根据应用场景的不同，电化学储能可分为电源侧、电网侧和用户侧。用户侧可细分为工商业和户用两个场景。根据终端用户处于电表前后的相对位置，可分为表前、表后两侧。
工商业储能是指在工业或商业终端使用的储能系统。以浙江海宁 10MW/20MWh 用户侧储能项目为例。2022 年 8 月，晶科能源在海宁工业厂区建成 10MW/20MWh 储能电站。储能电站系统主要构成包括：电池系统、储能变流器、消防系统、升压系统、配电系统、EMS 系统等。电池系统采用储能电站主流的磷酸铁锂电池，寿命长、自放电率低、安全可靠。目前该项目已入选浙江省“十四五”第一批新型储能示范项目名单。
根据中关村储能联盟《储能产业研究白皮书 2023》统计数据，从累计装机量来看，2022 年中国新型储能累计投运项目装机突破 10GW，规模达 13.1GW/27.1GWh，功率规模同比增加128%，能量规模同比增加141%。从新增装机量来看，2022 全年新增投运新型储能项目规模达 7.3GW/15.9GWh，功率规模同比高增200%以上，能量规模同比高增 280%。 中关村储能联盟数据显示，2019 年起用户侧的装机量呈现持续增长的趋势，2020、2021 年用户侧储能装机增速分别为 31.1%、29.2%，2022 年前三季度用户侧储能的装机量为 149MW。据储能与电力市场的统计数据显示 2022 年工商业储能装机占比为 10%，结合中关村储能联盟统计的 2022 年储能装机数据，可以预估2022 年工商业储能装机大致为 730MW，同比增长 32.7%。
值得注意的是，2022 年前三季度用户侧占比为 15%，预计 2022 年用户侧占比为10%，用户侧装机占比呈现逐年下降的趋势，表明用户侧储能装机增速低于中国整体装机增速。2023 年Q1 用户侧并网容量仅占全体并网容量的 1%。主要原因是中国的电源侧和电网侧储能装机项目容量大、增速快，而用户侧储能单个项目容量较小，因此增速和占比表现并不突出。此外，有相当多工商业储能项目由于其规模较小，未进行公开招投标或备案流程，因此统计口径存在一定缺失。
美国作为 2021 年全球储能市场市占率最高的国家，主要储能应用场景为表前大储。据Wood Mackenzie统计，分年度来看，2022 年美国全年工商业储能装机量约 354GWh，同比增长 12%。分季度来看，2022年一季度单季度装机达 142MWh，高涨 144%，创历史新高。2021 年底和 2022 年初的高涨，主要来源于纽约州的大量部署。但 2022 下半年以来，工商业增速放缓甚至出现负增速。2022 年第二季度美国工商业储能装机大幅下降至 26.3MW/59.4MWh，同比+2%，主要由于成本价格上涨以及供应链采购等问题，导致工商业储能季度装机的大幅下降。2022 年第三季度装机量为 26.6MW/52.6MWh，容量同比下降 31%，主要原因是由于纽约州部署的大幅下降，以及其他州工商业需求尚未有明显提升，因此 2022 下半年工商业增速放缓。2022 年第四季度装机量为 48MW/96MWh，容量同比下降 18%，环比增加 78%，容量环比有所修复，主要系纽约州装机恢复。
整体来看，美国工商业储能政策驱动性强，随着美国联邦政府以及州政府储能相关利好政策（例如：ITC等）的推进，工商业储能将整体保持增长趋势。
欧洲市场占据全球储能市场的重要部分，欧洲的户用储能领跑全球储能市场。欧洲户用储能装机量在2021 年保持了高速增长，而工商业储能同样呈现出较高的增速。根据欧洲储能协会（EASE）数据，2021年欧洲工商业储能新增 229MWh，同比增速超过 50%，但绝对量相比户用储能仍属于小众。
工商业项目开展的整体流程包括前期跟踪、项目交付等流程，流程整体时间共计约8-9 个月。在大多数地区需同步或提前在发改委、电网公司、消防、环保等主管部门等进行备案，以取得项目执行条件。
可以发现，相较于电源侧、电网侧的大型储能项目，工商业储能项目流程中并没有强制招标要求，项目通过备案即可。根据《中华人民共和国招投标法》规定，项目金额大于 200 万元以上强制要求招标，200万元之下则没有强制规定，对应约 1MWh 以下规模的工商业储能项目并不强制要求招标。因此，备案量更能反映工商业储能需求，而招标口径则相对不适合。
根据不完全统计，2022 年 8 月-12 月，用户侧中标项目容量仅为 122.2MW/444.9MWh，包含长强钢铁25.2MW/243.3MWh 的用户侧铅碳项目。相比之下，备案数据则显示，仅浙江省11 月单月用户侧储能备案项目总量高达 26 个，总容量已达到 146.93MW/431.68MWh。由此可见，用户侧项目的备案量远大于中标量，备案口径更适合用来观察工商业储能需求。
1.4 统计分析：工业园区占国内用户侧绝对主流、业主自投成为趋势、项目规模通常小于 10MWh
