證券研究報告|行業(yè)深度報告電力設備及新能源行業(yè)評級

強于大市（維持評級）2023年08月04日工商業(yè)儲能發(fā)展正當時摘要?政策、經(jīng)濟性、能源安全推動工商業(yè)儲能發(fā)展加速?政策端：電力源網(wǎng)荷儲一體化，靈活發(fā)展用戶側新型儲能，工商業(yè)儲能政策支持力度加大。《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》提出分散化需求響應資源進一步整合，用戶側靈活調節(jié)和響應能力提升至5%以上，促進新能源就近就地開發(fā)利用和高效消納。??經(jīng)濟性：峰谷價差持續(xù)擴大，峰谷套利模式收益提升，現(xiàn)貨市場有望再次提升工商業(yè)經(jīng)濟性。根據(jù)經(jīng)濟性模型測算，當前國內廣東工商業(yè)儲能IRR已超13%（僅峰谷套利部分），此外工商業(yè)儲能還可顯著降低需量電費，并通過虛擬電廠削峰填谷方式獲得收益。能源安全訴求：冬夏高峰期高負荷企業(yè)“穩(wěn)供電防限產(chǎn)“訴求，工商業(yè)儲能實現(xiàn)降峰、供電雙保險。經(jīng)濟高速發(fā)展刺激電力需求加大，日內負荷波動性提高，尤其夏季用電高峰期，對高負荷用戶限電限產(chǎn)以進行需求響應事件頻發(fā)，工商業(yè)用戶配儲以保證生產(chǎn)連續(xù)性需求驅動因素增強。?一體化儲能系統(tǒng)加速滲透，工商業(yè)產(chǎn)品趨向標準化?供給側新產(chǎn)品加速迭代，一體化儲能系統(tǒng)滲透率有望提升：工商業(yè)儲能一體機產(chǎn)品交直流系統(tǒng)一體化設計，減少直流電纜及開關，產(chǎn)品成本更低；并且標準化設計，系統(tǒng)性交付，無需定制化產(chǎn)品，現(xiàn)場施工調試快。隨技術進步迭代，儲能產(chǎn)品集成度提升，目前多數(shù)工商業(yè)儲能企業(yè)均推出了一體化機柜。?銷售渠道建立核心壁壘，技術迭代鑄就強者恒強?渠道優(yōu)勢成為工商業(yè)儲能企業(yè)核心競爭力：工商業(yè)儲能單個項目規(guī)模相對較小，但同一地域趨同性相對較高，在項目數(shù)量與項目規(guī)模方面具有較高的可擴張性，因此具有廣泛渠道布局及地域資源的企業(yè)或將率先實現(xiàn)突破。?工商儲技術迭代更快技術壁壘成為護城河：工商業(yè)儲能作為用戶側儲能，主要目標客戶為小工商業(yè)用戶，對產(chǎn)品性能、壽命、運維等方面均提出較高要求，具有核心技術優(yōu)勢與研發(fā)能力賽道龍頭更具競爭力。?投資建議：?建議關注：具備全球化布局能力的工商業(yè)儲能集成龍頭【科華數(shù)據(jù)】、【盛弘股份】、【陽光電源】；借助于工商業(yè)光伏/用戶側資源發(fā)力工商業(yè)儲能EPC的領先公司【蘇文電能】、【芯能科技】；業(yè)務橫向拓展至工商業(yè)儲能的大儲/戶儲領先公司【南都電源】、【派能科技】

、【華自科技】

、【固德威】、【錦浪科技】、【德業(yè)股份】等；憑借技術和客戶協(xié)同性切入到工商業(yè)儲能設備集成的電網(wǎng)設備公司【杭州柯林】、【金冠股份】、【科林電氣】、【三暉電氣】、【威騰電氣】、

【西力科技】等；具備良好發(fā)展前景的光儲充領軍企業(yè)【星云股份】、【特銳德】等；此外建議關注【麥格米特】、【合康新能】等。?風險提示：電力市場化改革趨緩、原材料成本上升、宏觀經(jīng)濟性風險2??工商業(yè)儲能行業(yè)概況歐美：裝機規(guī)模較小，成長空間廣闊?

工商業(yè)儲能行業(yè)概況及發(fā)展?

商業(yè)模式分析及IRR測算?

儲能企業(yè)產(chǎn)品及銷售模式?

市場空間及行業(yè)相關標的?

風險提示目錄?國內：仍處發(fā)展初期，裝機建設提速31.1工商業(yè)儲能行業(yè)概況?工商業(yè)儲能系統(tǒng)Commercialand

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)應用場景及系統(tǒng)規(guī)模不同，可以對儲能系統(tǒng)進行分類：?從應用場景看，工商業(yè)儲能與戶用儲能同屬于用戶側儲能，通過與其他負載等構建微電網(wǎng)，主要作為負荷側參與電網(wǎng)運行。?從系統(tǒng)規(guī)模看，工商業(yè)儲能電站規(guī)模一般在百千瓦時至數(shù)十兆瓦時之間（100kwh-10MWh），介于戶儲及大儲之間。圖：源網(wǎng)荷各側新型儲能應用場景資料：《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》，華福證券研究所41.2用戶側儲能重要性逐步顯現(xiàn)?作為用戶側儲能，工商業(yè)儲能廣泛應用與智慧城市、工業(yè)園區(qū)、社區(qū)商圈、商業(yè)寫字樓等大型工商業(yè)高耗能單位，實現(xiàn)能源智慧化管理。主要應用模式包括：①削峰填谷：通過谷時充電儲能、峰時放電供能,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②需量響應：當短期用電功率大于變壓器容量時，儲能系統(tǒng)進行快速放電，滿足負載電能需量要求。③電力交易：在電力市場交易平臺上，結合負荷預測進行短期電力交易，實現(xiàn)收益最大化④離網(wǎng)備電：在電力中斷時，為重要負載進行不間斷短時供電，減少由于負載突然掉電造成的經(jīng)濟損失。圖：用戶側儲能主要應用模式①削峰填谷：②需量響應：③電力交易：④離網(wǎng)備電：資料：盛弘股份官網(wǎng)，華福證券研究所51.3海外：歐美工商業(yè)光儲主要政策梳理?美國：儲能（包括大儲、工商業(yè)及戶儲）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，針對儲能方面主要為延長ITC十年、提高稅收基礎抵免比例至30%；新政相對之前不再要求儲能必須配套光伏，獨立儲能（包括大儲/工商業(yè)儲能、戶儲）均可享受；另外部分州提供儲能補貼政策，如加州SGIP針對非戶儲補貼（含工商業(yè)儲能）0.18-0.36/Wh。?歐洲主要國家：部分國家對工商業(yè)儲能有政策支持。歐洲國家對于儲能方面的稅收減免或補貼政策相對更偏向于戶儲，工商業(yè)儲能方面較少；其中德國對于光儲的稅收減免和補貼政策主要是針對家庭部門和不超過30KW的商業(yè)物業(yè)等；意大利和西班牙的光儲政策含工商業(yè)部門。表：海外國家工商業(yè)儲能政策國家光儲減/免稅光儲補貼是否含工商業(yè)部分州提供儲能補貼（如加州SGIP儲能激勵政策，戶儲0.15-

