■ 储能商业模式仍处于探索期，目前工商业储能盈利模式最为成熟清晰。储能作为电力系统中重要的灵活性资源，是未来实现双碳目标的关键。储能下游应用场景主要在电源侧、电网侧和用户侧，其中表前大储（电源和电网侧）占比将近90%。但目前表前大储中，电源侧储能盈利模式尚不清晰，电网侧储能依赖两部制电价补贴，独立/共享储能电站未来或在表前大储领域积极探索应用促进商业模式走向成熟。目前用户侧工商业峰谷电价差异明显，这是当前储能应用端商业模式最为成熟的领域。
■ 未来国内工商业储能市场有望继续保持高速增长。国内工商业储能应用场景广泛，当前由于过去市场基数低整体处于高速增长阶段，未来市场空间广阔。在分时电价政策不断优化调整拉大峰谷价差提升工商业配储经济性、工商业分布式电源高速增长以及城市微电网等新业态兴起带来工商业配储需求、国内电力供需紧平衡工商业企业配储保障安全连续生产等因素驱动下，保守预计未来三年国内工商业储能新增装机规模年均复合增速或将保持在70%以上。
■ 工商业储能项目的经济性评估主要关注投资成本和峰谷价差。工商业储能项目的投资成本主要和电芯、储能PCS价格相关，未来电芯上游原材料价格回落，叠加储能PCS核心元器件IGBT通过国产替代缓解供应紧缺及降低成本，可以预期储能投资成本将处于下降趋势并且存在较大的下行空间，未来 5 年储能系统成本有望降低30%，未来10年储能成本有望降低至 1.0-1.2 元/Wh。未来峰谷价差持续拉大，工商业储能项目的经济效应会显著增强。与峰谷价差的拉大相比，储能系统投资成本的下降对于项目全投资IRR的提升更加敏感。
■ 建议由公金总部牵头推动相关资产投放，各分行经营团队关注五类投资主体的业务商机。（本部分有删减）
正文D7tesmc
建设以新能源为主体的新型电力系统成为实现双碳目标的关键路径，随着风电光伏等新能源在电力系统结构中的占比逐步提升，储能作为电力系统调节的灵活性资源，其重要性愈发凸显。面对储能领域这上万亿的投资规模，商业银行如何切入该领域的资产组织成为我们关注的焦点。本篇报告主要回答三个问题，一是目前电源、电网和用户侧储能哪个的商业模式最为成熟清晰？二是作为商业模式最清晰的工商业储能未来能否持续保持高速增长？三是如何评估工商业储能项目的经济性？ D7tesmc
储能商业模式尚处于探索期，目前工商业储能商业模式最为成熟清晰
储能的应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三大类。
当前储能作为电力系统颇具潜力的灵活性资源，有望在“源-网-荷”三侧充分发挥调控价值。在电源侧，储能是解决新能源并网和消纳问题的有效手段，通过配储对新能源发电出力的随机性、波动性和间接性进行平滑控制达到并网要求，同时可通过能量时移缓解消纳压力。在电网侧，储能可参与调峰、调频等辅助市场服务，提高电网运行效率和安全稳定水平，除此之外还可参与电力现货市场完善电力价格形成机制。在用户侧，储能主要作为备用电源，参与到需求侧响应中，在国内用户侧储能主要以工商业储能为主，工商业企业通过配储保障生产的连续性和降低用电成本。
图1：储能在电源侧、电网侧和用户侧的应用场景D7tesmc
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资料来源：招商银行研究院D7tesmc
国内储能市场处于高速发展初期，其商业模式有待积极探索走向成熟。目前国内储能仍处于高速发展的起步时期，根据中关村储能联盟的数据，2022年国内新型储能（非抽蓄）新增装机规模达到7.35GW，同比增速高达200.35%，国内储能市场需求呈现爆发式增长。但目前国内储能的商业模式依然不清晰，新增装机占比最大的表前大储中，电源侧储能盈利模式仍在探索阶段，电网侧储能依赖电价补贴，因此国内储能市场供给端的增速受到一定的制约。根据国家“十四五”新型储能发展规划要求，十四五期间积极推动新型储能由商业化初期往规模化发展过渡，预计未来储能商业模式在各方积极努力探索下走向成熟。
