報(bào)告出品方： 華福證券

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工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)概況及發(fā)展

1.1 工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)概況

? 工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)Commercial and Industrial (C&I) Energy Storage Systems，主要用于工業(yè)和商業(yè)企業(yè)的能源管理。

? 根據(jù)應(yīng)用場(chǎng)景及系統(tǒng)規(guī)模不同，可以對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行分類：

? 從應(yīng)用場(chǎng)景看，工商業(yè)儲(chǔ)能與戶用儲(chǔ)能同屬于用戶側(cè)儲(chǔ)能，通過(guò)與其他負(fù)載等構(gòu)建微電網(wǎng)，主要作為負(fù)荷側(cè)參與電網(wǎng)運(yùn)行。
? 從系統(tǒng)規(guī)?？?，工商業(yè)儲(chǔ)能電站規(guī)模一般在百千瓦時(shí)至數(shù)十兆瓦時(shí)之間（100kwh-10MWh），介于戶儲(chǔ)及大儲(chǔ)之間。

1.2 用戶側(cè)儲(chǔ)能重要性逐步顯現(xiàn)

? 作為用戶側(cè)儲(chǔ)能，工商業(yè)儲(chǔ)能廣泛應(yīng)用與智慧城市、工業(yè)園區(qū)、社區(qū)商圈、商業(yè)寫(xiě)字樓等大型工商業(yè)高耗能單位，實(shí)現(xiàn)能源智慧化管理。主要應(yīng)用模式包括：

①削峰填谷：通過(guò)谷時(shí)充電儲(chǔ)能、峰時(shí)放電供能,減少企業(yè)或園區(qū)的用電成本,為客戶節(jié)約用電端電費(fèi)

②需量響應(yīng)：當(dāng)短期用電功率大于變壓器容量時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行快速放電，滿足負(fù)載電能需量要求。
③電力交易：在電力市場(chǎng)交易平臺(tái)上，結(jié)合負(fù)荷預(yù)測(cè)進(jìn)行短期電力交易，實(shí)現(xiàn)收益最大化

④離網(wǎng)備電：在電力中斷時(shí)，為重要負(fù)載進(jìn)行不間斷短時(shí)供電，減少由于負(fù)載突然掉電造成的經(jīng)濟(jì)損失。

1.3 海外：歐美工商業(yè)光儲(chǔ)主要政策梳理

? 美國(guó)：儲(chǔ)能（包括大儲(chǔ)、工商業(yè)及戶儲(chǔ)）均可獲得IRA稅收抵免。2022年8月《通脹削減法案》發(fā)布ITC新政，針對(duì)儲(chǔ)能方面主要為延長(zhǎng)ITC十年、提高稅收基礎(chǔ)抵免比例至30%；新政相對(duì)之前不再要求儲(chǔ)能必須配套光伏，獨(dú)立儲(chǔ)能（包括大儲(chǔ)/工商業(yè)儲(chǔ)能、戶儲(chǔ)）均可享受；另外部分州提供儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策，如加州SGIP針對(duì)非戶儲(chǔ)補(bǔ)貼（含工商業(yè)儲(chǔ)能）0.18-0.36/Wh。
? 歐洲主要國(guó)家：部分國(guó)家對(duì)工商業(yè)儲(chǔ)能有政策支持。歐洲國(guó)家對(duì)于儲(chǔ)能方面的稅收減免或補(bǔ)貼政策相對(duì)更偏向于戶儲(chǔ)，工商業(yè)儲(chǔ)能方面較少；其中德國(guó)對(duì)于光儲(chǔ)的稅收減免和補(bǔ)貼政策主要是針對(duì)家庭部門(mén)和不超過(guò)30KW的商業(yè)物業(yè)等；意大利和西班牙的光儲(chǔ)政策含工商業(yè)部門(mén)。

