2023工商业储能发展正当时.docx

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1、工商业储能发展报告2023摘要政策、经济性、能源安全推动工商业储能发展加速 政策端：电力源网荷储一体化，灵活发展用户侧新型储能，工商业储能政策支持力度加大。新型电力系统发展蓝皮书提出分散化需求响应资源进一步整合，用户侧灵活调节和响应能力提升至5%以上，促进新能源就近就地开发利用和高效消纳。 经济性：峰谷价差持续扩大，峰谷套利模式收益提升，现货市场有望再次提升工商业经济性。根据经济性模型测算，当前国内广东工商业储能IRR已超13%（仅峰谷套利部分），此外工商业储能还可显著降低需量电费，并通过虚拟电厂削峰填谷方式获得蝇。 能源安全诉求：冬夏高峰期高负荷企业“稳供电防限产”诉求，工商业储能实现降峰、

2、供电双保险。经济高速发展刺激电力需求加大，日内负荷波动性提高，尤其夏季用电高峰期，对高负荷用户限电限产以进行需求响应事件频发，工商业用户配储以保证生产连续性需求驱动因素增强。 一体化储能系统加速渗透，工商业产品趋向标准化供给侧新产品加速迭代，一体化储能系统渗透率有望提升：工商业储能一体机产品交直流系统一体化设计，减少直流电缆及开关，产品成本更低；并且标准化设计，系统性交付，无需定制化产品，现场施工调试快。随技术进步迭代，储能产品集成度提升，目前多数工商业储能企业均推出了一体化机柜。销售渠道建立核心壁垒，技术迭代铸就强者恒强 渠道优势成为工商业储能企业核心竞争力：工商业储能单个项目规模相对较小，

3、但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，因此具有广泛渠道布局及地域资源的企业或将率先实现突破。 工商储技术迭代更快技术壁垒成为护城河：工商业储能作为用户侧储能，主要目标客户为小工商业用户，对产品性能、寿命、运维等方面均提出较高要求，具有核心技术优势与研发能力赛道龙头更具竞争力。工商业储能行业概况 欧美：装机规模较小，成长空间广阔国内：仍处发展初期，装 机建设提速 工商业储能行业概况及发展 商业模式分析及IRR测算 储能企业产品及销售模式 市场空间及行业相关标的系统友好绿色电站I&源网荷储一 体化构建1.1 工商业储能行业概况 工商业储能系统COmmerCialan

4、dIndustrial(C&I)EnergyStorageSystems,主要用于工业和商业企业的能源管理。 根据应用场景及系统规模不同，可以对储能系统进行分类： 从应用场景看，工商业储能与户用储能同属于用户侧储能，通过与其他负载等构建微电网，主要作为负荷侧参与电向运行。 从系统规模看，工商业储能电站规模一般在百千瓦时至数十兆瓦时之间(100kWh-IoMWh),介于户储及大储之间。图：源网荷各侧新型储能应用场景A番0取要负荷应急备用电源1.2 用户侧储能重要性逐步显现作为用户侧储能，工商业储能广泛应用与智慧城市、工业园区、社区商圈、商业写字楼等大型工商业高耗能单位，实现能源智慧化管理。主要应

5、用模式包括：削峰填谷：通过谷时充电储能、峰时放电供能,减少企业或园区的用电成本,为客户节约用电端电费需量响应：当短期用电功率大于变压器容量时，储能系统进行快速放电，满足负载电能需量要求。电力交易：在电力市场交易平台上，结合负荷预测进行短期电力交易，实现收益最大化离网备电：在电力中断时，为重要负载进行不间断短时供电，减少由于负载突然掉电造成的经济损失。图：用户侧储能主要应用模式削峰填谷：需量响应：电力交易：离网备电：1.3 海外：欧美工商业光储主要政策梳理一美国：储能（包括大储、工商业及户储）均可获得IRA税收抵免。2022年8月通胀削减法案发布ITC新政，针对储能方面主要为延长ITC十年、提高