图2：国内新型储能新增装机规模及同比增速D7tesmc
资料来源：电化学储能电站行业统计数据、招商银行研究院
1.2 目前工商业用户侧峰谷价差套利的商业模式最为成熟清晰
综合比较电源侧、电网侧和用户侧储能的盈利模式，目前工商业用户侧储能最为成熟清晰。电源侧储能以自建形式目前难以实现盈利，而独立的共享储能在山东地区试点基本能够实现盈亏平衡；电网侧储能仅依靠辅助服务市场收益难以覆盖投资成本，抽水蓄能的“两部制电价”政策能够实现项目盈利上的托底；工商业用户侧储能主要依靠峰谷价差套利实现盈利，在部分峰谷价差较高的地区盈利情况较好，是目前储能细分市场中盈利模式最为成熟清晰的。
表1：电源侧、电网侧和工商业用户侧储能的盈利模式对比情况总结
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资料来源：CNESA、招商银行研究院D7tesmc
独立/共享储能是电源侧储能盈利模式走向成熟的重要探索。电源侧配储更多的是计入一次性成本投入，主要依靠国家政策强制配储驱动，在电源侧储能尚未发挥其应有的调节价值前容易出现“配备成本低廉的储能”和“储能建而不用利用率低下”等现象。考虑到不同电源侧配置不同标准的储能以及利用率低下等情况，国家政策开始鼓励由第三方投资建设的大型集中式独立储能电站，除满足自身电站需求，也为其它多个新能源电站提供服务。对于新能源发电厂，在共享储能模式下只需支付每年的容量租赁费用，就能将租赁得到的容量作为储能配额，避免了自建储能下初始投资的现金流压力；对于共享储能投资方，独立共享储能电站可以提供多种服务、实现多重收益，如帮助新能源场站实现弃电增发、减免考核，为系统提供调峰、调频、黑启动服务，参与电力现货市场交易等。
资料来源：国际能源网、招商银行研究院D7tesmc
资料来源：CNESA、招商银行研究院D7tesmc
表3：部分省份储能调峰价格情况
电网侧储能因容量需求导向以抽蓄为主，盈利依赖两部制电价政策，而新型储能在电网侧的盈利模式仍不明晰。
电网侧储能的成本难以通过输配电价等形式传导至终端电力用户环节，因此电网对于成本较高的新型储能投资积极性较低。目前电网侧储能的盈利模式为抽水蓄能的“两部制电价”，通过对抽水蓄能电站实际投资成本的调查，基于弥补成本、合理收益的原则，按照资本金内部收益率（6.5%）对电站经营期内年度的净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标核定电站容量电价，电量电价主要与电力系统对储能电站一次性连续使用时长、调动频次相关。因此容量电价对于储能项目收益率起到兜底作用，电量电价则以竞争性方式形成，在整个抽水储能电站项目收益中电量电价收入占比不足3%。未来电网侧储能多元化发展和新型储能加快渗透，需要相应的储能电站也能够享受到类似于抽水蓄能的“两部制电价”政策，引入可向终端电力用户传导的容量电价作为项目投资方的固定补偿，电网及其他主体投资电网侧新型储能的积极性或将被充分调动。
图5：633号文两部制电价政策要点
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工商业用户侧储能盈利模式已经成熟清晰，但呈现区域分化的特点。
工商业用户侧储能的收益主要包括峰谷价差套利、容量管理及需求响应，其中峰谷价差套利是最主要的收益来源，约占储能收益的50%-80%。根据CNESA对全国各地2022年最大峰谷价差的平均值统计，31个典型省市的总体平均价差为0.7元/kWh，略高于储能的平准度电化成本LOCE（被普遍视为工商业储能用于峰谷价差套利的盈亏分界线），因此2022年全国典型省市工商业用户侧储能项目整体盈亏达平衡。与此同时，全国各省市针对于工商业用户侧储能的补贴政策频发，主要集中在容量补贴、放电补贴和投资补贴方面，且补贴标准不一，在提高当地项目盈利水平的同时，也强化了工商业储能的区域性特征。
图6：储能应用于削峰填谷示意图