1.4 歐美工商業(yè)儲(chǔ)能當(dāng)前裝機(jī)規(guī)模較小，成長(zhǎng)空間廣闊

? 主要國(guó)家目前工商業(yè)儲(chǔ)能規(guī)模都相對(duì)仍較小，后續(xù)成長(zhǎng)空間廣闊。
? 美國(guó)工商業(yè)裝機(jī)規(guī)模持續(xù)高增：工商業(yè)儲(chǔ)能Q1裝機(jī)69.1MW/ 203.3MWh，環(huán)比+44%/+112%，同比+10/+43%；在美國(guó)大儲(chǔ)與戶儲(chǔ)Q1裝機(jī)均大幅下降的情況下，工商業(yè)儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)環(huán)比大幅增長(zhǎng)，主要由于部分原2022年預(yù)計(jì)完成的項(xiàng)目推遲至23Q1完成。
? 德國(guó)工商業(yè)裝機(jī)占總裝機(jī)比例低于5%：2021年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)27MW/57MWh，分別占總裝機(jī)4.2%/3.4%。

1.5 我國(guó)當(dāng)前工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展仍處初期

? 2022年我國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)占總裝機(jī)比例約為5%：

? 根據(jù)CESA統(tǒng)計(jì)，2022年我國(guó)新增電化學(xué)儲(chǔ)能5.9GW，其中用戶側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)0.3GW，約占新增儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模5.2%；其中分布式及微網(wǎng)0.10GW，約占新增總規(guī)模1.7%，用戶側(cè)削峰填谷0.2GW，約占新增總規(guī)模3.5%。
（注：用戶側(cè)儲(chǔ)能=戶用儲(chǔ)能+廣義工商業(yè)儲(chǔ)能，廣義工商業(yè)儲(chǔ)能=分布式光伏配儲(chǔ)+工商業(yè)獨(dú)立儲(chǔ)能，可認(rèn)為我國(guó)戶用儲(chǔ)能暫無(wú)市場(chǎng)，用戶側(cè)儲(chǔ)能全部為工商業(yè)儲(chǔ)能）。

商業(yè)模式分析及IRR測(cè)算

2.1 工商業(yè)儲(chǔ)能商業(yè)模式分類

? 作為用戶側(cè)儲(chǔ)能，一般情況下工商業(yè)儲(chǔ)能通過(guò)電價(jià)差獲得收益，主要包括以下三種商業(yè)模式：

? ①需求管理（Demand charge management）：利用儲(chǔ)能電池系統(tǒng)，減少客戶峰值電力需求及相關(guān)費(fèi)用。
? ②峰谷套利（Time-of-use (TOU) arbitrage）：隨著分時(shí)電價(jià)、現(xiàn)貨市場(chǎng)等全面推進(jìn)，利用峰谷價(jià)差實(shí)現(xiàn)低充高放，從而實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利。
? ③自發(fā)自用（Self-consumption）：光伏上網(wǎng)電價(jià)相比用電電價(jià)有大幅折價(jià)，通過(guò)工商業(yè)儲(chǔ)能配套分布式光伏系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電高比例自發(fā)自用。
? 此外，隨分布式微網(wǎng)、虛擬電廠等方式接入大電網(wǎng)，工商業(yè)儲(chǔ)能也可通過(guò)參與調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)方式，獲得一定收益（此時(shí)類似于電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能）。

2.2 工商業(yè)分布式光伏配儲(chǔ)（類戶儲(chǔ)模式）

? 工商業(yè)儲(chǔ)能作為規(guī)模相對(duì)較大的用戶側(cè)儲(chǔ)能（相比戶儲(chǔ)），同時(shí)兼具大儲(chǔ)與戶儲(chǔ)商業(yè)模式。
? 類比戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)自發(fā)自用、日發(fā)夜用模式，工商業(yè)儲(chǔ)能通過(guò)配套分布式光伏系統(tǒng)，如工業(yè)園屋頂光伏等，構(gòu)建園區(qū)微電網(wǎng)，可以實(shí)現(xiàn)日間余電存儲(chǔ)，夜間或峰時(shí)放電，從而降低企業(yè)用電成本。

? 系統(tǒng)相關(guān)假設(shè)
? 江蘇某5MW/10MWh園區(qū)工商業(yè)儲(chǔ)能電站：建設(shè)總成本1500萬(wàn)元；
以光伏平均上網(wǎng)電價(jià)作為系統(tǒng)充電成本，每日充放一次；放電深度
75%，系統(tǒng)效率90%。
? 結(jié)果一：若峰時(shí)與夜間各放電一半，年節(jié)約電費(fèi)159萬(wàn)元
? 結(jié)果二：若全部峰時(shí)放出，年節(jié)約電費(fèi)217萬(wàn)元