0.5美元/Wh；非戶儲補貼0.18-0.36美元/Wh）美國德國IRA：延長ITC十年和提高基礎抵免比例至30%含免除發(fā)電量所得稅及VAT含容量不超過30KW的商業(yè)物業(yè)2023年起全國免除發(fā)電量所得稅及19%VAT柏林等部分地區(qū)仍有儲能補貼(柏林300歐元/kWh)。提供安裝費用110%的收入稅抵免，從2023年起該比例將逐意大利西班牙無含含年退坡。停止征收光伏發(fā)電自用稅（7%），最高減免購置費

2021年可再生新能源的援助補貼為13.2億歐元；其中針對儲用20%的收入稅。

能補貼2.2億歐元，戶用可獲70%的儲能購置費用抵免。資料：cpuc,seia,ibb,miteco，華福證券研究所61.4歐美工商業(yè)儲能當前裝機規(guī)模較小，成長空間廣闊?主要國家目前工商業(yè)儲能規(guī)模都相對仍較小，后續(xù)成長空間廣闊。?美國工商業(yè)裝機規(guī)模持續(xù)高增：工商業(yè)儲能Q1裝機69.1MW/

203.3MWh，環(huán)比+44%/+112%，同比+10/+43%；在美國大儲與戶儲Q1裝機均大幅下降的情況下，工商業(yè)儲能實現(xiàn)環(huán)比大幅增長，主要由于部分原2022年預計完成的項目推遲至23Q1完成。?德國工商業(yè)裝機占總裝機比例低于5%：2021年工商業(yè)儲能裝機27MW/57MWh，分別占總裝機4.2%/3.4%。圖：美國儲能裝機數(shù)據(jù)圖：德國儲能裝機數(shù)據(jù)儲能裝機功率（MW)non-residential

（MW)儲能裝機電量（MWh)Gridscale（MWh)Gridscale（MW)Residential

（MWh)Residential

（MW)non-residential

（MWh)HSS年度裝機情況（MWh）HSS年度裝機功率（MW)ISS年度裝機功率（MW)年度裝機功率（ISS年度裝機情況（MWh）6,000年度裝機情況（MWh）LSSLSSMW)年度總裝機情況（MWh）年度總裝機功率（MW）5,0004,0003,0002,0001,00001,5001,000500014263489620369961

79142848255277131.5157.8326663

4.6400.

10

4

3.9620.

0026592756212021Q1

2021Q2

2021Q3

2021Q4

2022Q1

2022Q2

2022Q3

2022Q4

2023Q1201620172018201920202021資料：Woodmac，華福證券研究所71.5我國當前工商業(yè)儲能發(fā)展仍處初期?

2022年我國用戶側儲能裝機占總裝機比例約為5%：?根據(jù)CESA統(tǒng)計，2022年我國新增電化學儲能5.9GW，其中用戶側儲能新增裝機0.3GW，約占新增儲能裝機規(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%，用戶側削峰填谷0.2GW，約占新增總規(guī)模3.5%。（注：用戶側儲能=戶用儲能+廣義工商業(yè)儲能，廣義工商業(yè)儲能=分布式光伏配儲+工商業(yè)獨立儲能，可認為我國戶用儲能暫無市場，用戶側儲能全部為工商業(yè)儲能）。圖：CNESA

2021年中國新增儲能應用分類圖：CESA中國2022年新增電化學儲能裝機數(shù)據(jù)（GW）0.20,3%新能源+儲能1.1,19%電源側輔助服務電網(wǎng)側儲能分布式及微網(wǎng)用戶側削峰填谷共享儲能2.2,38%0.20,4%0.10,2%其他1.4,24%0.6,10%資料：CESA，CNESA，華福證券研究所?

工商業(yè)儲能行業(yè)概況及發(fā)展?

商業(yè)模式分析及IRR測算?

儲能企業(yè)產(chǎn)品及銷售模式?

市場空間及行業(yè)相關標的?

風險提示目錄?????分布式光伏配儲峰谷價差套利現(xiàn)貨交易需量電費管理需求側響應92.1工商業(yè)儲能商業(yè)模式分類??作為用戶側儲能，一般情況下工商業(yè)儲能通過電價差獲得收益，主要包括以下三種商業(yè)模式：①需求管理（Demand

charge

management）：利用儲能電池系統(tǒng)，減少客戶峰值電力需求及相關費用。?②峰谷套利（Time-of-use

(TOU)