工商业储能的应用场景包括，工业园区、充换电、港口岸电、数据中心、配电站、矿场等，目前工业园区是主要应用场景。广东 2022 年近 90 个备案用户侧储能项目中，工业园区用户侧储能的项目占76 个。根据 CNESA 统计，2021 年中国新增投运的新型储能中，用户侧约占 24%。中国用户侧储能以工商业、产业园、充电桩、港口岸电等为主。综合而言，用户侧储能项目中，工业工厂配置储能的项目占据多数。
工商业储能项目的建设单位主要分为两类，第三方能源公司（电力、电网公司）、业主自投（各个电力用户）。 据统计，浙江省 2022 年 11 月备案的用户侧储能项目共 26 个，占储能备案总项目的93%。用户侧储能规模达 146.93MW/431.68MWh，其中普星燃机热电公司 55MW/340MWh 储热项目为单体最大的储能项目。由此可见，用户侧储能场景已成为浙江省储能备案项目的主要类型。
据统计，广东省 2022 年度备案的用户侧储能项目中，承担项目数量前三位的建设单位分别为：广东电网能源投资有限公司（16 项/67.9MWh）、广东电网东莞供电局（6 项/1.5MWh）、广州指挥用电与城市照明技术有限公司（5 项/46.5MWh）。 整体来看，工商业项目建设单位中能源公司占据 26 个项目，总容量 115.5MWh。相比之下，建设单位为业主企业的项目占据多数，约 61 个项目，总容量约 433.7MWh。由此可见，工商业储能项目的建设单位中，能源公司倾向于集中统筹建设工商业项目，但总体容量不大。相比之下，业主建设的项目数量更多。
以广东省 2022 年备案项目进行统计，单个项目规模分布在 0.05kW-30MW之间，多数项目规模低于1.6MW，占比 58.6%，部分项目大于 4MW，占比 12.6%；用户侧项目的平均规模为2.2MW。
据统计，单个项目单价集中在 2 元/Wh 左右，1.75-2.5 元/Wh 的项目占比 69.0%，部分项目价格高于3.5元/Wh，占比 14.9%，最高单价达到了 10 元/Wh。用户侧项目均价为 2.4 元/Wh。可以看出，用户侧项目价格区间较宽，高价项目推高了平均价格，大部分项目仍集中在 1.75-2 元/Wh 的单价。
我国对工商业用电实行分时电价制度，峰谷分时电价机制是基于价格的有效需求响应方式之一，将一天划分为高峰、平段、低谷等时段，分别进行计价。实行分时电价能够引导电力用户优化调整用电负荷，削峰填谷，从而促进新能源消纳，以及保障电力系统稳定运行。以国网江苏电力公司《关于2023 年1 月代理购电工商业用户电价的公告》为例，分时电价的适用范围为大工业用户和一般工商业及其他用电用户。其中，依电压等级不同，大工业用电和一般工商业的电度用电价格分别分为 5 档和 4 档。而电度用电价格=代理购电价格+电度输配电价+政府性基金及附加，电压等级越高，输配电价越低。电度用电价格同时也是各电压等级工商业用户的平时段电价，高峰时段、低谷时段则分别在平时段电价上浮、下浮一定比例形成。
仍以江苏省为例，根据《省发展改革委关于进一步完分电价机制有关事项的通知》，该省时段划分为：高峰时段 8:00-11:00、17:00-22:00；平时段 11:00-17:00、22:00-24:00；低谷时段 0:00-8:00。浮动比例为：大工业用电高峰、低谷分别在平段电价上浮、下浮 71.96%、58.15%；普通工业用电高峰、低谷电价分别在平段电价上浮、下浮 67.19%、54.82%。此外，在日最低气温达到或低于-3℃时，对 315kVA 及以上的大工业用电执行冬季尖峰电价机制，在 9:00-11:00 和 18:00-20:00 的电价在峰段电价基础上再上浮20%。
以 1-10kV 大工业用电为例，执行尖峰电价时 0-24 点依次为低谷、高峰、尖峰、平段、高峰、尖峰、高峰、平段、低谷。可采用一充一放，或两充两放的峰谷套利策略，具体为： （1）一充一放，即 0-8 点低谷时段充电，在 8-11 点高峰时段（或 9-11 点尖峰时段）放电，利用了峰谷（或尖谷）价差，分别为 0.8581 元/kWh（峰谷价差）或 1.0849 元/kWh（尖谷价差）（2）两充两放，除了上述一充一放外，再在 11-17 点平时段充电，然后在17-22 点高峰时段（或18-20点尖峰时段）放电，可利用 0.4746 元/kWh 的峰平价差，或 0.7014 元/kWh 的尖平价差。
需求侧响应是是通过市场化激励机制，引导电力客户在约定时间内短时优化用电负荷，有效实现削峰填谷，缓解电力供需矛盾，增强电力应急调节能力的行为。参与需求侧响应的用户能按照政策规定和约定的响应方式获取额外补贴。从补偿方式看，有的省份按照固定式补偿，有的省份已开始采取电力、电量、容量竞价等市场化方式。目前，在电力现货市场全面开放的大背景下，2022 年以来天津、广东、重庆、福建、山东、宁夏等十余个省市相继公布了电力需求响应工作方案。