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表5：2022年全国电网代购电最大峰谷价差情况（一般工商业1-10kv，单位：元/kWh）
资料来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库、招商银行研究院
未来国内工商业储能市场有望继续保持高速增长D7tesmc
国内工商业用户侧储能商业模式成熟清晰，下游应用领域十分广泛，当前仍处于高速增长阶段。我们预计在分时电价政策逐步拉大峰谷价差提升投资经济性、工商业分布式光伏蓬勃发展带来“微电网”等新业态配储积极性增强以及国内整体电力供需紧平衡带来限电担忧等因素作用下，未来国内工商业储能市场空间广阔，并且新增装机年均复合增速有望保持高位。
2.1 国内工商业储能应用场景广泛，处于高速增长期
工商业储能应用领域十分广泛，主要包括了工商业产业园区、光储充电站、微电网等。目前国内工商业储能的投资模式主要有两种，一种是由工商业企业用户自行安装储能等设备，由用户自身承担初始投资成本以及后续的运维费用；另外一种是以合同能源管理模式投资，由专业化的能源服务企业协助工商业用户安装储能，能源服务企业负责储能电站的投资建设和运维，工商业用户向其支付用电成本。
图8：工商业储能应用场景明细
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国内工商业储能正处于高速增长期，未来市场空间广阔。我国工商业用户侧储能起步于2016年左右，早期主要依靠国家出台的相关支持政策推动，随着工商业储能商业模式持续成熟清晰，工商业用户侧储能新增装机规模提速明显。截至2022年，国内用户侧储能新增装机规模达764.73MW，同比增速超过100%，其中工商业储能占用户侧新增装机规模的80%-90%左右，并且主要集中在浙江、广东、安徽、江苏等地，对于国内市场而言预计未来用户侧储能将以工商业用户为主。根据《中国分布式光伏发展白皮书》的预测，全国工商业屋顶分布式光伏的装机市场空间在384GW左右，如果按照相应的光伏装机配比20%的储能来测算的话，国内工商业储能装机市场空间在76.8GW左右，与现在的基数相比，未来工商业储能市场渗透率还有很大的提升空间。
图10：国内用户侧储能新增装机规模及增速情况
资料来源：《中国分布式光伏发展白皮书》、招商银行研究院
2.2 经济性、助力分布式电源消纳并网、电力安全保供驱动工商业储能市场持续增长
国内工商业储能市场的发展主要与盈利端分时电价政策、工商业分布式电源发展以及电力供需情况这三方面因素紧密相关，根据我们对于上述三大因素未来短期趋势分析：分时电价政策执行同时峰谷价差呈现拉大趋势提高工商业储能经济性，吸引更多企业投资工商业储能；工商业分布式光伏装机提速，城市“微电网”等新业态兴起，带来工商业储能需求相应增长；国内电力供需维持紧平衡，为了保证生产稳定或催生更多的工商业配储需求。根据高工产研的预测，保守场景下未来3年国内工商业储能新增装机规模年均复合增速在70%以上，2025年工商业储能新增装机规模或达5.30GWH。
图13：工商业储能市场新增装机规模预测情况
资料来源：GGII、中电联、国家能源局、招商银行研究院
2.2.1 分时电价政策引导峰谷价差继续拉大，经济性驱动工商业配储需求增长
分时电价政策不断优化完善，未来峰谷价差仍有拉大空间。近年来国家和地方均出台了多项政策优化分时电价机制，峰谷价差不断拉大，工商业侧储能通过峰谷价差套利的收入得到了基础保障。2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地进一步完善分时电价机制、合理确定峰谷价差，鼓励工商业用户通过配置储能等方式削峰填谷、降低用电成本，并设置了3:1的峰谷价差下限。随后地方各自优化省内分时电价机制，尽管峰谷电价的浮动比例存在省间差异，但整体峰谷价差有明显拉大。我们认为在未来国内电力供需紧平衡、迎峰时段电力偏紧的大背景之下，整体峰谷价差仍然有继续拉大的趋势。
