核心观点
　　我们观察到，日益扩大的峰谷电价差，正推动中国工商业储能需求倍增。在基础峰谷价差0.8元/kWh、单位造价1.5元/Wh，每日两充两放（峰谷+峰谷）且业主自投条件下，若单位造价下降0.1元/kWh，资本金IRR可提升5.3pct；若峰谷价差增大0.1元/kWh，则可提升11.7pct。即便边界条件弱化，工商业储能项目巨大的IRR弹性对于投资商依然极具吸引力。
　　我们预计，2023-2025年中国工商业储能，即“中储能”新增装机可达6.27GWh、20.89GWh、44.82GWh。
　　我们看到，当下储能系统、PCS、电池制造相关公司积极开发工商业储能产品，板块已经形成，行业正处于蓬勃发展的起点。建议关注有竞争力的制造商和投资商如盛弘股份、上能电气、鹏辉能源、科士达、祥鑫科技、苏文电能、芯能科技等。
　　摘要
　　工商业储能是用户侧储能的重要组成部分。2022年国内用户侧储能新增装机约690MW/1.5GWh，占电化学储能新增装机之比约10%，绝大多数为工业园区配储。从备案项目来看，国内工商业储能功率段大多低于2MW，单位造价1.75-2元/Wh居多。继海外户用小储能，国内大储能之后，工商业“中储能”正在崛起。
　　工商业储能的根本驱动力是电价市场化背景下峰谷价差的不断拉大以及盈利模式的多样化。近一年来峰谷价差达到0.7元/kWh及以上的已有16个省（区）。同时，部分地区电价时段设置允许一天中多次套利；山东容量电价进入浮动范围；广东等省还推出需求侧响应等新兴盈利模式。电力市场化有利于工商业储能项目收益率提升，推动中储能快速发展。
　　自投收益高于合同能源管理，工商业储能正处于“繁荣的起点”。两充两放收益率明显高于一充一放，业主自投开发模式收益率高于第三方合同能源管理模式。我们测算在单位造价约1.5元/Wh、峰谷价差0.8元/kWh时项目资本金IRR可达24.65%。若单位造价下降0.1元/kWh，IRR提升5.3pct；若峰谷价差增大0.1元/kWh，IRR提升11.7pct，具备很强的吸引力。测算中国2023-2025年工商业储能新增装机量分别为6.27GWh、20.89GWh、44.82GWh，年化增速达167%。
　　投资建议：关注工商业储能PCS、储能柜加工、产品集成和项目投资运营公司。包括盛弘股份、上能电气、鹏辉能源、科士达、祥鑫科技、苏文电能、芯能科技等。
　　风险提示
　　项目边界条件方面：电价划分时段不支持两充两放、峰谷价差过低、单位造价因上游价格波动等影响过高、合同能源管理分成比例较低、业主经营状况不佳等原因造成项目IRR不达预期。
　　需求方面：国家基建政策变化导致光伏、储能投资不及预期；经济增长趋缓，工商业用电量增长降速；市场化导致峰谷价差减小等。
　　供给方面：锂资源、铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；IGBT等电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期；合适的工商业业主由于安装空间等制约可安装量不足。
　　政策方面：储能相关扶持政策不及预期；容量电价补偿标准低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期；消防、环评、能评等审批流程过于严苛等。
　　市场方面：竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
　　技术方面：电化学储能等技术降本进度低于预期；储能技术可靠性难以进一步提升；循环效率停滞不前等。
　　机制方面：电力市场机制推进不及预期；现货市场配套辅助服务、容量补偿、峰谷价差等不及预期；虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期等