工商业行业介绍
主要应用场景：分为三类，即单配置储能、光储一体、微电网等。对于工厂、产业园区、充电站、商业楼宇、数据中心等来说，分布式储能是刚需。
商业模式：4种，分别是自建、合同能源管理、融资租赁+合同能源管理、纯租赁，目前以合同能源管理模式为主。
产品形态：以模块化设计为主，有标准柜式和集装箱式两种形态。
盈利渠道：当前以峰谷价差套利为主。
行业特征：下游客户分散，获客渠道是布局关键。另外，产品、运营、安全性也是重要软实力。
国内工商储：收入端多重利好，成本压力进入下行通道收入端：
（1）电力供需紧平衡有望带来持续政策利好和收益提升。据中电联预测，今年部分地区迎峰度夏期间电力供需预计紧平衡，同时广东、浙江等省份现货进入结算试运行阶段，这些地区的电价预计处于高位，相应夏季峰谷价差也预计较大。同时，第三轮输配电价改革输配电价改革健全用电侧的激励机制，工商业用户节能降本动力强。另外，2023年5月19日，国家发改委发布需求相应支持政策，工商业储能商业模式有望进一步完善。
（2）优化时段划分：
多省份延长尖、峰时间，促使储能可以做到2充2放。
随光伏发电供大于求，中午执行谷段电价或成为趋势，2充2放从原来的1次峰/谷+1次峰/平转变为2次峰/谷，储能收益进一步提升，目前已经有10省份中午执行谷段电价。
多省份扩大峰谷价差水平，储能收益进一步提升。据储能与电力市场数据，2023年8月24个区域峰谷价差超0.7元/kWh，储能收益提升。
成本端：碳酸锂进入下行通道有望带来储能需求弹性。截至2023年9月14日，碳酸锂价格已经从2023年年初51.00万元/吨跌至18.85万元/吨，降幅达63%。据储能与电力市场数据，2023年7月，2小时储能系统平均报价已经从1月的1.47元/Wh降低到7月的1.123元/Wh，降幅达23.6%。由于下游价格传导到终端有一定滞后性，预计短期内储能系统价格将维持下行趋势，储能投资回报期有望缩短，有望给工商业储能带来需求弹性。
经济性分析：我们以容量1MWh、循环次数为6000次的储能系统，浙江的峰谷电价为例，假设年运行天数为300天，单位投资为1.58元/Wh，充放电深度为90%，充、放电效率均为92%，考虑业主完全自建模式，不考虑资金成本，2充2放下（实际充放电次数假设为1.5），计算得IRR为22%，投资回收期为4.5年，储能LCOS为0.49元/kWh。1充1放下，计算得IRR为8.86%，投资回收期为13年，储能LCOS为0.72元/kWh。
装机预测：我们假设2023-2025年全社会用电量增速分别为5.9%、4.5%、4.5%，工商业储能渗透率分别为0.05%、0.11%、0.21%，则按1年运营天数300天，每天储能时长2小时来计算，2023-2025年新增工商业储能装机量分别为8GWh/13GWh/21GWh，对应增速分别为300.0%62.5%/61.5%，对应2022-2025年3年CAGR为119%。
市场空间：假设2022-2025年工商业储能系统价格按1.4元/Wh、1.3元/Wh 、1.2元/Wh 、1.2元/Wh来计算，则2025年工商业储能市场空间有望达到252亿元，对应2022-2025年3年CAGR为108%。
竞争格局：市场方兴未艾，需求巨大但竞争格局尚未全面打开，国内市场将呈现区域性竞争态势。
海外工商储：分布式资源并网消纳的重要支撑
美国现状：表前市场主导需求，工商业储能装机增长。2022年美国大储、工商业储能、户储装机功率占比分别为84%/4%/12%，同比增长35%/43%/47%。美国工商业电价较居民电价低，因此表后储能市场中，工商业储能经济性不如户储，需求不如表前和户用储能。
美国驱动力：
（1）政策边际变化：IRA新版细则*后，明确了本土制造的计算方法和分类，美国工商业储能项目落地有望加快。
（2）美国工商业储能主要以分布式光伏配储为主，收益来源有峰谷价差收益、“自发自用，余电上网”收益等等，在ITC最高70%的补贴下部分光储项目已经具有一定经济性。
（3）美国电力市场化程度高，工商业储能获利模式更多。
美国装机预测：据WoodMackenzie数据，2023年美国预计大储和工商业储能装机将增长一倍以上，户储装机将增长约43%。
欧洲现状：主要以户储、大储为主，2022年户储、大储、工商业储能新增装机占比分别为48%、46%、6%。
欧洲驱动力：
（1）储能是分布式资源接入的刚需。欧洲主要以分布式光伏为主，储能可减小分布式发电对电网的冲击。另外，充电桩的推广会使得配电网的负荷雪上加霜，储能可提高电网的稳定性和可靠性。
（2）电力市场化程度高，完善的市场机制为工商业用户配置储能提供合理收益。
（3）政策端高额补贴增强工商业用户配储意愿。
投资建议：苏文电能、南网能源、能辉科技、盛弘股份、科华数据、金冠股份、东方日升、安科瑞、芯能科技、涪陵电力风险提示：海内外政策支持力度不及预期风险，电力供需紧平衡不及预期风险，原材料价格大幅上涨风险，峰谷电价波动不及预期风险，重点关注公司业绩不及预期风险。
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