6、税收基础抵免比例至30%;新政相对之前不再要求储能必须配套光伏，独立储能（包括大储/工商业储能、户储）均可享受；另外部分州提供储能补贴政策,如加州SGlP针对非户储补贴（含工商业储能）0.18-0.36Who欧洲主要国家：部分国家对工商业储能有政策支持。欧洲国家对于储能方面的税收减免或补贴政策相对更偏向于户储，工商业储能方面较少；其中德国对于光储的税收减免和补贴政策主要是针对家庭部门和不超过30KW的商业物业等；意大利和西班牙的光储政策含工商业部门。表：海外国家工商业储能政策国家光储减/免税光储补贴是否含工商业美国IRA:延长ITC十年不限高揄出抵免比例至30%部分州提供储能补贴（如加州SGI

7、P储能激励政策，户储0.15-0.5美/Wh;非户储补贴0.18-0.361Wh）含德国2023年起全国免除发电量所得税及19%VAT柏林等部分地区仍有储能!卜贴（柏林300欧元/kWh）.免除发电量所得税及VAT含容量不超过30KW的商业物业无提供安装费用110%的收入税抵免，从2023年起该比例将逐年退坡.含西班牙停止征收光伏发电自用税（7%）,最高减免购置费用20%的收入税。2021年可再生新能源的援助补贴为13.2亿欧元;其中针对储能补贴2.2亿欧元，户用可获70%的储能购置费用抵免。含资料来源：CPUC,seia,ibb,miteco,华福证券研究所1.4 欧美工商业储能当前装机规模

8、较小，成长空间广阔主要国家目前工商业储能规模都相对仍较小，后续成长空间广阔。美国工商业装机规模持续高增：工商业储能QI装机69.1MW/203.3MWh,环比+44%+112%,同比+10/+43%;在美国大储与户储Ql装机均大幅下降的情况下，工商业储能实现环比大幅增长，主要由于部分原2022年预计完成的项目触至23Q1完成。德国工商业装机占总装机比例低于5%:2021年工商业储能装机27MW/57MWh,分别占总装机4.2%3.4%.图：德国储能装机数据图：美国储能装机数据HSSg ISS：,lsS年度总襄机情况（MWh ）嚓率（MW ISS生鳗机也至（MW LSS年蚩装机场奉W： 年度总囊

9、机功率（MW ）1.5 我国当前工商业储能发展仍处初期A2022年我国用户侧储能装机占总装机比例约为5%:根据CESA统计，2022年我国新增电化学储能5.9GW,其中用户侧储能新增装机0.3GW,约占新增储能装机规模5.2%；其中分布式及微网0.10GW,约占新增总规模1.7%,用户侧削峰填谷0.2GW,约占新增总规模3.5%。（注：用户侧储能二户用储能+广义工商业储能，广义工商业储能二分布式光伏配储+工商业独立储能，可认为我国户用储能暂无市场,用户侧储能全部为工商业储能）。图：CESA中国2022年新增电化学储能装机数据（GW）图：CNESA 2021年中国新增储能应用分类新能源+储能电源

10、侧辅助服务电网侧储能分布式及微网用户侧削峰填谷共享储能其他分布式光伏配储 峰谷价差套利现货交易需量电费管理需求1响应 工商业储能行业概况及发展 商业模式分析及IRR测算- 储能企业产品及销售模式 市场空间及行业相关标的2.1 工商业储能商业模式分类作为用户侧储能，一般情况下工商业储能通过电价差获得收益，主要包括以下三种商业模式： 需求管理(Demandchargemanagement):利用储能电池系统，减少客户峰值电力需求及相关费用。 峰谷套利(Time-of-use(TOU)arbitrage):随着分时电价、现货市场等全面推进，利用峰谷价差实现低充高放,从而实现峰谷价差套利。 自发自用(

