新能源配储规模不足，消纳压力向终端用户传导。我们测算，22年国内新能源平均配储比例约6%、2h，乐观假设23、24年该比例翻倍增长，光伏、风电新增装机保持120GW、50GW，则22-24年午间用电负荷增量45GW / 52GW / 59GW，风光配储后午间净出力56GW /74GW / 65GW，后者大于前者，显示新能源配储难以完全消除其消纳压力。消纳压力向用户侧传导，峰谷价差拉大：①中小工商业客户由电网代理购电，山东、河北等省23年峰谷价差明显拉大；②大型工商业客户通过电力中长期+现货市场购电，峰谷价差亦在走阔。疫后经济恢复初期，用户侧电价中枢上涨或受限，则电源电网侧难以配置足量灵活调节性资源，消纳压力将向用户侧传导，峰谷价差拉大乃大势所趋。
　　用户侧峰谷价差拉大，激发工商业储能，更催生综合能源服务。部分省份能够两充两放，工商业储能盈利改善。我们测算，以广东为例，两充两放、30%资本金条件下，平均峰谷价差0.75元/kWh，IRR达7.08%。但长期来看用户侧源网荷储需协同运行，综合能源服务更具发展潜力，或是符合工商业用户长期需求的商业形态。光伏装机增长导致午间低电价甚至负电价出现，显著影响其经济性。同理，工商业储能进行峰谷套利，亦面临电价波动风险。综合能源服务实现用户侧分布式光、储、充、可控负荷等资源一体化运行，最大限度适应电价波动，具备长期发展优势。政策支持用户侧资源一体化参与电力市场，综合能源服务有望为工商业储能构建“类共享储能”价格机制，更早达到盈利拐点。
　　电力系统“重发轻供不管用”，用户侧发展潜力巨大，综合能源服务具备万亿市场潜力和规模化扩张属性，支撑大型企业成长。从商业模式看，综合能源服务商具有“类保险公司”属性，规模化扩张是其降低风险的有效手段。从竞争壁垒看，综合能源服务商的长期发展依靠电力市场交易能力，该能力初始投资高、边际成本低，具有规模化扩张属性。
　　受益于煤硅锂跌价，综合能源服务盈利具备向上弹性。动力煤、硅料、碳酸锂价格逐步下行，我们测算，5500K动力煤每下降100元/吨，煤电成本下降0.042元/kWh；硅料每下降5万元/吨，组件成本下降134元/kW；碳酸锂每下降5万元/吨，电芯成本下降31元/kWh。
　　投资建议。建议关注“2+N”综合能源服务商，“2”为电网下属企业涪陵电力、南网能源（公用事业），“N”为消纳压力大、电价机制灵活的中东部地区具备渠道优势的地方企业海兴电力（江浙）、科林电气（河北）、金冠电气（河南）、华自科技（湖南）、永福股份（福建）、新风光（山东）、苏文电能（江苏）、金冠股份（华东）、安科瑞（华东）等。
　　风险提示。新能源建设速度放缓；分时电价调整；原材料价格上涨。