应用端工商业储渗透率可期，大储前途明朗

01工商业储能：成本优势提升，有望带动下游需求

工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。工商业储能系统主要包括PACK电池、PCS（储能变流器）、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）等。其大都一体化建设，多采取一体柜形式，工商业储能相较储能电站对系统控制水平要求较低，一些PCS同时具备BMS功能，EMS需设定系统充放电时间以达到能量管理目标。目前随着工厂用电量的增加，部分工商储的容量也能达到MW级别。

近年来，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。2021年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电价总水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，并要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。根据CNESA数据，2023年6月全国共计19个省份的最大峰谷价差超过0.6元/kWh，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达到1.347 元/kWh，超过第二名（海南省）约0.1元/kWh。

2023H1我国共有22个省份最大峰谷价差超过0.6 元/KWh，大部分省份的峰谷价差相较于去年同期在持续拉大。最大峰谷价差位列前五的分别是广东省（珠三角五市）1.352元/KWh、海南省1.099 元/KWh、湖北省0.985元/KWh、浙江省0.970 元/KWh、吉林省0.961元/KWh。

当前的储能电芯成本呈下降趋势。2023年以来碳酸锂价格大幅下滑，带动电化学储能成本降低。基于当前国内储能用锂电池只能采取磷酸铁锂电池，我们对其进行成本测算，相关假设包括：正极材料、负极材料、隔膜、电解液、集流体、结构件及其他项目的单位价格，其中电池级碳酸锂2023年6月26日报价29.80万元/吨。

工商业储能系统成本拆分。电芯成本为1.00元/Wh，占比约50%；PCS成本为0.15元/Wh，占比约7%；BMS、EMS等成本为0.26元/Wh，占比约13%；集装箱、线缆等成本为0.25元/Wh，占比约 12%；设计、施工等非设施部分成本为0.35元/Wh，占比约17%。

储能系统运营机制。以2022年广东省储能系统充放电策略为例。广东省每日用电高峰为14:00-19:00（其中尖峰电价在高峰段基础上提升20%，执行时间为每年7、8、9月以及单日温度超过35℃）。因此储能系统会在每日6:00-8:00低谷时段充电，在10:00-12:00高峰段放电；在12:00-14:00平段充电，在15:00-17:00高峰段放电。即该储能系统在低谷和平段时充电，在两个高峰时放电，达到每日两次的充放电，使系统效用最大化、缩短项目静态回收期。

工商业储能经济性测算核心假设。假定储能装机规模为10MW，用户侧使用时可使储能系统完全充放电，储能系统单位投资额为2元/Wh，每天充放电次数为2次，配储时长2h，运营周期为10年，峰谷价差为0.6元/kWh，其IRR约7.6%，预计6.7年可以收回投资。

我们认为，随着政策端的引导，未来各地峰谷价差将会进一步扩大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。进一步测算，通过对储能系统的敏感性分析，当储能系统的初始投资成本为2元/Wh、峰谷价差大于0.7元/kWh时，工商业储能项目的IRR可超15%。待行业成熟，初始投资成本为1.8元/Wh、峰谷价差为1元/kWh 时，储能项目的IRR可达26.6%，静态投资回收期仅为3.4年，此时项目盈利能力显著提升、流动性风险大幅降低。

随着峰谷价差持续拉大，工商业储能盈利能力加强，国内工商业储能发展加速。2022年，我国工商业储能新增装机规模365.2MW，装机累计规模达到705.5MW。

目前国内规模较大的工商业储能系统一体化公司包括阳光电源、阿诗特能源、时代星云、 沃太能源、奇点能源、正泰电源等。行业尚处发展初期，各公司处于探索阶段，未来新进企业可以通过融资、产品差异化开发、拓宽销售渠道和提升品牌形象等方式实现弯道超车。

目前我国工商业储能已经进入发展成长期，多地工商业储能项目投入使用。绍兴市新昌县“光储充”一体化充电站由光伏系统、储能系统以及充电桩三大系统组成。光伏系统集成在车棚棚顶，拥有8台60KW一体单枪式快充充电桩。上海新华科技园区175kW/500kWh储能系统，将所有设备集成于标准20英尺集装箱内，其中包含了：PACK 电池、PCS、BMS、 EMS以及消防系统。根据园区用电负荷变化结合当前的峰谷时间，调整储能系统充放电策略，充分利用削峰填谷机制，有效节省了园区电耗。

02大储：政策驱动行业发展，独立式前途明朗

大储是用于电源侧、电网侧及配电侧的大型储能设备，作用是：负荷调节和平滑新能源发电，弥补线路损耗，补偿配电侧功率，提升稳定能力。在当前国内双碳的背景下，国家能源局设立了目标，2023年风光累计装机规模达9.2亿千瓦的目标，其中新增装机容量约1.6亿千瓦（160GW）。2023年我国随着风电、光伏大基地项目逐步走入装机量爆发期，以配储 来消纳新能源发电，同样将带动储能产业的爆发。