arbitrage）：隨著分時電價、現(xiàn)貨市場等全面推進，利用峰谷價差實現(xiàn)低充高放，從而實現(xiàn)峰谷價差套利。??③自發(fā)自用（Self-consumption）：光伏上網(wǎng)電價相比用電電價有大幅折價，通過工商業(yè)儲能配套分布式光伏系統(tǒng)，實現(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)儲能也可通過參與調峰調頻等輔助服務方式，獲得一定收益（此時類似于電網(wǎng)側儲能）。圖：江蘇省7月分時電價（元/kwh）、工商業(yè)儲能峰谷套利及需求管理資料：國家電網(wǎng)，合康新能，華福證券研究所102.2工商業(yè)分布式光伏配儲（類戶儲模式）?工商業(yè)儲能作為規(guī)模相對較大的用戶側儲能（相比戶儲），同時兼具大儲與戶儲商業(yè)模式。?類比戶用光儲系統(tǒng)自發(fā)自用、日發(fā)夜用模式，工商業(yè)儲能通過配套分布式光伏系統(tǒng)，如工業(yè)園屋頂光伏等，構建園區(qū)微電網(wǎng)，可以實現(xiàn)日間余電存儲，夜間或峰時放電，從而降低企業(yè)用電成本。?系統(tǒng)相關假設表：工商業(yè)光儲收入測算?江蘇某5MW/10MWh園區(qū)工商業(yè)儲能電站：建設總成本1500萬元；以光伏平均上網(wǎng)電價作為系統(tǒng)充電成本，每日充放一次；放電深度75%，系統(tǒng)效率90%。工商業(yè)光儲收益測算模型（江蘇7月35kv工商業(yè)電價）假設：以光伏上網(wǎng)電價作為充電成本，放電電量中，峰時與夜間各一半結果一：若峰時與夜間各放電一半，年節(jié)約電費159萬元結果二：若全部峰時放出，年節(jié)約電費217萬元參數(shù)儲能設備成本儲能電站成本(含設計及建設成本)（元/kWh）儲能功率

(MW)??130015005儲能時間（h）2圖：江蘇省7月分時電價（元/kwh）光伏平均上網(wǎng)電價（元/kWh）峰時電價（元/kWh）夜間電價，以平時計（元/kWh）放電深度（%）系統(tǒng)能量效率循環(huán)壽命（次）儲能單日充放電次數(shù)（天）生命周期（年）建設成本（萬元）0.251.130.6675%90%6000116.441500假設1：放電電量中，峰時與夜間各一半每日節(jié)約電費（元）年節(jié)約電費（萬元）4356.79159.02假設2：放電電量中，均在峰時釋放每日節(jié)約電費（元）年節(jié)約電費（萬元）5956.20217.40資料：江蘇電網(wǎng)，華福證券研究所112.3工商業(yè)峰谷價差套利模式2.3.1

分時電價機制逐步完善?分時電價機制逐步完善，峰谷價差拉大利于工商業(yè)儲能盈利改善?2021年7月26日，價格司發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，提出優(yōu)化分時電價機制、強化分時電價機制執(zhí)行、加強分時電價機制實施保障三方面要求。?其中，對于優(yōu)化分時電價機制，重點提出完善峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、健全季節(jié)性電價機制。表：關于進一步完善分時電價機制的通知政策要求詳細內容適應新能源大規(guī)模發(fā)展、電力市場加快建設、電力系統(tǒng)峰谷特性變化等新形勢新要求，持續(xù)深化電價市場化改革、充分發(fā)揮市場決定價格作用，形成有效的市場化分時電價信號。在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，更好引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納，為構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行提供支撐。總體要求科學劃分峰谷時段。各地要統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏┬锠顩r、系統(tǒng)用電負荷特性、新能源裝機占比、系統(tǒng)調節(jié)能力等因素，將系統(tǒng)供需緊張、邊際供電成本高的時段確定為高峰時段，引導用戶節(jié)約用電、錯峰避峰；將系統(tǒng)供需寬松、邊際供電成本低的時段確定為低完善峰谷電

谷時段，促進新能源消納、引導用戶調整負荷。可再生能源發(fā)電裝機比重高的地方，要充分考慮新能源發(fā)電出力波動，以及凈負荷價機制

曲線變化特性。合理確定峰谷電價價差。各地要統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調節(jié)能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。各地要結合實際情況在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制。尖峰時段根據(jù)前兩年當?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負荷95%及以上用電負荷出現(xiàn)建立尖峰電

的時段合理確定，并考慮當年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調整；尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。價機制

熱電聯(lián)產(chǎn)機組和可再生能源裝機占比大、電力系統(tǒng)階段性供大于求矛盾突出的地方，可參照尖峰電價機制建立深谷電價機制。強化尖峰電價、深谷電價機制與電力需求側管理政策的銜接協(xié)同，充分挖掘需求側調節(jié)能力。優(yōu)化分時電價機制日內用電負荷或電力供需關系具有明顯季節(jié)性差異的地方，要進一步建立健全季節(jié)性電價機制，分季節(jié)劃分峰谷時段，合理設置季健全季節(jié)性

節(jié)性峰谷電價價差；水電等可再生能源比重大的地方，要統(tǒng)籌考慮風光水多能互補因素，進一步建立健全豐枯電價機制，豐、枯時電價機制

段應結合多年來水、風光出力特性等情況合理劃分，電價浮動比例根據(jù)系統(tǒng)供需情況合理設置。鼓勵北方地區(qū)研究制定季節(jié)性電采暖電價政策，通過適當拉長低谷時段、降低谷段電價等方式，推動進一步降低清潔取暖用電成本，有效保障居民冬季清潔取暖需求。資料：，華福證券研究所122.3.2

峰谷價差加大顯著提升工商業(yè)儲能盈利能力?峰谷價差套利是工商業(yè)儲能目前最常見最普遍商業(yè)模式之一，通過低充高放實現(xiàn)套利。?隨著分時電價機制逐步完善，多省市推出季節(jié)性尖峰電價機制：在夏季與冬季部分用電高峰月份，尖峰電價（部分省市還有深谷電價機制）進一步拉大峰谷價差；多省市更新峰谷電價政策，尖峰電價和低谷電價上下浮動比例更高，意味著峰谷電價差進一步拉大，為儲能打來更多盈利空間。表：部分省市工商業(yè)峰谷電價政策更新相關政策季節(jié)性電價省市

發(fā)布時間峰谷時段劃分峰谷比價水平峰平谷電價比調整為1.64:1:0.41，峰段電價以平段電價為基礎上浮64%、谷段電價以平段電價為基礎下浮59%每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行尖峰電價，其中，1月、12月尖峰時段為每日18-19時，7-8月尖峰時段為每日12-14時和20-21時，用電價格在其他月份峰段電價基礎上上浮20%全年峰谷時段按每日24小時分為高峰、平段、低谷三段河南

11月5日

各8小時，其中，高峰時段為10-14時和17-21時，低谷時段為23時至次日7時，其余時段為平段每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價，在平段電價不變的基礎上，峰平谷電價比調整為1.71:1:0.47冬季(1月、12月)：每日17:00-19:00為尖峰時段，9:00-12:00、19:00-20:00為高峰時段，00:00-06:00為低谷時段，其余為平段夏季(7-9月)：每日20:00-22:00為尖峰時段，16:00-20:00為高峰段，00:00-06:00為低谷時段，其余為平段其他季節(jié)(2-6、10-11月)：16:00-22:00為高峰時段，00:00-06:00為低谷時段，其余為平段高峰時段電價上浮50%,尖峰時段電價在高峰時段電價基礎上上浮20%,低谷時段電價下浮50%江西