11、Self-consumption):光伏上网电价相比用电电价有大幅折价，通过工商业储能配套分布式光伏系统,实现光伏发电高比例自发自用。 此外，随分布式微网、虚拟电厂等方式接入大电网，工商业储能也可通过参与调峰调频等辅助服务方式，获得一定收益(此时类似于电网侧储能)。图：江苏省7月分时电价(元kwh )、工商业储能峰谷套利及需求管理资料来源：国家电网，合康新能，华福证券研究所102.2 工商业分布式光伏配储（类户储模式）工商业储能作为规模相对较大的用户侧储能（相比户储），同时兼具大储与户储商业模式。 类比户用光储系统自发自用、日发夜用模式，工商业储能通过配套分布式光伏系统，如工业园屋顶光伏等,构

12、建园区微电网，可以实现日间余电存储，夜间或峰时放电，从而降低企业用电成本。系统相关假设 江苏某5MW10MWh园区工商业储能电站：建设总成本1500万元；表：工商业光储收入测算以光伏平均上网电价作为系统充电成本，每日充放一次;放电深度75%,系统效率90%。 结果一：百峰时与夜间各放电一半，年节约电费159月兀 法里一苦仝斯修尚沛心在书为由港217TF假设：以光伏上网电价作为充电成本，放电电S中，峰时与夜间各一半储能设筋成本1300储能电（ kWh ）1500储能功率（MW）5储喇同（h ）2光伏平均上网电价（元ZkWh ）0.25峰时电价（kWh ）1.13夜间电价，以平时计（元/kWh ）

13、0.66放电深度（）75%系统能量效率90%循环寿命（次）6000储能单日充放电次数（天）1生命周期（年）16.44建设成本（万元）1500I设1 ：放电电中，峰时与夜间各一半每日节约电费（元）4356.79年节约电费（万元）159.02I设2 :放电电量中，均在峰时释放每日节约电费（元）5956.20罐腐方拈苏电网，华福证券研究所2卬判。2.3 工商业峰谷价差套利模式23.1 分时电价机制逐步完善分时电价机制逐步完善，峰谷价差拉大利于工商业储能盈利改善2021年7月26日，发改委价格司发布关于进一步完善分时电价机制的通知，提出优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障三

14、方面要求。其中，对于优化分时电价机制，重点提出完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。表：关于进一步完善分时电价机制的通知详细内:政策要求适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求,持续深化心体要求定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素.将系统供需紧

15、张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低完善峰谷电谷时段.促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动,以及净负荷价机制曲线变化特性。合理确定谷电价价叁。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。优化分时电各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出

16、现价机制建立尖峰电的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20$。价机制热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。强化尖峰电价、深谷电价机制与电力需求侧管理政策的衔接协同，充分挖掘需求侧调节能力。日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节健全季节性性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方,要统筹考虑风光水多能互补因素,进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段电价机制应结合多年来水、风光

17、出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。2.3.2峰谷价差加大显著提升工商业储能盈利能力峰谷价差套利是工商业储能目前最常见最普遍商业模式之一，通过低充高放实现套利。随着分时电价机制逐步完善，多省市推出季节性尖峰电价机制：在夏季与冬季部分用电高峰月份，尖峰电价（部分省市还有深谷电价机制）进一步拉大峰谷价差；多省市更新峰谷电价政策，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高，意味着峰谷电价差进一步拉大，为储能打来更多盈利空间。表：部分省市工

18、商业峰谷电价政策更新I省市发布时间相关政策峰谷时段划分季节性电价f峰谷比价水平I河南11月5日全年峰谷时段按每日24小时分为高峥、平段、低谷三段京忏1日7总曰1-,B叶公府由外由.田曰台方表升班由外玄迎田南公各8小时，其中高峰时段为IO-14时和17-21时,低谷时每年1月7-8月、12月,对分时电价电力用户执仃季节性电价，在平段电价段为23时至次日7时.其余时段为平段不变的基础上，峰平谷电价比调整为1.71:1:0.47峰平谷电价比调整为1.64:1:0.41.转段电价以平段电价为基础上浮64玳谷段电价以平段电价为基础下浮59%每年1月、7-8月、12月.对分时电价电力用户执行尖峰电价.其中