政策强制配储驱动了大基地储能装机量提升，但目前配储对于风光发电站来说仍然是成本项，政策强制配储成为核心驱动力。从各地推出的强制配储政策要求来看，新能源配储比例一般在10%-20%，配储时长则多为2h。

独立式储能电站是指具备电力调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。

目前大储依靠强制配储尚未做到有盈利的模式，而独立储能因其共享的特性成为了政策主推方向。当前电源侧的储能系统实际利用率低下，独立式储能模式兴起并成为政策主推方向。

目前我国独立式储能项目最大业主仍为各大央企。由于盈利存在不确定性，同时很多项目是通过内部协调租赁的方式，独立式储能项目最大业主仍为各大央企。根据储能与电力市场数据，2022年中核汇能、中能建、中广核、华电、大唐等央企招标规模均达到GWh级别，国电投、国家能源集团、华润、京能等央企凭借多个大型独立式储能电站的招投标也达到1GWh以上，国润绿色能源、大连恒流储能等民企开发商也凭借地域资源优势建有一定规模。

从采购形式来看，2022年储能系统采购项目超过151个，总规模超过22.7GWh，储能EPC总承包采购项目超过116个，总规模超过19.8GWh。储能系统与EPC总包模式各占一半左右。

我国独立式储能收益更加多样化。风光发电站配储收益来自于提升消纳率，相较而言，独立式储能电站收益来源更加多样化，目前市场推行的收益模式主要有两种：1）容量租赁+现货市场套利；2）容量租赁+调峰辅助服务，现货市场套利和调峰辅助服务互斥。

从2022年独立式储能电站进入实质进展（包括投运、在建、完成招投标）的项目来看，山东的项目体量最大，宁夏的投运总量最大，山西、甘肃的规划规模较大。当前投资方主要关注的方面包括：

1）容量租赁收入：发电集团或开发有大量新能源项目的发电企业通过内部资源协调尚可实现租赁收入，但对于民营资本投资开发的项目寻找容量承租方及对于租赁比例存在较大不确定性；其次，目前容量租赁的指导价普遍在300-400元/KW·年，而在后续运营年份里容量租赁价格存在随市场化后下跌的可能性。

2）政策支持力度：现有政策通过保证调峰、调频调度次数以及容量市场补偿来提高独立储能电站盈利性，但后续政策支持力度存在着一定的不确定性。

我们以100MW/200MWh的独立式储能电站为例进行测算。主要假设包括：储能EPC总承包平均成本1.8元/Wh计算，初始投入成本3.6亿元，运营费用为1400万元/年（按0.07元/Wh计算)，配储时长2h。

当独立储能电站的年收入为6000万元，IRR约4.7%，投资回收期约7.8年；当独立储能电站的年收入为8000万元，IRR约12.9%，投资回收期约5.5 年。我们预计随着储能行业趋于成熟，规模效应带来的投资成本下降，以及独立式储能电站盈利模式能力的扩充，项目的投资前景可期。

03储能市场空间测算：2025 年国内配储将超过 100GWh 

装机量假设：

1）光伏：国内2022年新增光伏装机量约87.4GW，其中工商业约 25.9GW，户用项目约25.3GW，大基地约36.3GW。在国家能源局的政策指引下，预计2023/2024/2025年新 增光伏装机容量约 116.6/146.9/173.2GW ，其中工商业光伏新增装机容量约 33.6/42.0/50.4GW，户用项目光伏新增装机容量约 28.5/31.4/34.5GW，大基地光伏新增装机容量约 54.4/73.5/88.2GW。

2）风电：国内2022年新增风电装机量约37.6GW。预计2023/2024/2025年新增风电装机容量约55.0/65.0/75.0GW。考虑到新增风电项目大都为集中式电站，因此假设风电大基地占比约 90%，则风电大基地2023/2024/2025年新增装机容量约49.5/58.5/67.5GW。

渗透率、配储比例、配储时长假设：

随着全国各省峰谷价差愈发扩大，工商业配储盈利性提升，配储渗透率逐年提升，我们假设2023/2024/2025年新增工商业配储渗透率为30%/35%/40%。基于全国各省市大基地的强制配储政策，假设2023/2024/2025年新增大基地配储渗透率为10%/15%/20%，未来新增的风光配储时长约2h。

基于以上假设，预计2023/2024/2025年国内配储合计装机量约为41.8/70.9/106.1GWh，2022-2025年复合增长率达57%。建议重点关注盈利能力提升的储能电芯龙头和优质储能 集成商等板块。