11月7日峰平谷電價比調整為1.64:1:0.41，峰段電價以平段電價為基礎上浮64%、谷段電價以平段電價為基礎下浮59%每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行尖峰電價，其中，1月、12月尖峰時段為每日18-19時，7-8月尖峰時段為每日12-14時和20-21時，用電價格在其他月份峰段電價基礎上上浮20%全年峰谷時段按每日24小時分為高峰、平段、低谷三段山東

11月29日

各8小時，其中，高峰時段為10-14時和17-21時，低谷時段為23時至次日7時，其余時段為平段每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價，在平段電價不變的基礎上，峰平谷電價比調整為1.71:1:0.47夏季(6、7、8月)其他季節(jié)(每年3、4、5月及9、10、11月)低谷0-8時；平段8-15時、23-24時；高峰15-19時、22-23時；尖峰19-22時

平段電價按市場交易購電價格或電網(wǎng)代理購電平均上網(wǎng)價格執(zhí)行，高峰和低河北

12月6日

低谷：1-6時、12-15時；平段：0-1時、6-12時、15-16

冬季(每年12、次年1、2月)谷時段用電價格在平段電價基礎上分別上下浮動70%；尖峰時段用電價格在時；高峰：16-24時低谷：1-6時、12-15時；平段：0-1時、6-12時、15-16時；高峰：16-17時、高峰電價基礎上上浮20%19-24時；尖峰：17-19時尖峰時段(每日20：00-22：00)低谷時段(每日23：00-次日7：00)除夏季外其他月份：每年用電高峰月份(夏季7月8月、冬季12月1月)，尖峰時段基礎電價浮動比例由1.8調整為2，低谷時段基礎電價浮動比例由0.48調整為0.45湖北

12月9日尖峰電價180%，低谷電價48%1、一般工商業(yè)及其他兩部制、大工業(yè)兩部制用電高峰時段：8:00-11:00、18:00-21:00上海

12月16日

平時段：6:00-8:00、11:00-18:00、21:00-22:00低谷時段：22:00-次日6:00夏季(7、8、9月)和冬季(1、12月)高峰時段電價在平段電價基礎上上浮80%，低

其他月份高峰時段電價在平段電價基礎上上浮60%，低谷時段電價在平段電谷時段電價在平段電價基礎上下浮60%，尖峰時段電價在高峰電價的基礎上上

價基礎上下浮50%浮25%2、其他月份高峰時段電價在平段電價基礎上上浮17%，低谷時段電價在平段電價基礎上下浮45%其中，冬季(1月、12月)19:00-21:00為尖峰時段資料：各省，北極星儲能網(wǎng)，華福證券研究所132.3.3

全國主要省份7月峰谷價差一覽?

7月峰谷價差看，上海市、廣東珠三角五市、廣東江門、廣東惠州、湖南省等地區(qū)峰谷價差居前：??以35kv大工商業(yè)兩部制電價為例：①廣東、海南、上海、浙江等東部省份峰谷電價差相對較大?②7月部分省市進入夏季尖峰月份，尖峰電價機制價差更高：以珠三角五市為例，7月價差為1.2011元/kWh（尖峰-低谷），6月價差為0.8885（高峰-低谷），環(huán)比+35%。?③峰谷價差擴大是長期趨勢：同比數(shù)據(jù)看，近七成的區(qū)域，7月峰谷價差同比增長；環(huán)比數(shù)據(jù)看，超過九成的區(qū)域7月峰谷價差環(huán)比增長（7月進入尖峰電價有一定影響，若不考慮尖峰電價，僅比較高峰-低谷價差變動，全國僅5省環(huán)比下降，且降幅低于2分/kwh）。圖：部分省市7月工商業(yè)峰谷電價差（元/kwh）尖峰-低谷高峰-低谷1.401.201.000.800.600.400.200.00??④江蘇、安徽等省目前暫無普適性尖峰電價政策，但其高峰-低谷價差相對處于全國居前注：本章及后續(xù)測算相關電價數(shù)據(jù)均選取35kv大工商業(yè)兩部制電價作為標準資料：各省電網(wǎng)，華福證券研究所142.3.4

以湖北為例：電價相關政策解讀?三期輸配電價政策6月起運行，新方案對線損及系統(tǒng)運行費進一步細化：?5月國家發(fā)布了《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關事項的通知》，新的輸配電價方案將于6月1日實施。?在6月份的代理購電價格中，出現(xiàn)了上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價、系統(tǒng)運行費用。其中系統(tǒng)運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等。??因此電價實際計算方式為：5月：代理購電價+輸配電價+政府基金及附加+代理購電綜合損益分攤（部分區(qū)域）+容/需量電價6月起：代理購電價+輸配電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價+政府基金及附加+系統(tǒng)運行費用+容/需量電價。??峰谷電價=基礎電價（代理購電價+輸配電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價）×系數(shù)+政府性基金及附加+系統(tǒng)運行費（不同省份對基礎電價定義可能不同，如廣東對系統(tǒng)運行費部分也納入基礎電價，計算峰谷電價時會乘以系數(shù)，而湖北省系統(tǒng)運行費不計算系數(shù)）（注：容/需量電價獨立計入，與度電電價無關）表：湖北省工商業(yè)電價構成方式（電價數(shù)據(jù)為23年7月）

（元/kwh）政府性基金及附加代理購電價

電度輸配電價

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系數(shù)系統(tǒng)運行費用合計尖峰-低谷高峰-低谷尖峰高峰2.001.491.000.451.28330.96820.66550.32570.48990.10650.02140.04520.00250.95760.6425平時（基礎電價）低谷資料：國網(wǎng)湖北，湖北，華福證券研究所152.3.4

