储能丨多重因素驱动，工商业储能有望迎来快速发展套利

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▍峰谷价差套利是工商业储能的主要盈利模式。

按照应用场景可将储能划分为电源侧、电网侧、用户侧；其中，工商业储能属于用户侧，主要应用于工业园区、商业楼宇或通信基站/数据中心等，发挥着峰谷价差套利、电力自用、容量电费管理、提升供电可靠性等关键作用，是用户侧储能的重要环节。目前工商业储能已有的盈利模式较多，包括峰谷价差套利、新能源消纳、配电扩容、容/需量管理、需求侧响应、电力辅助服务、电力现货交易等，峰谷价差套利是商业模式最明确，可操作性最强的盈利模式之一，是工商业储能的主要盈利方式。

▍全球工商业储能总体规模较小，处于加速发展阶段。

国内方面，根据CNESA数据， 2016-2022年，国内新增装机功率从2016年的106MW增长至2022年的6,970MW，CAGR为101%；2022年和2023Q1，新增用户侧储能占比仅3.5%/1%；2020-2022年，工商业储能新增装机量分别为57.9/103.6/365.2 MW，同比增速分别为-58%/79%/252%，呈现加速发展趋势。

美国方面，根据Wood Mackenzie数据，新型储能装机从2017年645MWh增长至2022年的12,181MWh，CAGR为80%，呈现高增趋势，2022年同比增速12%，增幅有所放缓。由于基数较高以及出货节奏的影响，2023Q1新增装机量为2,145MWh，同比下降27%，美国工商业储能增速显著快于行业平均水平，2023Q1装机203MWh/69MW，同比+144%/+116%，环比+103%/+43.8%，工商储新增装机占比从2022年的4%增长至2023Q1的9.5%。

欧洲方面，新增装机量持续保持较高水平，根据前瞻产业研究院数据，2020-2022年分别新增装机2.3/2.9/4.7GWh，同比+92%/+28%/+57%；从装机应用场景来看，进入2022年以来，受俄乌战争影响，欧洲能源价格飙升，户储装机极速增长，2022年德国户储装机量占比80%，工商业储能占比3%，处于较低水平，仍有广阔的渗透空间。

▍降本、利升、政策催化，多重因素加速助力工商储发展。

成本端：受新能源汽车补贴退坡等因素影响，2023年碳酸锂价格从2022年末高于50万元/吨下降至目前约30万元/吨，我们基于2023年6月30日原材料价格测算，铁锂电芯相比2022年均价843元/kWh降至666元/kWh，降低21%。根据储能与电力市场追踪储能招标数据，2小时储能系统投标报价2023年1月开始呈下降趋势，从2022年平均价格1.631元/kWh降低至2023年6月均价1.135元/kWh，降幅30%。

盈利端：工商业储能盈利主要来自峰谷价差，国内7月进入夏季用电高峰，24个区域峰谷价差超0.7元/kWh，8个区域峰谷价差超1元/kWh，近七成的区域7月峰谷价差同比增长，超九成区域7月峰谷价差环比增长，国内峰谷价差拉大将提升工商业储能盈利能力，欧洲进入7月以来，因新能源发电过剩，负电价现象频现，需引入储能系统进行消纳调节；

政策端：国内通过第三监管周期输配电价改革，工商业用户可以通过安装储能系统实现容量上限管理，从而享受电价优惠，美国发布IRA法案直接补贴配备光伏发电的工商业储能项目，工商业储能ITC（投资税收抵免）将获得更高的补贴力度，最高30%的补贴比例将持续到2032年（IRA发布前这一比例为10%）；

经济性测算：我们对工商业储能进行了经济性测算，当电芯成本800元/kWh，峰谷价差0.7元/kWh，两充两放和一充一放情景下全投资内部收益率IRR为15.0%/4.2%，当电芯成本降低至600元/kWh，峰谷价差降低至0.85元/kWh，IRR分别提升至21.2%/7.8%；

装机量：观研报告网发布《中国工商业储能行业发展趋势分析与投资前景预测报告（2023-2030年）》预测，2023-2025年国内工商业储能新增装机功率分别为6/10.58/18.36 GW，对应2021-2025年CAGR为138%，据InfoLink预测，2023/2025/2030年将实现工商业储能装机量0.73/2.34/12.86GWh，对应2021-2025年期间CAGR为75%，对应2021-2030年期间CAGR为55%。工商业储能未来空间广阔，装机放量可期。

▍风险因素：

电池后续降本低于预期导致储能经济性提升低于预期；国内外工商业储能相关政策落地进展不及预期；储能行业竞争加剧压缩公司盈利能力；工商业储能装机规模不及预期。

▍投资策略。

随着工商业储能降本增利，政策助力，装机经济性凸显，看好工商业储能装机需求提升与未来装机放量。维持行业“强于大市”评级。