工商业储能：峰谷价差拉大带来量变，虚拟电厂建设引发质变.pdf

◆工商业储能方兴未艾，为虚拟电厂的关键一环。新能源发电占比提升，储能刚需凸显，正值黄金发展时期，而工商业储能是储能市场的重要组成部分。工商业储能具有工业属性，经济性敏感，目前处于发展初期。应用场景看，工商业储能下游场景广阔但分散；收益模式看，工商业储能收益模式主要为价差套利、增加光伏自用比例；商业模式看，工商业储能可以分为业主直接投资、合同能源管理、融资租赁+合同能源管理、纯租赁四种；未来发展看，我们认为工商业储能是虚拟电厂的重要一环，收益模式有望逐步拓展，包括需量管理、电力现货市场交易、电力辅助服务，其核心在于电力现货市场、虚拟电厂的建设。

◆多因素助力工商业储能经济性提升，2023年有望成为工商业储能元年。

工商业储能的收益模式主要为峰谷价差套利，核心指标为峰谷价差、投资成本，我们按江苏省的电力数据以及当前的造价成本测算，一充一放下工

商业储能IRR达6.93%、LCOS为0.76元/kWh,两充两放下工商业储能

IRR为16.29%、LCOS为0.44元/kWh。考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7元/kWh(介于0.64-

0.86元/kWh)以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。

我们判断23年有望成为工商业储能的发展元年，主要原因为23年工商业储能的经济性有望大幅提升。1)收益端：2023年7月，全国峰谷价差大

于0.7元/kWh的省份已达24个，且价差呈扩大趋势。各地分时电价政策不断完善，实现两充两放的省份不断增加。2)成本端：碳酸锂价格进入下行通道，储能装机成本降低。我们测算得到碳酸锂价格每下降5万元/吨，两充两放下IRR提升约0.5%。另外，制造业降本为常态，其他成本仍具有

降本空间。3)政策端：多地用户侧储能补贴落地，补贴方向与分布式光伏结合。 “隔墙售电”在浙江率先破局，有望落地开花促成共享用户侧储能模式，促进未来工商业储能的规模化发展。4)应急需求：限电政策频发，限电损失催生工商业用户对电力保供需求，储能用作后备电源，有效保证供电稳定性，

◆虚拟电厂为新型电力系统必要一环，或提升工商业储能的收益、改变工商业的资产属性。虚拟电厂是较为有经济性的“削峰”投资，政策持续加速推进虚拟电厂建设，根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元。工商业储能是体现虚拟电厂灵活性的核心，虚拟电厂有望拓展工商业储能盈利模式。从虚拟电厂建设进度来看，电力市场化改革是构建虚拟电厂的市场机制基础，第三轮输配电价改革启动，理顺电价传导机制，为电力市场的建设奠定基础，当前，电力辅助服务交易市场日益活跃。从虚拟电厂对工商业储能的影响来看，我

们认为1)虚拟电厂丰富了工商业储能的收益模式，或进一步拉开峰谷价差，降低工商业储能充电成本，进而增加收益率；2)工商业储能或由当前可选性的资产投资品转为电力系统必要性投资品。

◆工商业储能短期需求高速增长，远期需求空间广阔。短期来看，工商业储能与分布式光伏装机量相关。工商业光伏装机量赶超户用光伏装机量，发展驶入快车道，2022年工商业光伏新增装机量同比增长236%,多地出

台分布式光伏配储政策，利好光伏配套工商业储能。我们测算得到工商业储能需求2023-2025年有望达5.1(+199%)、10.4、18.7GWh。虚拟电厂带来工商业储能远期需求超预期的可能。我们预计在虚拟电厂建设顺利的情况下，工商业储能2025、2030累计装机有望达37GWh、189GWh。

◆产业链与其他类型储能相似，偏下游的企业更具投资弹性。产业链方面，工商业储能系统构成与储能电站基本一致，要求较储能电站低，工商业储能系统产业链完善，与大储、户储同源。格局方面，工商业储能处于0-1的阶段，格局还未形成，但因其制造的壁垒不高，更多的壁垒在于渠道、资源、服务、品牌等软性壁垒。我们认为客户资源、资源整合能力都偏向下游，因此偏产业链下游的企业更具有工商业储能的投资弹性。

◆投资建议：建议关注具有软件能源管理平台的企业，短期有望享受工商业储能量变带来业绩增量，远期虚拟电厂参与带来健康可持续发展：安科瑞、苏文电能、南网能源等；建议关注在峰谷价差较大的省份中，具有客户资源先发优势的企业：苏文电能(江苏)、芯能科技(浙江)、南网能源(广东)等；建议关注从电力系统等其它领域切入，传统业务客户具有协同效应的企业：科林电气、津荣天宇等；

◆风险因素：原材料价格波动风险、虚拟电厂建设不及预期、市场发展不及预期、国内外相关政策风险等