以湖北為例：峰谷價差計算方式?湖北分時電價政策更新，提高冬夏兩季尖峰電價系數(shù)，降低低谷電價系數(shù)：?2022年12月9日，湖北省出臺了《關于進一步完善分時電價機制有關的通知》（鄂發(fā)改價管〔2022〕406號），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），省內執(zhí)行峰谷分時電價政策用戶的尖峰時段基礎電價倍率由1.8調整至2.0，低谷時段基礎電價倍率由0.48調整至0.45。其他月份尖峰、低谷時段的基礎電價倍率仍分別按1.8和0.48執(zhí)行。圖：湖北省工商業(yè)峰谷電價系數(shù)及時段???湖北尖峰時段:20:00-22:00；高峰時段:9:00-15:00；低谷時段:23:00-次日7:00；其余為平時段。湖北峰谷電價系數(shù)-冬夏221.81.61.41.211.49與其他省份不同，湖北省全年均有尖峰、高峰、平時、低谷四個時段，冬夏調整尖峰及低谷系數(shù)從而放大峰谷價差。111假設日內兩次充放，則實際運行價差為一次“谷-峰”+一次“平-尖峰”0.80.60.40.200.450.45表：湖北省儲能電站兩次充放對應電價差（元/kwh）電度輸配電

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線政府性基金

系統(tǒng)運行費0123456789

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23除冬夏外(8個月）

代理購電價系數(shù)合計高峰-低谷

尖峰-平時價損及附加0.04520.04520.04520.0452用湖北峰谷電價系數(shù)-其他月份尖峰高峰0.48990.48990.10650.10650.10650.10650.02140.02140.02140.02141.801.491.000.480.00250.00250.00250.00251.15970.96820.66550.34420.49420.624021.81.61.41.211.81.49平時（基礎電價）

0.4899低谷

0.4899111電度輸配電

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線政府性基金

系統(tǒng)運行費冬季&夏季(4個月）

代理購電價系數(shù)合計高峰-低谷

尖峰-平時價損及附加0.04520.04520.04520.0452用0.80.60.40.20尖峰高峰0.48990.48990.10650.10650.10650.10650.02140.02140.02140.02142.001.491.000.450.00250.00250.00250.00251.28330.96820.66550.32570.61780.64250.480.48平時（基礎電價）

0.4899低谷

0.4899資料：國網(wǎng)湖北，湖北，華福證券研究所0123456789

10

11

12

13

14

15

16

17

11

8619

20

21

22

232.3.4

以湖北為例：工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算表：湖北省工商業(yè)峰谷套利測算相關參數(shù)?我們以湖北為例測算了工商業(yè)儲能峰谷套利，當前電價差下，預期湖北省工商儲全投資IRR約為5.59%。參數(shù)儲能設備成本130015005儲能電站成本(含設計及建設成本)（元/kWh）儲能功率

(MW)儲能時間（h）充放價差1（元/kWh）充放價差2（元/kWh）平均充放價差（元/kWh）放電深度（%）??關鍵假設如下：21）工商業(yè)儲能電站成本1.5元/Wh0.630.540.5875%90%6000290%80%70%8%?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%?系統(tǒng)能量效率循環(huán)壽命（次）注：兩段充放電價差取全年算數(shù)平均值（冬夏4個月低谷與尖峰系數(shù)調整）?測算湖北工商業(yè)儲能全投資IRR為5.6%，主要原因由于湖北基礎電價（0.6655元/kwh）相對較低，高峰時段系數(shù)也較小（1.49），因此兩次充放電全年平均價差0.58元/kwh。儲能單日充放電次數(shù)（天）前33%生命周期容量保持率33%-66%生命周期容量保持率66%-100%生命周期容量保持率運維成本（/系統(tǒng)成本）其他成本（/系統(tǒng)成本）電站殘值（/系統(tǒng)成本）10%5%建設成本（萬元）1500表：湖北省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算單位：萬元初始投資運營利潤運維成本其他成本電站殘值現(xiàn)金流0123456789-1500287.17-14.60-18.25287.17-14.60-18.25278.87-14.60-18.25255.26-14.60-18.25255.26-14.60-18.25238.65-14.60-18.25223.35-14.60-18.25223.35-14.60-18.2548.95-3.20-4.0075.00116.75-15005.59%254.32254.32246.02222.41222.41205.80190.50190.50IRR資料：國網(wǎng)湖北，湖北，華福證券研究所172.3.5

以江蘇為例：工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算表：江蘇省工商業(yè)峰谷套利測算相關參數(shù)?我們以同樣的參數(shù)測算江蘇工商儲全投資IRR為9.42%，已具有一定盈利性：參數(shù)?江蘇峰谷時段及系數(shù)如下：江蘇省高峰時段：8-11，17-22；平時時段：11-17，22-24；低谷時段：0-8。高峰系數(shù)1.7196，低谷系數(shù)0.4185。儲能設備成本儲能電站成本(含設計及建設成本)（元/kWh）儲能功率

(MW)130015005?江蘇IRR相比湖北有明顯提升，主要由于更大的電價系數(shù)差帶來更高峰谷價差，2次充放全年平均價差達0.67元/kwh，顯著高于湖北0.58的價差儲能時間（h）2充放價差1（元/kWh）充放價差2（元/kWh）平均充放價差（元/kWh）放電深度（%）系統(tǒng)能量效率循環(huán)壽命（次）儲能單日充放電次數(shù)（天）前33%生命周期容量保持率33%-66%生命周期容量保持率66%-100%生命周期容量保持率運維成本（/系統(tǒng)成本）其他成本（/系統(tǒng)成本）電站殘值（/系統(tǒng)成本）0.860.470.6775%90%6000290%80%70%8%注：江蘇對315千伏安及以上工業(yè)用電執(zhí)行夏季尖峰電價，時間段為14-15，20-21，同時17-18調整為平時，尖峰電價為峰時電價上浮20%，因無普適性此處測算暫不考慮江蘇尖峰電價。7月江蘇35kv工商業(yè)兩部制分時電價（元/kwh）1.131.131.201.000.800.600.400.200.000.660.2810%5%建設成本（萬元）15000123456789

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23表：江蘇省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算單位：萬元初始投資運營利潤運維成本其他成本電站殘值現(xiàn)金流0123456789-1500327.85-14.60-18.25327.85-14.60-18.25318.37-14.60-18.25291.42-14.60-18.25291.42-14.60-18.25272.46-14.60-18.25255.00-14.60-18.25255.00-14.60-18.2555.89-3.20-4.0075.00123.69-15009.42%295.00295.00285.52258.57258.57239.61222.15222.15IRR資料：國網(wǎng)江蘇，華福證券研究所182.3.6

