工商业储能以峰谷价差套利为主要盈利模式，受电化学储能成本较高等因素限制。目前全球工商业储能总体规模较小，根据CNESA、EnergyTrend、EnergyTrend 数据，2022年中国、美国、德国工商业储能占新增装机3.5%/4%/3%。2023年以来，多重因素驱动工商业储能降本增利，1）成本端，碳酸锂由2022年末超50万元/吨下降至2023年7月30万元/吨，我们测算磷酸铁锂电池成本下降21%，助力储能系统降本；2）盈利端，7月以来，国内24个区域峰谷价差超0.7元/kWh，超9成区域环比价差增大，欧洲因新能源发电过剩，7月负电价现象频现，为工商业储能发展提供驱动力；3）政策端，国内第三监管周期输配电价改革通过电价优惠激励工商业用户安装储能管理用电容量，美国IRA（通胀缩减法案）提储能投资税收抵免，2023-2032年补贴比例由10%升至30%。我们对工商业储能进行经济性测算，电芯成本降低、峰谷价差增大，两充两放/一充一放情景下全投资内部收益率由15.0%/4.2%提升至21.2%/7.8%。装机量方面，据观研报告网预测，2025年国内工商业储能新增装机18.36 GW，对应2021-2025年CAGR为138%；据Infolink预测，2023/2025/2030年美国工商业储能装机量0.73/2.34/12.86GWh，对应2021-2025年CAGR为75%，工商业储能未来空间广阔，装机放量可期。行业景气度提升下，全产业链受益，重点关注较强竞争力的各环节龙头。

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。

原标题：中信证券：多重因素驱动，工商业储能有望迎来快速发展