核心观点
分时电价机制+高耗能电价上涨，刺激工商业储能需求。此前工商业储能装机量较小主要因为我国工商业执行目录电价，电价固定且价格低、峰谷价差小。2021年7月以来，各地出台电价政策组合拳，高能耗企业用电成本显著增加：1）分时电价：7月26日，国家发改委政策引导拉大峰谷价差、设置尖峰电价，部分地区高峰电价从晚间调整至日间；2）高耗能用电成本提升：10月31日，江苏等12省国网电力公司公告称，自12月1日起，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户1.5倍执行。
工商业储能应用的盈利模式是峰谷套利，新电价政策显著提高工商业储能经济性。工商业用户可以在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本。以江苏省为例，假设系统初始投资成本为1.6元/Wh，电池寿命10年。根据最新的电价政策，由于用电高峰时段和价格的调整，储能从每日1充1放变更为2充2放，同时峰谷价差由0.72元/kwh最高拉大至1.59元/kwh。政策变化前后，储能投资回收期由6.9年缩短至3.9年，IRR由7%提升至21%，经济性显著提高，工商业用户投资意愿增强。
国内工商业储能运营模式分企业自行安装、与能源企业协助投资两种，应用场景不断拓展。1）工商业用户自行投资储能设备，承担每年设备维护成本，并直接减少用电成本。2）由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业全额或参股投资建设储能资产并负责运维，本质是与工商业用户在峰谷套利模式下进行收益分成。同时，用户侧储能实现多场景扩张，出现充换电站、数据中心、5G基站、港口岸电、换电重卡等众多应用场景。
伴随储能系统降本，工商业储能项目经济性将进一步提高。从储能系统成本结构来看，电池和PCS为价值量最高的环节，成本占比分别为58.6%、15.5%，从降本空间来看，电池和BMS构成的直流侧或为后续降本的重点环节。根据我们的模型测算，当储能系统成本由当前1.6元/Wh降低至1.2元/Wh，工商业储能项目IRR由21%提高至32%。
工商业储能需求快速增长，利好相关设备厂商。目前储能表前市场（发电+电网侧）空间测算相对清晰，表后市场（工商业+家储）因下游分散缺乏统计口径，本文尝试通过全国日峰谷负荷差，测算国内工商业储能的配置需求。预计2025年全国新增工商业储能装机11.53GWh，2021-2025年累计新增装机33.5GWh，复合增速达到78.6%。产业链中电池和PCS价值量占比近75%，伴随着工商业储能装机量增长，看好电池和PCS制造商。
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来源：国际能源网/储能头条