以廣東為例：峰谷價差相關政策及測算?廣東21年起即開始拉大峰谷價差，調整峰谷系數(shù)：?21年9月，廣東發(fā)布《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》其中明確提出，拉大峰谷電價差，峰平谷比價從1.65:1:0.5調整為1.7:1:0.38。?尖峰電價在上述峰谷分時電價的峰段電價基礎上上浮25%。尖峰電價執(zhí)行時間為7月、8月和9月三個整月，尖峰電價每天的執(zhí)行時段為11-12時、15-17時共三個小時。圖：廣東省工商業(yè)峰谷電價系數(shù)及時段??以珠三角五市電價為例廣東峰谷電價系數(shù)-夏季尖峰-低谷價差為1.2011元/kwh，高峰-低谷價差為0.9086元/kwh2.522.1252.1251.71.7假設日內兩次2h充放：廣東省內夏季為

“谷2h充-峰1h放+尖峰1h放”+“平2h充-尖峰2h放”，其他季節(jié)為

“谷2h充-峰2h放”+

“平2h充-峰2h放”。?1.51110.38綜合測算廣東珠三角五市全年加權平均充放價差為0.75元/kWh。?0.500246810

12

14

16

18

20

22表：實際測算廣東充放電價差（珠三角五市）政府性基金及附加0.0277春秋冬(9個月）

代理購電價

電度輸配電價

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損

系統(tǒng)運行費用系數(shù)合計充放1充放2廣東峰谷電價系數(shù)-其他2.52高峰平時（基礎電價）低谷0.56590.56590.56590.10090.10090.10090.01580.01580.01580.00570.00570.00571.701.000.381.19780.71600.28920.90860.48181.71.70.02770.02771.51111政府性基金及附加0.0277夏季(3個月）代理購電價

電度輸配電價

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損

系統(tǒng)運行費用系數(shù)合計充放1充放2尖峰高峰0.56590.56590.10090.10090.01580.01580.00570.00572.131.701.49031.19781.05480.77430.380.500.0277平時（基礎電價）低谷0.56590.56590.10090.10090.01580.01580.00570.00571.000.380.02770.02770.71600.28920246810

12

14

16

18

20

22資料：南網(wǎng)廣東，，北極星儲能網(wǎng)，華福證券研究所192.3.6

以廣東為例：工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算表：廣東省工商業(yè)峰谷套利測算相關參數(shù)?

6000次循環(huán)下廣東工商業(yè)IRR可達13.2%；

8000次循環(huán)下廣東工商業(yè)IRR可達17.9%。參數(shù)儲能設備成本130015005儲能電站成本(含設計及建設成本)（元/kWh）儲能功率

(MW)儲能時間（h）充放價差1（元/kWh）充放價差2（元/kWh）平均充放價差（元/kWh）放電深度（%）?以珠三角五市電價測算，參數(shù)主要假設與前述相同，夏季由于執(zhí)行尖峰電價政策，兩次充放分別為“谷2-峰1+尖峰1”+

“平2-尖峰2”；全年取夏季與春秋冬充放電價差加權均值。20.950.550.7575%90%6000290%80%70%8%?我們認為：在峰谷價差相對較高的廣東省，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性已經(jīng)較為優(yōu)秀，且隨著儲能技術不斷改進迭代，目前中高端的工商業(yè)儲能產(chǎn)品已經(jīng)可以實現(xiàn)8000次以上循環(huán)，對應全投資IRR達18%。系統(tǒng)能量效率循環(huán)壽命（次）表：廣東省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算（6000次循環(huán)）儲能單日充放電次數(shù)（天）前33%生命周期容量保持率33%-66%生命周期容量保持率66%-100%生命周期容量保持率運維成本（/系統(tǒng)成本）其他成本（/系統(tǒng)成本）單位：萬元初始投資運營利潤運維成本其他成本電站殘值現(xiàn)金流0123456789-1500369.58-14.60-18.25369.58-14.60-18.25358.89-14.60-18.25328.51-14.60-18.25328.51-14.60-18.25307.14-14.60-18.25287.45-14.60-18.25287.45-14.60-18.2563.00-3.20-4.0075.0010%5%-1500336.73336.73326.04295.66295.66274.29254.60254.60130.80

電站殘值（/系統(tǒng)成本）IRR13.17%表：廣東省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算（8000次循環(huán)）建設成本（萬元）1500單位：萬元初始投資運營利潤運維成本其他成本電站殘值現(xiàn)金流01234567891011-1500369.58-10.95-13.69369.58-10.95-13.69369.58-10.95-13.69355.29-10.95-13.69328.51-10.95-13.69328.51-10.95-13.69328.51-10.95-13.69300.05-10.95-13.69287.45-10.95-13.69287.45-10.95-13.69275.64-10.50-13.1375.00-1500344.94344.94344.94330.65303.88303.88303.88275.41262.81262.81327.01IRR17.94%資料：南網(wǎng)廣東，華福證券研究所202.3.7

