（3）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

4）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。
（1）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。
（2）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。
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。
（3）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。
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。

13、 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。

1）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。
2）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%）。

14、分布式台区配储有较大发展潜力
1）分布式台区配储：台区是指（一台）变压器的供电范围或区域，台区配储是指在每个台区 变压器低压侧配储能设施，实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性， 在山东德州已有案例。户用分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备， 从而解决了变压器的容量不足问题，相当于实现了对变压器的扩容功能。就运行策略来看， 台区储能主要是抵消中午光伏峰值发电的时段，减少光伏发电对台区电压的抬升和电网的 冲击；放电时间设置在光伏不足负荷攀升阶段，抵消台区范围内负荷攀升的影响，从调度主体来看，单个台区的储能设备目前不需要接受电网调度，可以自行掌握充放电；多个台 区的情况下则需要统一交给电网调度充放电时间和次数。组件价格跌破 1 元/W，为增加的配储成本提供充足容纳空间。根据 11 月 26 日经济之声系 列报道《光伏产品降价调查》，光伏组件最低价历史性跌破 1 元/W，相比前期约 2 元/W 大 幅下降。目前，假设配储要求 15%/2h，工商储价格 1.5 元/Wh，单 W 光伏配储增加的成本 约 0.45 元，组件成本的下降完全可以抵消台区配储的成本增加，且在不考虑配储收益的前 提下仍具有较高经济性。 多台区配储可实现云储聚合，带来额外收益。以单台区 100kW/200kWh 为例，当台区数量 达到 500 个，整体储能规模即可达到 100MWh，或可统一参与电网调度，实现云储聚合， 负荷商由电网统一管理，就会形成一个局域的微网体系（虚拟电厂）。

2）国内台区配储具备较大发展潜力。山东德州配储的成功试点，给户用分布式光伏的持续性 发展提供了新思路。根据大众日报 23 年 2 月报道，2022 年底，山东电网公用配电台区约 有 45.3 万个，台区数量众多。此外，随着新能源的装机增加，储能配比亦或不断提高。台 区配储模式下，储能和分布式新能源发电将实现相互促进，长期市场空间广阔。