19、,1月、12月尖峰时段为每日18-19时,7-8月尖峰时段为每日12-14时和20-21时,用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%江西月7日其他季节（2-6、Io-U月）：16:00-22:00为高峰时段.00:00-06:00为低谷时段,其余为平段冬季（1月、12月）：每日17:00-19:00为尖峰时段,9:00-12:00、19:00-20:00为高峰时段.00:00-06:00为低谷时段,其余为平段夏季（7-9月）：每日20:00-22:00为尖峰时段.16:00-20:00为高峰段，00:00-06:00为低谷时段.其余为平段高峰时段电价上浮淞,尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上

20、浮20低谷时段电价下浮50山东11月29日全年峰谷时段按每日24小时分为高强、平段、低谷三段各8小时,其中.高峰时段为IO-14时和17-21时.低谷时段为23时至次日7时.其余时段为平段每年1月、7-8月、12月.对分时电价电力用户执行季节性电价,在平段电价,不变的基础上,峰平谷电价比调整为1.71:1:0.47峰平谷电价比调整为1.64:1:04L此段电价以平段电价为基础上浮6州、谷段电价以平段电价为基础下浮59%每年1月、7-8月、12月,对分时电价电力用户执行尖峰电价，其中1月、12月尖峰时段为每日18-19时，7-8月尖峰时段为每日12-14时和20-21时，用电价格在其他月份峰段电

21、价基础上上浮20%河北12月6日其他季节（每年3、4、5月及9、10、11月）低谷1-6时、12-15时；平段:。-1时、6-12时、15-16时；高峰：16-24时夏季（6、7、8月）低谷0-8时；平段8-15时、23-24时；高峰15-19时、22-23时；尖峰19-22时冬季（每年12、次年1、2月）低谷：1-6时、12-15时；平段:0-1时、6-12时、15-16时；高峰16-17时、19-24时；尖峰：17-19时平段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行.高峰和低谷时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动70%:尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%湖北12月9

22、日尖峰时段（每日20：00-22：00）低谷时段（每日23：OO-次日7：00）每年用电高峰月份（夏季7月8月、冬季12月1月），尖峰时段基础电价浮动比例由18调整为2,低谷时段基础电价浮动比例由0.48调整为0.45尖峰电价180U,低谷电价46%上海12月16日除夏季外其他月份高峰时段：8:00-11:00、18:00-21:00平时段6:00-8:00,11:00-18:00、21:00-22:001、一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80H,低其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮6O,低谷时段电价在平段电谷

23、时段电价在平段电价基础上下浮60t尖峰时段电价在高峰电价的基础上上价基础上下浮50%低谷时段：22:00-次日6.00其中,冬季（1月、12月）19:00-21:00为尖峰时段厅2、其他月饼f峰时发电价在半段电价圣城上上泮】低谷时段电价在平成电价基础上下浮45%2.33全国主要省份7月峰谷价差一览7月峰谷价差看，上海市、广东珠三角五市、广东江门、广东惠州、湖南省等地区峰谷价差居前：以35kv大工商业两部制电价为例：广东、海南、上海、浙江等东部省份峰谷电价差相对较大7月部分省市进入夏季尖峰月份，尖峰电价机制价差更高：以珠三角五市为例，7月价差为1.2011元/kWh（尖峰-低谷），6月价差为0.