2.3 工商業(yè)峰谷價(jià)差套利模式
2.3.1 分時(shí)電價(jià)機(jī)制逐步完善

? 分時(shí)電價(jià)機(jī)制逐步完善，峰谷價(jià)差拉大利于工商業(yè)儲(chǔ)能盈利改善

? 2021年7月26日，發(fā)改委價(jià)格司發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，提出優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制、強(qiáng)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制執(zhí)行、加強(qiáng)分時(shí)電價(jià)機(jī)制實(shí)施保障三方面要求。
? 其中，對(duì)于優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制，重點(diǎn)提出完善峰谷電價(jià)機(jī)制、建立尖峰電價(jià)機(jī)制、健全季節(jié)性電價(jià)機(jī)制。

2.3.2 峰谷價(jià)差加大顯著提升工商業(yè)儲(chǔ)能盈利能力

? 峰谷價(jià)差套利是工商業(yè)儲(chǔ)能目前最常見(jiàn)最普遍商業(yè)模式之一，通過(guò)低充高放實(shí)現(xiàn)套利。
? 隨著分時(shí)電價(jià)機(jī)制逐步完善，多省市推出季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制：

在夏季與冬季部分用電高峰月份，尖峰電價(jià)（部分省市還有深谷電價(jià)機(jī)制）進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差；多省市更新峰谷電價(jià)政策，尖峰電價(jià)和低谷電價(jià)上下浮動(dòng)比例更高，意味著峰谷電價(jià)差進(jìn)一步拉大，為儲(chǔ)能打來(lái)更多盈利空間。

2.3.3 全國(guó)主要省份7月峰谷價(jià)差一覽
? 7月峰谷價(jià)差看，上海市、廣東珠三角五市、廣東江門(mén)、廣東惠州、湖南省等地區(qū)峰谷價(jià)差居前：
? 以35kv大工商業(yè)兩部制電價(jià)為例：
? ①?gòu)V東、海南、上海、浙江等東部省份峰谷電價(jià)差相對(duì)較大
? ②7月部分省市進(jìn)入夏季尖峰月份，尖峰電價(jià)機(jī)制價(jià)差更高：以珠三角五市為例，7月價(jià)差為1.2011元/kWh（尖峰低谷），6月價(jià)差為0.8885（高峰-低谷），環(huán)比+35%。

? ③峰谷價(jià)差擴(kuò)大是長(zhǎng)期趨勢(shì)：同比數(shù)據(jù)看，近七成的區(qū)域，7月峰谷價(jià)差同比增長(zhǎng)；環(huán)比數(shù)據(jù)看，超過(guò)九成的區(qū)域7月峰谷價(jià)差環(huán)比增長(zhǎng)（7月進(jìn)入尖峰電價(jià)有一定影響，若不考慮尖峰電價(jià)，僅比較高峰-低谷價(jià)差變動(dòng)，全國(guó)僅5省環(huán)比下降，且降幅低于2分/kwh）。
? ④江蘇、安徽等省目前暫無(wú)普適性尖峰電價(jià)政策，但其高峰-低谷價(jià)差相對(duì)處于全國(guó)居前

? 注：本章及后續(xù)測(cè)算相關(guān)電價(jià)數(shù)據(jù)均選取35kv大工商業(yè)兩部制電價(jià)作為標(biāo)準(zhǔn)

2.3.4 以湖北為例：電價(jià)相關(guān)政策解讀

? 三期輸配電價(jià)政策6月起運(yùn)行，新方案對(duì)線損及系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)進(jìn)一步細(xì)化：

? 5月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布了《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，新的輸配電價(jià)方案將于6月1日實(shí)施。
? 在6月份的代理購(gòu)電價(jià)格中，出現(xiàn)了上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。其中系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等。
? 因此電價(jià)實(shí)際計(jì)算方式為：

? 5月：代理購(gòu)電價(jià)+輸配電價(jià)+政府基金及附加+代理購(gòu)電綜合損益分?jǐn)偅ú糠謪^(qū)域）+容/需量電價(jià)