工商業(yè)峰谷價差敏感性測算?在0.8元/kwh充放電價差，1.5元/wh儲能成本下，

6000次與8000次循環(huán)對應IRR分別為15.31%及19.91%，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性已逐步體現(xiàn)。?當前1.5元/wh儲能成本下，0.65元/kwh的充放電價差即可帶來8.7%以上的IRR（6000循環(huán)），隨儲能成本持續(xù)下降，儲能技術水平提升，峰谷價差進一步拉大，多因素將驅動工商業(yè)儲能IRR進一步提升。表：工商業(yè)峰谷價差套利敏感性測算平均充放價差（元/kWh）6000次循環(huán)下IRR敏感性測算13.17%14001450150015501600165017000.600.6510.82%9.74%8.73%7.76%6.85%5.97%5.14%0.700.750.800.850.900.951.008.40%7.37%6.40%5.48%4.61%3.78%2.99%13.17%12.04%10.98%9.97%9.01%8.10%7.23%15.47%14.29%13.17%12.12%11.12%10.17%9.26%17.71%16.48%15.31%14.21%13.17%12.18%11.24%19.90%18.62%17.41%16.27%15.18%14.15%13.17%22.06%20.73%19.47%18.28%17.15%16.08%15.06%24.19%22.80%21.49%20.26%19.09%17.98%16.92%26.28%24.84%23.48%22.20%20.99%19.84%18.75%工商業(yè)儲能電站成本(含設計及建設成本)（元/kWh）平均充放價差（元/kWh）8000次循環(huán)下IRR敏感性測算17.94%14001450150015501600165017000.600.650.700.750.800.850.900.951.0013.57%12.64%11.76%10.92%10.13%9.37%15.79%14.80%13.87%12.99%12.16%11.36%10.61%17.94%16.91%15.93%15.01%14.13%13.30%12.51%20.05%18.97%17.94%16.97%16.06%15.19%14.36%22.13%20.99%19.91%18.90%17.94%17.03%16.17%24.16%22.97%21.85%20.79%19.79%18.84%17.94%26.17%24.93%23.76%22.65%21.61%20.62%19.68%28.15%26.86%25.64%24.49%23.40%22.37%21.40%30.11%28.76%27.50%26.30%25.17%24.10%23.09%工商業(yè)儲能電站成本(含設計及建設成本)（元/kWh）8.65%21資料：能源局，華福證券研究所2.4電力現(xiàn)貨交易開啟工商業(yè)儲能市場化（類大儲模式）?電力市場化改革持續(xù)推進，電力現(xiàn)貨市場有望推動工商儲新商業(yè)化模式?電力現(xiàn)貨市場主要包括日前市場和實時市場，采用全電量申報、集中優(yōu)化出清的方式開展。交易品種上，涵蓋了電能量、輔助服務等多類交易品種。?2021年12月1日，山東電力現(xiàn)貨市場啟動不間斷結算試運行。山東電力市場體系包括電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和零售市場。電力中長期市場以年度、月度、多日為周期，并從時序上延伸至日前、實時的現(xiàn)貨市場交易。圖：山東日前現(xiàn)貨電價資料：山東電力交易中心，華福證券研究所222.5工商業(yè)儲能參與需量電費管理??工業(yè)儲能可以有效降低尖峰負荷，節(jié)省大量需量電費（如采用需量電費計價模式）根據(jù)23年5月15日印發(fā)的《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關事項的通知》：?①執(zhí)行工商業(yè)（或大工業(yè)、一般工商業(yè)）用電價格的用戶（以下簡稱工商業(yè)用戶），用電容量在100千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價；100千伏安至315千伏安之間的，可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價；315千伏安及以上的，執(zhí)行兩部制電價，現(xiàn)執(zhí)行單一制電價的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價或兩部制電價。?②選擇執(zhí)行需量電價計費方式的兩部制用戶，每月每千伏安用電量達到260千瓦時及以上的，當月需量電價按本通知核定標準90%執(zhí)行。每月每千伏安用電量為用戶所屬全部計量點當月總用電量除以合同變壓器容量。?當前工商業(yè)兩部制電價包括基本電價和電度電價：總電價=用電容量（或需量）*基本電價+電量*電度電價。?基本電價部分，用戶根據(jù)實際用電情況選擇根據(jù)容量計費或需量計費。容量計費方式中，基本電價=實際運行變壓器容量*容量電價；需量計費方式中，基本電價=當月抄見最大需量值*需量電價。?對于采用需量計費的用戶，假設其為江蘇省某工商業(yè)用戶，通過配套1MW/2MWh工商業(yè)儲能電站，使其月最大需量降低1MW（暫不考慮需量電價90%折扣），則每月總電費可降低48*1000=4.8萬元，需量電費部分可每年節(jié)省57.6萬元。假設為需量電價較低的廣東省，也可每年節(jié)省31*0.1*12=37.2萬元。注1：需量電價相關：kW是有功功率的單位；容量電價相關：kVA是視在功率的單位；視在功率^2=有功功率^2+無功功率^2，即視在功率包含有功功率和無功功率；有功功率（kW）=視在功率(kVA)*cosφ，cosφ為功率因數(shù)。注2：我國需量電價一般為容量電價1.6倍表：部分省市35kv大工商業(yè)兩部制容（需）量電價表北京天津38.424.0河北35.021.9山西36.022.5上海40.825.5江蘇48.030.0浙江44.828.0山東35.222.0廣東31.019.4四川32.020.0需量電價（元/千瓦·月）48.0容量電價（元/千伏安·月）

30.0資料：，華福證券研究所232.6工商業(yè)儲能參與虛擬電廠需求側響應?工商業(yè)儲能作為負荷端最便于調控的用戶，在參與削峰填谷等需求側響應方面具有重要意義，并可獲得相應的補貼：?2021年7月，廣州印發(fā)實施了《廣州市虛擬電廠實施細則》，提出將通過實施虛擬電廠需求響應，運用經(jīng)濟杠桿，引導電力用戶主動削減尖峰負荷。?安排補貼資金3000萬元，鼓勵用戶參與虛擬電廠需求響應市場，明確逐步形成約總市最高負荷3%左右的需求響應能力，補貼費用=有效響應電量×補貼標準×響應系數(shù)，削峰補貼標準最高5元/kwh，填谷補貼標準最高2元/kwh。?考慮響應系數(shù)，實時削峰填谷響應補貼最高可分別達15元/kwh、6元/kwh。?隨電力市場化改革加深，其他省市也有望推出對應的需求側響應補貼政策，工商業(yè)儲能作為虛擬電廠中削峰填谷的重要環(huán)節(jié)，發(fā)展有望進一步提速。表：廣州市虛擬電廠削峰填谷響應補貼資料：廣州政府，華福證券研究所24?

工商業(yè)儲能行業(yè)概況及發(fā)展?

商業(yè)模式分析及IRR測算?

儲能企業(yè)產(chǎn)品及銷售模式?

市場空間及行業(yè)相關標的?

