13、需求侧响应政策涌现，增厚工商储收益：需求侧响应主要通过主动减少高峰用电获得补贴。电力需求响应指在电力市场价格明显变 化，或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格或激励措施，暂时改变其用电行为， 减少或增加用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行、抑制电价上升的短期行为。 电网对需求响应一般直接采用激励政策和补偿方式，诱导用户参与系统需要的负荷削减项 目。比如在用电高峰需要削减负荷时，用户通过调整或者削减用电，或者运行分布式发电 机，降低负荷，以此获得电费折扣或者直接得到“奖金”。
1）需求响应政策涌现，增厚工商储收益。2023 年 9 月 27 日，国家发改委等多部委联合印发 新修订的《电力需求侧管理办法（2023 年版）》并于 2023 年 10 月 1 日起正式执行。

（1） 积极拓宽需求响应主体范围：鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主 体参与需求响应。

（2）明确提升需求响应能力：要求各省 2025 年需求响应能力达到最大用 电负荷的 3%~5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上。

（3） 健全电价组合政策工具：明确提出要健全尖峰电价、深谷电价、容量电价等电价组合政策 工具。

（4）强化综合能源服务商、负荷聚合商等新兴经营主体培育。已有近 30 个省市因地 制宜制定需求侧响应政策，明确用户侧储能可通过包括独立、负荷聚合商、虚拟电厂等多 种形式参与需求响应。用户侧需求响应已成为我国电力系统发展的确定性方向，工商储作 为需求响应的重要组成部分，有望伴随政策端的支持而更具发展动力。

14、分布式配储助力消纳，政策频发
1）分布式光伏并网容量紧张：分布式光伏快速发展，2023 前三季度总装机 67.14GW，同比增速达 90.0%。2023Q1-3， 我国光伏发电新增装机量 128.94GW，同比+145.1%；其中，分布式光伏装机 67.14GW， 同比+90.0%，占总装机量 52.1%（其中，工商业光伏：新增 34.16GW，同比增长 82%； 户用光伏：新增 32.97GW，同比增长 99%）。快速发展的分布式光伏，给电网消纳带来了 较大的压力。
2）多地发布分布式光伏接网预警，电网消纳成为“卡脖子”问题。当前已经有多地出现分布 式光伏消纳饱和的情况。比如，根据广州能源局 10 月 31 日公布的公告，广州有 11 个县市 电网已无光伏接网容量，13 个县市小于 0.5GW。根据河南省能源大数据中心公布的信息， 18 地市可开放容量 8.58GW，大部分地区已经接近或达到光伏承载力饱和状态。根据 23 年 7 月份公布的《国网辽宁省电力有限公司关于分布式电源接入电网承载力评估的报告》， 202 辽宁营口市分布式光伏剩余可开放容量 0.98GW，远低于计划并网的光伏容量 （1.53GW）。根据《聊城市分布式光伏发展专项规划（2023－2035 年）》，截止 23 年 4 月， 聊城剩余可开放容量为 4.56GW。根据河北省南网统计，截至 2022 年 11 月，河北南网 104 个县中已有 53 个县无分布式光伏接入空间，其他 51 个县剩余接入空间也只有 2.065GW。

15、配储成为重要的调节手段：国家层面——《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》 2023 年 6 月，国家能源局发布《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估 试点工作的通知》，拟在全国范围选取部分典型省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升 措施评估试点工作，为全面推广相关政策措施奠定基础，选择山东、黑龙江、河南、浙江、 广东、福建 6 个试点省份，每个省选取 5－10 个试点县（市）开展试点工作。试点工作时 间为期 1 年。 文件中提到，针对分布式光伏接入存在困难县（市），从电网、负荷、电源侧提出提升分布 式光伏接网能力措施方案。

 1）电网侧提升措施：结合分布式光伏总体规模、总体布局和接入方式，分电压等级提出电 网建设改造升级方案，研究布局独立储能电站对提升分布式接网能力影响，测算分布式光 伏接入能力提升效果。

 2）负荷侧提升措施：根据各地区未来电力需求增长预期，结合电力负荷特性，综合考虑采 取用户侧配置储能、参与需求侧响应等措施对提高分布式光伏接纳能力的影响，测算分布 式光伏接入能力提升效果。

3）电源侧提升措施：针对各地区电源规模、装机结构、电源出力特性，分析研究采取常规 电源灵活性改造、新增调节电源、电源侧配置储能系统、加强分布式光伏调控等措施对提 升系统接纳分布式光伏能力的影响，并测算接入能力提升效果。