24、8885（高峰-低谷）,环比+35%。峰谷价差扩大是长期趋势：同比数据看，近七成的区域，7月峰谷价差同比增长；环比数据看，超过九成的区域7月峰谷价差环比增长（7月进入尖峰电价有一定影响，若不考虑尖峰电价，仅比较高峰-低谷价差变动，全国仅5省环比下降，且降幅低于2分kwh）o图：部分省市7月工商业峰谷电价差（元kwh ）江苏、安徽等省目前暂无普适性尖峰电价政策，但其高峰-低谷价差相对处于全国居前注：本章及后续测算相关电价数据均选取35kv大工商业两部制电价作为标准2.3.4以湖北为例：电价相关政策解读三期输配电价政策6月起运行，新方案对线损及系统运行费进一步细化： 5月国家发改委发布了国家发展改

25、革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知，新的输配电价方案将于6月1日实施。 在6月份的代理购电价格中，出现了上网环节线损折价、系统运行费用。其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。因此电价实际计算方式为： 5月：代理购电价+输配电价+政府基金及附加+代理购电综合损益分摊（部分区域）+容/需量电价 6月起：代理购电价+输配电价+上网环节线损折价+政府基金及附加+系统运行费用+容/需量电价。 峰谷电价=基础电价（代理购电价+输配电价+上网环节线损折价）X系数+政府性基金及附加+系统运行费（不同省份对基础电价定义可能不同，如广东对系统运行费部分也纳入基础电价，计算峰谷电价

26、时会乘以系数，而湖北省系统运行费不计算系数）（注：容/需量电价独立计入，与度电电价无关）表：湖北省工商业电价构成方式（电价数据为23年7月）（元kwh）代理购电价电度输配电价上网环节线损系数政府髓金及系统运行费用合计尖峰-低谷高峰-低谷尖峰2.OO1.2833ti,1JJL3g0.48990.10650.0214J0.04520.0025%警0,95760.6425平时（基础电价）1.000.6655低谷0.450.32572.3.4以湖北为例：峰谷价差计算方式湖北分时电价政策更新，提高冬夏两季尖峰电价系数，降低低谷电价系数： 2022年12月9日，湖北省发改委出台了关于进一步完善分时电价机制

27、有关的通知（鄂发改价管（2022）406号）,在每年冬季、夏季用电高峰月份（冬季1月、12月，夏季7月、8月），省内执行峰谷分时电价政策用户的尖峰时段基础电价倍率由1.8调整至2.0,低谷时段基础电价倍率由0.48调整至0.45。其他月份尖峰、低谷时段的基础电价倍率仍分别按1.8和0.48执行。图：湖北省工商业峰谷电价系数及时段 湖北尖峰时段:20:00-22:00;高峰时段900-15:00；低谷时段23:00-次2日7:00;其余为平时段。18-1.6,149与其他省份不同，湖北省全年均有尖峰、高峰、平时、低谷四个时段，冬夏调整尖峰及低谷系数从而放大峰谷价差。T!假设日内两次充放，则实际运

28、行价差为一次“谷-峰”+一次平尖峰”巴0.45表：湖北省储能电站两次充放对应电价差（元kwh）除冬夏外（8个月）代理购电价电气配电上嘴节线系数政躲萨系年行找合计高峰-低谷尖峰-平时O.4899O.4899O.48990.10650.10650.1065O.0214O.0214O.02141.491.00O.480.0452O.0452O.0452O.0025O.0025O.0025O.9682O.6655O.34420.6240OL234567891011121314151617181920212223湖北峰谷电价系数-其他月份21,8高峰0.48990.10650.02141.490.045

29、20.00250.96820.6425平时（基础电价）0.48990.10650.02141.000.04520.00250.6655低谷0.48990.10650.02140.450.04520.00250.3257冬季&夏季（4个月）代理购电价电度兼配电上网组”线系数政曝金系统言行费合计高峰-低谷尖峰-平时Ui预及附加m0123456789101112131415161711920212223储能设备成本1300储能电站成本（含设计及建设成本）（元/kWh1500储能功率（MW）5储能时间（h ）2充放价差1 （元/kWh ）0.63磁价差2 ( kWh )0.54平均充放价差（元ZkWh