表 7：国家及地方关于完善分时电价机制的政策通知
随着峰谷价差不断拉大，未来工商业储能项目具备经济性的区域不断增加。根据CNESA对2023年2月各地一般工商业10KV的单一制电价进行的汇总测算，现有19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，其中广东省（珠三角五市）和湖北省的最大峰谷价差超过1元/kWh；整体来看，2023年2月各地区的最大峰谷价差和全国价差均值都高于2022年全年平均水平。未来随着分时电价政策和电力现货市场的继续完善，峰谷套利空间进一步扩大，越来越多省份的工商业储能项目将具备较强的经济性。
表8：2023年2月部分地区最大峰谷价差(一般工商业1-10KV，单位元/kWh)
2.2.2 分布式电源增长叠加微电网业态兴起，工商业配储助力消纳并网
国内工商业分布式电源兴起，带来分布式储能装机需求增加。截至2022年，国内分布式工商业光伏新增装机规模达到25.9GW，同比增长236%，分布式光伏在过去2年上游原材料价格高企的情况下已然成为光伏新增装机的主力，占光伏新增装机规模比重达到50%-60%。工商业分布式由于工商业屋顶资源的稀缺性以及项目高收益率的盈利性，在过去2年成为众多新能源企业积极抢占的优质资源，未来在光伏上游原材料价格预期下行的情况下，会有更多满足经济性要求的工商业分布式光伏项目释放，国内工商业分布式光伏装机将维持高速增长。在工商业分布式光伏自发自用余电上网的模式下，工商业分布式电源的消纳和并网成为未来亟待解决的重要问题，通过工商业用户侧配储能可以在一定程度上可以解决相关问题，因此工商业储能需求或将伴随工商业分布式光伏的增长而增加。
城市微电网建设加快节奏，“源网荷储”一体化对储能需求有所拉动。随着工商业企业园区分布式电源不断增加，未来以产业园区为独立个体的“源网荷储”一体化改造的模式有望在全国范围内铺开，这将带来独立于“两大电网”体系的“微电网”业态逐步走向成熟。对于单个产业园区而言，会有第三方主体以类似于合同能源管理的模式投资分布式新能源发电、输配电网以及储能，这对于工商业储能的投资将形成巨大的驱动。
2.2.3 国内电力供需紧平衡，限电担忧带来工商业配储需求高涨
国内用电需求保持旺盛，未来全社会用电量年均复合增速可能超预期。2022年国内全社会用电量达到8.63万亿千瓦时，同比增长3.6%，国内用电需求增速与国内GDP增速呈现高度耦合的关系。根据2023年国内GDP增速的预期，预计今年全社会用电量增速在6%以上，用电需求保持旺盛。未来国内能源结构转型以及“碳达峰碳中和”实施路径下越来越多的场景对于用电需求持续增加，未来10年国内的全社会用电需求年均复合增速或将达到5%以上，很有可能超出市场预期。
资料来源：中电联、招商银行研究院
“十四五”期间国内电力供需呈现紧平衡，极端天气易出现限电，工商业侧配储需求旺盛。目前全国22亿千瓦的电力总装机难以满足年内13.6亿千瓦的用电高峰负荷，如果用可用装机容量（发电机组实际运行中能提供的可靠发电力）来计算的话，过去“十三五”平均装机增长率（4.87%）远低于全社会用电量增速（6.1%）和最大用电负荷增速（7.2%），因此我国可用电力装机缺位情况客观存在，可靠供电需要更多新能源装机支撑。根据电规总院的预测，十四五期间全国可靠电力供应保障压力仍然比较大，国内电力供需维持“紧平衡”，在极端天气用电负荷高峰时期存在局部限电的可能性，工商业企业为保障其生产的连续性配储需求旺盛。
图20：2015-2022年我国发电总装机规模及增速
图21：2015-2022年我国新增发电装机结构变化
图22：电规总院预测2023和2024年全国电力供需形势
（本部分有删减 招商银行各行部请参照文末方式联系研究院）
工商业储能项目经济性评估主要关注项目投资成本和峰谷价差