16、地方层面——发布分布式光伏配储政策：开放容量不足情况下，多地发布分布式光伏配储政策。在各地分布式光伏接网容量紧张的 情况下，分布式配储成为很多省市自救的消纳手段。截至 23 年 11 月，全国已有 12 个省/ 自治区出台了分布式配储的相关政策，超过 10 个区域提出了明确的配储比例，配储比例在 10-30%不等。
1）河北案例：以河北省发改委公示的河北省 2023 年地面分布式光伏拟安排项目来看，共计 302 个 项 目 ，总 规模 1.43GW ，其中 131 个 项目 承诺 按要 求配 置储 能，总规模 104MW/204MWh。需要注意的是，131个承诺按要求配储的地面分布式光伏项目，均位于 无开放容量区，而在可开放容量范围内的 171个项目均无需承诺配置储能。
2）皖鄂湘具备发展潜力，工商储市场有望高增，兼具优越收益与工业基础，皖鄂湘具备发展空间：工商业储能目前主要的获利来源是峰谷套利及政策补贴，能够实现工商业储能大规模发展 的地区除了需要具备较大的峰谷价差及/或较好的补贴以外，还需要具备较好的工业基础。 我们综合考虑以上几个方面来探究哪些地区具备工商业储能发展空间。 两充两放模式应用普遍，多地区投资经济性优越。梳理了各地区对应的峰谷套利策略，发现超 20 个省份已满足两充两放的充 放电策略，浙江、山西、新疆由于午时为低谷电价，可实现 2 次“谷充峰放”策略，其余 多数省份可采用“谷充峰放+平充峰放”策略。更进一步，我们以 2023 年 12 月份的“谷平 峰尖”电价为基准，充分考虑了各地区不同月份的不同充放策略，从而对全年的峰谷价差 进行加权计算，维持前文基本参数假设，不考虑杠杆，仅考虑峰谷套利的获利方式，发现 浙江、广东、上海、安徽、江苏、湖北、湖南、海南采用两充两放后 IRR 达 5.7%以上，投 资经济性较优越。
3）在前文的基本假设下，加入杠杆因素，假设贷款比例为 70%，贷款利率为 5.5%，我们对前 文测算的投资经济性较为优越的浙江、广东、上海、安徽、江苏、湖北、湖南、海南省份 再次进行测算，发现上述省份工商储的项目 IRR 达 6.30%及以上、资本金 IRR 达 6.85%及 以上，在加入杠杆后，上述省份的工商储项目经济性提升显著。
4）广东、江苏、浙江、山东工业规模领先其他省市。工商储发展依赖于较好的工业发展基础， 从规模以上工业企业数量来看，我国 31 个省区市中，广东规模以上工业企业最多，达到 7.08 万家。此外还有江苏、浙江、山东规模以上工业企业数量超过 3 万家。河南、安徽、福建、 湖南、湖北、河北、江西、四川规模以上工业企业数量在 2 万家左右。

17、综合考虑充放策略、峰谷价差、政策补贴及工业发展情况，我们预计安徽、湖北、湖南的 工商储项目具备较高经济性，具备较大工商储发展潜力。
苏浙皖鄂分时电价或具备一定可持续性，我们认为可再生能源发电占比及第三产业占比较高的省份，分时电价机制或具备一定可持 续性。市场目前对于分时电价机制的持续性比较担心，因为国内电价政策通常是由宏观政 策制定，而政策的变化对于终端用户而言往往难以预知。但我们认为，或许可以从政策制 定的底层逻辑来对整体的方向性进行判断。整体来说，我们认为分时电价机制主要是为了 调节供需间的不匹配问题。供给端，可再生能源占比不断提升，带来日间能源的供需错配； 需求端，第三产业用户日内负荷曲线波动更大，分时电价机制或与第三产业占比存在较高 相关性。
1）可再生能源渗透率提升，日内错配倒逼分时电价改革。我国电源端可再生能源占比持续提 升，根据国网新能源云的数据，截至 2023 年 9 月，我国光伏累计装机容量已达 521.06GW， 装机容量占所有能源的比重达 18.67%。从地区情况来看，山东、河北、江苏、河南、浙江 等省份装机容量位居各省前列，有 13 个省份目前光伏装机容量占所有能源装机容量的比重 超过 20%。光伏发电具有日间周期性，显著影响电量供给，进一步加大了电力错配问题。 以 重庆（光伏容量占比 4.18%）和浙江（光伏占比 24.67%）来看，中午为用电高峰期，重庆 将 11:00-13:00 设置为峰段；但浙江受中午时段光伏出力提升影响，11:00-13:00 为谷段。 随着光伏等新能源持续渗透，能源日内错配将进一步加剧，支撑电价分时机制。
2）峰谷价差挂钩产业结构，第三产业占比高的省份日内负荷曲线波动更大。从产业结构来看， 二产的工业用户大多全天运作，日内电力负荷曲线较为平坦，而三产的商业用户日内负荷 曲线波动较大，各省市第二/三产业占 GDP 的比例不同会对需求端曲线的形态造成较大影 响。我们统计了各省市 2023 年 Q1-3 的第二/三产业分别占 GDP 的比例和加权峰谷价差， 发现目前的峰谷价差大体与第三产业占比走势相同，但实际具体到单独省份仍存在一定差 异。
3）江苏、浙江、安徽、湖北分时电价机制或具备一定可持续性。我们将各省份的第三产业 GDP 占比与光伏装机容量占比数据绘制成散点图，以第三产业 GDP 占比 50%、光伏装机容量占 比 20%为界划分象限，处于第一象限的省份两个指标均较高，在发电端与用电端同时具备 较高的波动性，分时电价机制或具备一定可持续性。当前发展较好的江苏、浙江，及我们 认为较具潜力的安徽、湖北均位于一象限（注：广东无光伏装机容量占比数据，第三产业 占比 56.5%），湖南处于二象限，第三产业占比较高（54.7%），但光伏装机容量占比较小 （15.6%）。