30、 ）0.58放电深度（）75%系统能量效率90%循环寿命（次）6000储能单日充放电次数（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-Io0%生命周期容量保持率70%运维成本（/系统成本）8%其他成本（/系统成本）10%电站残值（/系统成本）5%建设成本（万元）1500表：湖北省工商业峰谷套利测算相关参数徽0123456789-1500运营利润287.17287.17278.87255.26255.26238.65223.35223.3548.95邮-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20

31、其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00电站残值75.00现金流-1500254.32254.32246.02222.41222.41205.80190.50190.50116.75表：湖北省工商业储能峰谷套利IRR测算IRR5.59%2.3.4 以湖北为例：工商业储能峰谷套利IRR测算我们以湖北为例测算了工商业储能峰谷套利，当前电价差下，预期湖北省工商储全投滨IRR约为5.59%。关键假设如下： 1）工商业储能电站成本1.5元/Wh 2）生命周期6000次，每日充放电2次 3）放电深度75%,系统效率90%注：两段充放

32、电价差取全年算数平均值（冬夏4个月低谷与尖峰系数调整）测算湖北工商业储能全投资IRR为5.6%,主要原因由于湖北基础电价（0.6655元kwh）相对较低，高峰时段系数也较小（1.49）,因此两次充放电全年平均价差0.58元/kwh。2.3.5 以江苏为例：工商业储能峰谷套利IRR测算 我们以同样的参数测算江苏工商储全投资IRR为9.42%,已具有一定盈利性： 江苏峰谷时段及系数如下：江苏省高峰时段：8-11,17-22;平时时段：11-17,22-24;低谷时段：0-8o高峰系数1.7196,低谷系数0.4185。 江苏IRR相比湖北有明显提升，主要由于更大的电价系数差带来更高峰谷价差,2次充

33、放全年平均价差达0.67元kwh,显著高于湖北058的价差表：江苏省工商业峰谷套利测算相关参数储能设备成本1300储能电站成本（含设计及建设成本）（元/kWh1500储能功率（MW）5储能时间（h ）2充放价差1 （元/kWh ）0.86充放价差2 （ kWh ）0.47平均充放价差（元ZkWh ）0.67放电深度（ ）75%系统能量效率90%循环寿命（次）6000储能单日充放电次数（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-IO0%生命周期容量保持率70%运维成本（/系统成本）8%其他成本（/系统成本）10%电站残值（/系统成本）5%注：江苏对315

34、千伏安及以上工业用电执行夏季尖峰电价，时间段为14-15,20-21,同时17-18调整为平时，尖峰电价为峰时电价上浮20%,因无普适性此处测算暂不考虑江表：江苏省工商业储能峰谷套利IRR测算单位：万元O123初始投资-1500运营利润327.85327.85318.37藏邮-14.60-14.60-14.60其他成本-18.25-18.25-18.25电站残值现金流-1500295.00295.00285.52IRR9.42%建设成本（万元）1500456789291.42291.42272.46255.00255.0055.89-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-

35、3.20-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.0075.00258.57258.57239.61222.15222.15123.69图：广东省工商业峰谷电价系数及时段春秋冬（9个月）代理购电价电度输配电价上网环节线损系统运行芨用系数政府性基金及附加合计充放1充放20. 56590. 10090.01580. 00571. 700.02771.1978平时（基础电价）0.56590. 10090.01580.00571.000.02770.7160低谷0.56590. 10090.01580.00570.380.02770. 2892夏季（3个月）代理购电价电度愉配电

36、价上网环节线损系统运行费用系散政府髓金及合计充放1充放2尖峰0.56590.10090.01580.00572.130.02771.49031.05480.7743高峰0.56590.10090.01580. 571.700.02771.1978平时（基础电价）0. 56590. 10090.01580.00571.000.02770.7160低谷0.56590.10090.01580.00570.380.02770.28922.3.6以广东为例：峰谷价差相关政策及测算广东21年起即开始拉大峰谷价差，调整峰谷系数：21年9月，广东发改委发布关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知其中明

