2023工商业储能发展正当时.docx

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1、工商业储能发展报告2023摘要政策、经济性、能源安全推动工商业储能发展加速 政策端：电力源网荷储一体化，灵活发展用户侧新型储能，工商业储能政策支持力度加大。新型电力系统发展蓝皮书提出分散化需求响应资源进一步整合，用户侧灵活调节和响应能力提升至5%以上，促进新能源就近就地开发利用和高效消纳。 经济性：峰谷价差持续扩大，峰谷套利模式收益提升，现货市场有望再次提升工商业经济性。根据经济性模型测算，当前国内广东工商业储能IRR已超13%（仅峰谷套利部分），此外工商业储能还可显著降低需量电费，并通过虚拟电厂削峰填谷方式获得蝇。 能源安全诉求：冬夏高峰期高负荷企业“稳供电防限产”诉求，工商业储能实现降峰、

2、供电双保险。经济高速发展刺激电力需求加大，日内负荷波动性提高，尤其夏季用电高峰期，对高负荷用户限电限产以进行需求响应事件频发，工商业用户配储以保证生产连续性需求驱动因素增强。 一体化储能系统加速渗透，工商业产品趋向标准化供给侧新产品加速迭代，一体化储能系统渗透率有望提升：工商业储能一体机产品交直流系统一体化设计，减少直流电缆及开关，产品成本更低；并且标准化设计，系统性交付，无需定制化产品，现场施工调试快。随技术进步迭代，储能产品集成度提升，目前多数工商业储能企业均推出了一体化机柜。销售渠道建立核心壁垒，技术迭代铸就强者恒强 渠道优势成为工商业储能企业核心竞争力：工商业储能单个项目规模相对较小，

3、但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，因此具有广泛渠道布局及地域资源的企业或将率先实现突破。 工商储技术迭代更快技术壁垒成为护城河：工商业储能作为用户侧储能，主要目标客户为小工商业用户，对产品性能、寿命、运维等方面均提出较高要求，具有核心技术优势与研发能力赛道龙头更具竞争力。工商业储能行业概况 欧美：装机规模较小，成长空间广阔国内：仍处发展初期，装 机建设提速 工商业储能行业概况及发展 商业模式分析及IRR测算 储能企业产品及销售模式 市场空间及行业相关标的系统友好绿色电站I&源网荷储一 体化构建1.1 工商业储能行业概况 工商业储能系统COmmerCialan

4、dIndustrial(C&I)EnergyStorageSystems,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向运行。 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-IoMWh),介于户储及大储之间。图：源网荷各侧新型储能应用场景A番0取要负荷应急备用电源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

5、用模式包括：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。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。图：用户侧储能主要应用模式削峰填谷：需量响应：电力交易：离网备电：1.3 海外：欧美工商业光储主要政策梳理一美国：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

6、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SGlP针对非户储补贴（含工商业储能）0.18-0.36Who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。表：海外国家工商业储能政策国家光储减/免税光储补贴是否含工商业美国IRA:延长ITC十年不限高揄出抵免比例至30%部分州提供储能补贴（如加州SGI

7、P储能激励政策，户储0.15-0.5美/Wh;非户储补贴0.18-0.361Wh）含德国2023年起全国免除发电量所得税及19%VAT柏林等部分地区仍有储能!卜贴（柏林300欧元/kWh）.免除发电量所得税及VAT含容量不超过30KW的商业物业无提供安装费用110%的收入税抵免，从2023年起该比例将逐年退坡.含西班牙停止征收光伏发电自用税（7%）,最高减免购置费用20%的收入税。2021年可再生新能源的援助补贴为13.2亿欧元;其中针对储能补贴2.2亿欧元，户用可获70%的储能购置费用抵免。含资料来源：CPUC,seia,ibb,miteco,华福证券研究所1.4 欧美工商业储能当前装机规模

8、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QI装机69.1MW/203.3MWh,环比+44%+112%,同比+10/+43%;在美国大储与户储Ql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年预计完成的项目触至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%.图：德国储能装机数据图：美国储能装机数据HSSg ISS：,lsS年度总襄机情况（MWh ）嚓率（MW ISS生鳗机也至（MW LSS年蚩装机场奉W： 年度总囊

9、机功率（MW ）1.5 我国当前工商业储能发展仍处初期A2022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：用户侧储能二户用储能+广义工商业储能，广义工商业储能二分布式光伏配储+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）。图：CESA中国2022年新增电化学储能装机数据（GW）图：CNESA 2021年中国新增储能应用分类新能源+储能电源

10、侧辅助服务电网侧储能分布式及微网用户侧削峰填谷共享储能其他分布式光伏配储 峰谷价差套利现货交易需量电费管理需求1响应 工商业储能行业概况及发展 商业模式分析及IRR测算- 储能企业产品及销售模式 市场空间及行业相关标的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： 需求管理(Demandchargemanagement):利用储能电池系统，减少客户峰值电力需求及相关费用。 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。 自发自用(

11、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)。图：江苏省7月分时电价(元kwh )、工商业储能峰谷套利及需求管理资料来源：国家电网，合康新能，华福证券研究所102.2 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

12、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5MW10MWh园区工商业储能电站：建设总成本1500万元；表：工商业光储收入测算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%。 结果一：百峰时与夜间各放电一半，年节约电费159月兀 法里一苦仝斯修尚沛心在书为由港217TF假设：以光伏上网电价作为充电成本，放电电S中，峰时与夜间各一半储能设筋成本1300储能电（ kWh ）1500储能功率（MW）5储喇同（h ）2光伏平均上网电价（元ZkWh ）0.25峰时电价（kWh ）1.13夜间电价，以平时计（元/kWh ）

13、0.66放电深度（）75%系统能量效率90%循环寿命（次）6000储能单日充放电次数（天）1生命周期（年）16.44建设成本（万元）1500I设1 ：放电电中，峰时与夜间各一半每日节约电费（元）4356.79年节约电费（万元）159.02I设2 :放电电量中，均在峰时释放每日节约电费（元）5956.20罐腐方拈苏电网，华福证券研究所2卬判。2.3 工商业峰谷价差套利模式23.1 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

14、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。表：关于进一步完善分时电价机制的通知详细内:政策要求适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求,持续深化心体要求定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素.将系统供需紧

15、张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低完善峰谷电谷时段.促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动,以及净负荷价机制曲线变化特性。合理确定谷电价价叁。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，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过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。优化分时电各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现价机制建立尖峰电的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20$。价机制热