風險提示目錄??一體機/傳統(tǒng)分體招投標/詢價模式253.1工商業(yè)儲能一體機模式發(fā)展加速?工商業(yè)儲能產(chǎn)品包括傳統(tǒng)分體式設計與一體化設計。隨技術進步迭代，儲能產(chǎn)品集成度提升，目前多數(shù)工商業(yè)儲能企業(yè)均推出了一體化機柜。?一體化產(chǎn)品：交直流系統(tǒng)一體化設計，減少直流電纜及開關，產(chǎn)品成本更低；并且標準化設計，系統(tǒng)性交付，無需定制化產(chǎn)品，現(xiàn)場施工調試快。?傳統(tǒng)分體式：可根據(jù)需求定制化，根據(jù)需求可以更靈活搭配儲能系統(tǒng)功率與電量，且對于特定場景適配性更優(yōu)。圖：一體化工商業(yè)儲能方案圖：傳統(tǒng)分體式工商業(yè)儲能方案電網(wǎng)工商業(yè)儲能一體柜1電網(wǎng)模塊化電池集裝箱1模塊化PCS集裝箱1電池系統(tǒng)、BMS、EMS、PCS、溫控、消防等一體化集成柜工商業(yè)儲能一體柜2模塊化電池集裝箱2匯流柜工商業(yè)儲能一體柜3模塊化PCS集裝箱k模塊化電池集裝箱n工廠/商戶工商業(yè)儲能一體柜n工廠/商戶資料：華福證券研究所繪制263.2工商業(yè)儲能系統(tǒng)解決方案分類資料：海博思創(chuàng)、弘正能源、上能電氣官網(wǎng)，華福證券研究所273.3工商業(yè)儲能系統(tǒng)代表產(chǎn)品資料：陽光電源、南都電源、盛弘股份、科華數(shù)據(jù)、奇點能源、上海電氣、沃太能源、科創(chuàng)儲能、時代星云官網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，中華網(wǎng)，cnesa，28華福證券研究所3.4工商業(yè)儲能系統(tǒng)銷售模式?

國內目前工商業(yè)儲能代表企業(yè)包括：1)儲能系統(tǒng)集成：陽光電源、南都電源、盛弘股份、科華數(shù)據(jù)、華自科技、奇點能源、電氣、沃太能源、時代星云、科創(chuàng)儲能、弘正能源、億蘭科電氣、美克生能源、南瑞繼保、星翼能源等；2）單一元器件：如以逆變器切入賽道的固德威、德業(yè)股份、錦浪科技等。?

工商業(yè)儲能系統(tǒng)銷售模式主要包括：是否啟動招標主要取決于項目大小，對于項目體量較大且接入點在10kv及以上高壓側需要備案時，往往需要EPC方參與進行接網(wǎng)設計、土建安裝等工作，對于體量較小的項目而言，往往不涉及招標，投資方直接向設備集成商詢價采購即可。其中①為項目投資方(第三方比例快速提升，比例可能接近工商業(yè)主直投）出于成本考量，自主分別招標光儲設計、設備集成、建設安裝等；②為EPC總包招標模式，由總包負責全流程，設備集成商向總包供應設備但依舊需要同業(yè)主緊密溝通，甚至處于主導地位；③為詢價模式，儲能項目較小，投資方直接跟工商業(yè)儲能進行詢價；④為貿(mào)易商分銷模式，通過其分銷能力下沉至低線市場，模式類比戶用光伏。系統(tǒng)設計Engineering銷售路徑①

項目體量大，投資方專業(yè)，分開對各環(huán)節(jié)進行招標設備集成Procurement建設安裝Construction銷售路徑②

項目體量較大，涉及備案，招標方式確定EPC方，EPC方再向設備方發(fā)起采購（項目主導權各異）EPC總包工廠園區(qū)商業(yè)樓宇數(shù)據(jù)中心充電站項目投資方（第三方或工商業(yè)業(yè)主）電池/Pack第三方投資方工商業(yè)業(yè)主電池管理系統(tǒng)（BMS）銷售路徑④

通過貿(mào)易商/代理商分銷（類似戶用光伏）儲能逆變器（PCS）工商業(yè)儲能系統(tǒng)集成工商業(yè)光儲設計貿(mào)易商光儲運維商……能量管理系統(tǒng)（EMS）銷售路徑③

小型項目，投資方直接向設備商詢價其他電器設備注：工商業(yè)儲能包括獨立儲能形式和分布式光儲（充）形式含集裝箱、電器電纜、監(jiān)測設備等資料：華福證券研究所整理繪制293.5工商業(yè)儲能有望逐步降價??從可統(tǒng)計的近期工商業(yè)儲能招投標價格看從項目EPC總承包價格看，目前工商業(yè)儲能EPC總均價基本位于1.6-1.8元/wh區(qū)間（項目間差異較大）；?從設備招投標情況看，6月工商儲系統(tǒng)設備平均單價已降至1.3元/wh以內，主要受今年年初以來原材料降價等影響，儲能成本下降。?未來隨著原材料持續(xù)降本，集成技術改進等，成本有進一步下探空間；此外，鈉離子電池已逐步進入商業(yè)化周期，量產(chǎn)降本及循環(huán)次數(shù)提升有望加速推動鈉電在儲能領域應用，推動產(chǎn)業(yè)成本持續(xù)下降。注：招投標在工商儲中總占比規(guī)模不大，多數(shù)項目直接購買設備等，難以獲得項目確切數(shù)據(jù)，招投標數(shù)據(jù)僅作為參考。且考慮到不同項目定制化等，要求不同最終EPC價格差異可能較大。如廣東惠電投項目，包含對應運維等服務，最終平均單wh價格更高。表：工商業(yè)儲能EPC及系統(tǒng)設備招投標價格中標價（百萬元）（元/Wh）單價時間招標內容EPC業(yè)主項目功率MW

容量MWh中標方順和煤礦高壓應急儲能第三電源關鍵技術開發(fā)與應用項目2023/4/192023/5/82023/5/12永城煤電控股集團2.002.207.900.704.004.4720.131.456.488.3135.431.931.621.861.761.331.28南京南瑞繼保工程技術有限公司深圳市庫博能源科技有限公司中國電建集團海南電力設計研究院有限公司南京南瑞太陽能科技有限公司天津華致能源科技有限公司南方電網(wǎng)廣東惠電投綜怡富萬電業(yè)（惠州）有限公司2.2MW/4.47MWh分合能源服務有限公司

布式儲能項目PC總承包工程及運維服務蘇州世祥生物纖維有限EPCOEPC7.5MW∕20.127MWh儲能電站項目總承包工程2023年用戶側儲能示范項目成套設備2023年第一批用戶側儲能項目設備公司四川樂電新能源科技有限公司長電能源（廣東）有限公司2023/5/17

儲能系統(tǒng)設備2023/6/10

儲能系統(tǒng)設備資料：北極星儲能網(wǎng)，華福