推荐宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源、派能科技、关注南都电源等；图：盈利预测（截至2023年9月2日）板块证券代码名称总市值（亿元）股价归母净利润（亿元）PE评级总股本来源2023E2024E2025E2023E2024E2025E（亿股）集成600995.SH南网储能3141012.414.218.8252217买入32.0东吴603105.SH芯能科技71142.63.44.3272116未评级5.0Wind603050.SH科林电气34152.12.84.116128未评级2.3Wind300982.SZ苏文电能74364.66.28.016129未评级2.1WindPCS300274.SZ阳光电源149210092.0120.0150.1161210买入14.9东吴300763.SZ锦浪科技2967414.322.330.2211310买入4.0东吴605117.SH德业股份3939124.033.645.216129买入4.3东吴688390.SH固德威23613616.324.733.514107买入1.7东吴688032.SH禾迈股份2192638.013.619.1271611买入0.8东吴688348.SH昱能科技1471323.55.47.5422820买入1.1东吴002518.SZ科士达1793010.615.820.417119买入5.9东吴300693.SZ盛弘股份98324.46.68.7221511买入3.1东吴300827.SZ上能电气109314.26.89.8261611未评级3.6Wind002335.SZ科华数据148327.09.412.5211612未评级4.6Wind电池300750.SZ宁德时代10393236468.6632.3856.6221612买入44.0东吴002594.SZ比亚迪7252249295.7419.8525.3251714买入29.1东吴300014.SZ亿纬锂能10024952.974.7105.619139买入20.5东吴300068.SZ南都电源134158.212.517.316118未评级8.7Wind688063.SH派能科技24013711.015.122.5221611买入1.8东吴300438.SZ鹏辉能源160356.59.212.9251712买入4.6东吴63风险提示◆竞争加剧：工商储仍处于行业发展初期，新进入者较多，竞争激烈，或压缩公司盈利空间。◆政策不及预期：代理购电模式下的峰谷价差、需求侧响应、放电/容量补贴等政策为工商储发展重要推力，若政策支持力度下降，或减弱工商储发展积极性。◆虚拟电厂推广不及预期：虚拟电厂为工商储长期发展重要支撑，但国内运行模式仍处于试点阶段，若发展进度不及预期，工商储发展可持续性将受影响。◆原材料价格波动：碳酸锂、IGBT分别为储能电池、储能PCS重要原材料，若未来需求迸发，原材料供给不足，或将导致价格上涨，影响工商储项目经济性，阻碍装机增长。6464东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本研究报告仅供东吴证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司及作者不对任何人因使用本报告中的内容所导致的任何后果负任何责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本报告的版权归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。经授权刊载、转发本报告或者摘要的，应当注明出处为东吴证券研究所，并注明本报告发布人和发布日期，提示使用本报告的风险，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。未经授权或未按要求刊载、转发本报告的，应当承担相应的法律责任。本公司将保留向其追究法律责任的权利。东吴证券投资评级标准:投资评级基于分析师对报告发布日后6至12个月内行业或公司回报潜力相对基准表现的预期（A股市场基准为沪深300指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普500指数，新三板基准指数为三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）），具体如下：公司投资评级：买入：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准在15%以上；增持：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于5%与15%之间；中性：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于-5%与5%之间；减持：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于-15%与-5%之间；卖出：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准在-15%以下。行业投资评级：增持：预期未来6个月内，行业指数相对强于基准5%以上；中性：预期未来6个月内，行业指数相对基准-5%与5%；减持：预期未来6个月内，行业指数相对弱于基准5%以上。我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议。投资者买入或者卖出证券的决定应当充分考虑自身特定状况，如具体投资目的、财务状况以及特定需求等，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。东吴证券研究所苏州工业园区星阳街5号邮政编码：215021传真：（0512）62938527公司网址：http://www.dwzq.com.cn免责声明65东吴证券财富家园