对于工商业储能项目的经济性分析，我们认为主要决定性指标在于投资成本和峰谷价差。未来随着储能系统中电芯的上游原材料价格下降至底部趋稳、逆变器核心元器件IGBT国产替代以及系统级的规模效应降本，储能的初始投资成本仍有较大的下降空间。叠加全国范围内峰谷价差趋势性拉大，工商业储能的经济性更强。D7tesmc
3.1 工商业储能投资成本未来有持续下行的空间D7tesmc
储能系统投资成本主要取决于电芯和PCS价格。储能系统初始投资成本主要包括设备成本和施工建设成本，其中设备成本中以电芯成本占比最高，在60%到70%左右，其次是储能PCS成本占比10%左右，其他BMS、EMS和冷却系统等成本占比相对较低。因此储能系统的投资成本主要受原材料电芯和PCS的价格影响。电芯方面，由于过去一年储能电芯上游原材料碳酸锂价格暴涨，储能电芯的价格随之上行，系统成本没有按照之前预期的下降，反而上升到30%-50%左右。储能PCS方面，其核心元器件IGBT主要依赖进口厂商，在过去两年全球缺芯潮的情况下供给相对紧缺，导致储能系统投资成本处于高位。D7tesmc
资料来源：招商银行研究院
图24：储能系统设备成本构成
未来储能系统投资成本仍有较大下降空间。首先储能电芯的上游原材料电池级碳酸锂的价格在今年一季度开始出现较大的下降幅度，预期二季度左右价格会触底企稳，储能系统成本较过去下降显著。其次储能PCS的核心IGBT国内厂商已经部分实现国产替代，IGBT供给紧缺的问题较过去也存在边际好转，国内厂商的产品开始逐步具备性价比优势。叠加国内储能市场需求端放量，储能系统规模化降本可期。根据中国化学与物理电源行业协会数据，未来 5 年储能系统成本有望降低30%，未来10年储能成本有望降低至 1.0-1.2 元/Wh。D7tesmc
图26：储能系统设备成本下降曲线预测情况
3.2 峰谷价差拉大和投资成本下降对于项目IRR的敏感性分析D7tesmc
我们以浙江某工商业储能项目为例测算其IRR水平，以及其对于系统投资成本下降和峰谷价差拉大两者的敏感性分析。D7tesmc
项目基本假设如下：（1）预设条件：浙江省新建3MW-6.88MWh用户侧储能系统，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；（2）运行电价：项目运行电价按大工业电价考虑：1.22元尖峰，1.00元高峰，0.29元低谷；（3）运行模式：考虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行330天，每天进行两次充放电，第一次在夜间谷价充电，在上午尖峰电价放电2小时，第二次在午间谷价充电2小时，在下午尖峰电价放电2小时；（4）收益计算：放电深度（DOD）考虑90%，充放电效率均考虑93%，寿命考虑为11年，运维费用按每年1%计算；（5）投资成本：项目总投资按2元/Wh计算，预计投资1376万元。按项目预设条件，建设3MW-6.88MWh储能系统10kV接入，总投资需要1376万元。每天2充2放，一年运行660次情况下，项目寿命期为11年。扣除运维费用，11年累计收益约为2927万元，内部收益率（IRR）为16.45%，预计5年可以收回投资。D7tesmc
资料来源：晶科能源、招商银行研究院
储能投资成本下降和峰谷价差拉大二者对全投资IRR的影响相比，投资成本下降更加敏感。根据敏感性分析：当峰谷价差固定在1.00元/KWh时，浙江该工商业分布式储能项目的储能投资成本降至1.90 元/Wh，项目全投资IRR 有望提高至 20%，储能系统的投资成本每下降0.1元/Wh，对应项目全投资IRR提升约2-3个百分点；当储能投资成本固定在2.00元/Wh时，浙江该工商业分布式储能项目峰谷价差拉大至1.05元/KWh，项目全投资IRR有望增加至20%，峰谷价差每增加0.05元/KWh，项目全投资IRR提升约1-2个百分点。D7tesmc
表 10：储能系统投资成本与峰谷价差对于储能项目全投资 IRR 敏感性分析
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