37、确提出，拉大峰谷电价差,峰平谷比价从1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38。尖峰电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。尖峰电价执行时间为7月、8月和9月三个整月，尖峰电价每天的执行时段为11-12时、15-17时共三个小时。以珠三角五市电价为例 尖峰-低谷价差为1.2011元kwh,高峰-低谷价差为0.9086元kwh 假设日内两次2h充放：广东省内夏季为“谷2h充峰Ih放+尖峰Ih放+平2h充尖峰2h放”，其他季节为“谷2h充-峰2h放”+平2h充峰2h放。 综合测算广东珠三角五市全年加权平均充放价差为0.75元/kWh。表：实际测算广东充放电价差（珠三角五市）02468

38、10121416182022以珠三角五市电价测算，参数主要假设与前述相同，夏季由于执行尖峰电价政策，两次充放分别为谷2-峰1+尖峰1+平2-尖峰2；全年取夏储能电站成本（含设计及建设成本）（元/kWh储能功率（MW）15005季与春秋冬充放电价差加权均值。储能时间（h）充放价差1（元ZkWh）20.95A我们认为：在峰谷价差相对较高的广东省，工商业储能经济性已经较为优充放价差2（元/kWh）0.55秀，且随着储能技术不断改进迭代，目前中高端的工商业储能产品已经可平均充放价差（元/kWh）0.75以实现8000次以上循环，对应全投资IRR达18%。放电深度（%）系统能量效率75%90%表：广东省

39、工商业储能峰谷套利IRR测算（6000次循环）循环寿命（次）6000血M储能单日充放电次数（天）Z初始投资-1500前33%生命周期容量保持率90%运营利润369.58369.58358.89328.51328.51307.14287.45287.4563.0033%-66%生命周期容量保持率80%运维成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.2066%-100%生命周期容量保持率70%其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00电站残值75.00运维成本（/系

40、统成本）8%现金流-1500336.73336.73326.04295.66295.66274.29254.60254.60130.80其他成本（/系统成本）10%IRR13.17%电站残值（/系统成本）5%储能设备成本13002.3.6以广东为例：工商业储能峰谷套利IRR测算 6000次循环下广东工商业IRR可达13.2% ; 8000次循环下广东工商业 IRR 可达 17.9%。表：广东省工商业峰谷套利测算相关参数表：广东省工商业储能峰谷套利IRR测算（8000次循环）磋B*/FK1500单位：万元012345678910初始投资-1500运营利润369.58369.58369.58355

41、.29328.51328.51328.51300.05287.45287.45275.64运维成本-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.50其他成本-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.13电站75.00现金流-1500344.94344.94344.94330.65303.88303.88303.88275.41262.81262.81327.01IRR17.94%2.3.7工商业峰谷价差敏感性测算在0.8元kwh

42、充放电价差，L5元wh储能成本下，6000次与8000次循环对应IRR分别为15.31%及19.91%,工商业储能经济性已逐步体现。当前15元wh储能成本下，0.65元kwh的充放电价差即可带来&7%以上的IRR（6000循环），随储能成本持续下降，储能技术水平提升，峰谷价差进一步拉大，多因素将驱动工商业储能IRR进一步提升。表：工商业峰谷价差套利敏感性测算13.17%0.600.650.700.750.800.850.900.951.0014008.40%10.82%13.17%15.47%17.71%19.90%22.06%24.19%26.28%14507.37%9.74%12.04%14.29%16.48%18.62%20.73%22.80%24.84%工商业储能电站成本15006.40%8.73%10.98%13.17%1531%17.41%19.47%21.49%23.48%（含设计及建设成本）15505.48%7.76%9.97%12.12%14.21%16.27%18.28%20.26%22.20%(元/kWh)16004.61%6.85%9.01%11.12%13.17%15.18%17.15%19.09%20.99%16503.78%5.97%8.10%10.17%12.18%14.15%16.08%17.98%19.84%