? 6月起：代理購(gòu)電價(jià)+輸配電價(jià)+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價(jià)+政府基金及附加+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用+容/需量電價(jià)。
? 峰谷電價(jià)=基礎(chǔ)電價(jià)（代理購(gòu)電價(jià)+輸配電價(jià)+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價(jià)）×系數(shù)+政府性基金及附加+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)（不同省份對(duì)基礎(chǔ)電價(jià)定義可能不同，如廣東對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)部分也納入基礎(chǔ)電價(jià)，計(jì)算峰谷電價(jià)時(shí)會(huì)乘以系數(shù)，而湖北省系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)不計(jì)算系數(shù)）（注：容/需量電價(jià)獨(dú)立計(jì)入，與度電電價(jià)無(wú)關(guān)）

2.3.4 以湖北為例：峰谷價(jià)差計(jì)算方式

? 湖北分時(shí)電價(jià)政策更新，提高冬夏兩季尖峰電價(jià)系數(shù)，降低低谷電價(jià)系數(shù)：

? 2022年12月9日，湖北省發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制有關(guān)的通知》（鄂發(fā)改價(jià)管〔2022〕406號(hào)），在每年冬季、夏季用電高峰月份（冬季1月、12月，夏季7月、8月），省內(nèi)執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)政策用戶的尖峰時(shí)段基礎(chǔ)電價(jià)倍率由1.8調(diào)整至2.0，低谷時(shí)段基礎(chǔ)電價(jià)倍率由0.48調(diào)整至0.45。其他月份尖峰、低谷時(shí)段的基礎(chǔ)電價(jià)倍率仍分別按1.8和0.48執(zhí)行。

? 湖北尖峰時(shí)段:20:00-22:00；高峰時(shí)段:9:00-15:00；低谷時(shí)段:23:00-次日7:00；其余為平時(shí)段。
? 與其他省份不同，湖北省全年均有尖峰、高峰、平時(shí)、低谷四個(gè)時(shí)段，冬夏調(diào)整尖峰及低谷系數(shù)從而放大峰谷價(jià)差。
? 假設(shè)日內(nèi)兩次充放，則實(shí)際運(yùn)行價(jià)差為一次“谷-峰”+一次“平-尖峰”

2.3.4 以湖北為例：工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算

? 我們以湖北為例測(cè)算了工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利，當(dāng)前電價(jià)差下，預(yù)期湖北省工商儲(chǔ)全投資IRR約為5.59%。
? 關(guān)鍵假設(shè)如下：

? 1）工商業(yè)儲(chǔ)能電站成本1.5元/Wh

? 2）生命周期6000次，每日充放電2次

? 3）放電深度75%，系統(tǒng)效率90%注：兩段充放電價(jià)差取全年算數(shù)平均值（冬夏4個(gè)月低谷與尖峰系數(shù)調(diào)整）

? 測(cè)算湖北工商業(yè)儲(chǔ)能全投資IRR為5.6%，主要原因由于湖北基礎(chǔ)電價(jià)（0.6655元/kwh）相對(duì)較低，高峰時(shí)段系數(shù)也較?。?.49），因此兩次充放電全年平均價(jià)差0.58元/kwh。

2.3.5 以江蘇為例：工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利IRR測(cè)算

? 我們以同樣的參數(shù)測(cè)算江蘇工商儲(chǔ)全投資IRR為9.42%，已具有一定盈利性：

? 江蘇峰谷時(shí)段及系數(shù)如下：江蘇省高峰時(shí)段：8-11，17-22；平時(shí)時(shí)段：11-17，22-24；低谷時(shí)段：0-8。高峰系數(shù)1.7196，低谷系數(shù)0.4185。
? 江蘇IRR相比湖北有明顯提升，主要由于更大的電價(jià)系數(shù)差帶來(lái)更高峰谷價(jià)差，2次充放全年平均價(jià)差達(dá)0.67元/kwh，顯著高于湖北0.58的價(jià)差注：江蘇對(duì)315千伏安及以上工業(yè)用電執(zhí)行夏季尖峰電價(jià)，時(shí)間段為14-15，20-21，同時(shí)17-18調(diào)整為平時(shí)，尖峰電價(jià)為峰時(shí)電價(jià)上浮20%，因無(wú)普適性此處測(cè)算暫不考慮江蘇尖峰電價(jià)。

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