广东省补贴额较高，日前邀约可达 3.5 元/kWh，可终端负荷可达 5 元/kWh，且可组成虚拟电厂集群响应。从资金来源看，广东省需求侧响应资金来源包括电力用户分摊、现货市场发电侧考核及返还费用等资金。其中占大部分的日前需求响应邀约交易和可中断负荷交易收益由全省电力用户按月度实际用电量比例分摊。由于负荷高峰期实施需求侧响应能够削减负荷峰值，保障电网安全，其好处由全体电力用户共同享受，因此需求侧响应资金由全体电力用户分摊体现了“谁受益、谁出资”的精神。
与光伏、风电等新能源不同，补贴不是国内储能政策工具箱中的常规选项，从一开始我国更多的是通过机制创新来促进储能发展，而不是让储能依赖补贴生存。但在地市、区县级政府，仍有少量地区存在储能补贴政策。
广东、江苏、浙江是储能补贴政策较多的省份，但目前为止出台政策的层级多为区县级，通常为经济开发区、高新区为鼓励分布式光伏开发而设的附属政策。主流的补贴方式分按放电量补贴每度电和按装机容量补贴初装费用两种，但通常设置补贴额度上限，多为百万元量级。因此，补贴不是工商业储能发展的主要刺激因素，不过若当地有政策支持，补贴仍可显著提高工商业储能项目经济性。
工商业企业缴纳电费组成一般为：基本电费+电度电费+力调电费+附加费。其中电度电费按实际所用电量缴纳，价格按分时电价收取。力调电费与用户的功率因数有关，一般要求功率因数cosφ>
0.9，否则将被收取一定费用。附加费通常为一个固定值，与技术手段无关。 基本电费是反映用户用电容量的费用，一般有两种收取方式，一种为容量计费，另一种为需量计费。除缴纳电量电费外，往往还要视用电容量缴纳容量电费，容量电费以用户装设变压器（kVA）容量收取，需量计费则以用户当月最高用电负荷（kW）收取。配置储能后，容量电费不变，但需量电费由于高峰负荷降低、变压器负荷率降低而减少。若用户此前采用容量计费法比需量计费法经济，则配置储能后可以削减用户的高峰负荷，从而可以换用需量计费法（在有效负荷较低时更经济）。若用户此前已采用需量计费法，则配置储能直接减少高峰负荷，从而减少了基本电费。
假设某地区容量计费单价为 24 元/kVA/月，需量单价为 31 元/kW/月，若一座工厂装设有1000kVA的变压器，负荷率为 80%，则按容量计费时，基本电费为 1000×24=24000 元/月，按需量计费时，基本电费为1000×80%×31=24800 元/月，此时采用容量计费法更加经济。若配置 200kW×2h 的储能，实际负荷削减200kW，负荷率降低到 60%，此时容量计费法仍为 24000 元/月，而需量计费法则降低到600×31=18600元/ 月，此时采用需量计费法更加经济。
自从 2021 年 11 月山东省枣庄市印发《枣庄市分布式光伏建设规范（试行）》要求分布式光伏配储以来，分布式配储政策也蔚然成风，据不完全统计，目前共有江苏昆山、浙江诸暨、江苏苏州、山东枣庄以及河北等5 地对分布式光伏配建储能设施提出了明确要求。
在分布式光伏消纳有压力时，配置储能可消纳这部分电量，或供工商业企业自己使用，以提升“光伏+储能”收益率。
工商业配储还可以提升电能质量，并在供电不稳定时防止停电，2020、2021 年我国用电紧张，多地不得不开展有序用电，工商业用电首当其冲。但在我国，由于电网基建等问题引起的停电发生概率较低，停电多为主动安排有序用电引起，停电时间通常在一天左右，这种情况下，配储用以保障生产意义不大（因为储能需配置足够一天使用的时长）。随着直流充电桩等大功率快速充电桩的普及，充电时对电网的扰动增大，预计充（换）电站将带来较大的储能需求。
2021 年 8 月国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093 号）。文件最重要的内容是确定了拉大峰谷价差的政策方向。文中规定，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。此外，建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。还强调科学划分峰谷时段等。
1093 号文成为工商业储能启动的序幕，此前虽也有分时电价政策，但执行力度不够，且峰谷价差达不到足够水平。该文印发后，各省纷纷推出各自的分时电价政策。
紧接分时电价政策，2021 年 10 月国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并且规定将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
电网端：代理购电成为全面市场化的序幕，代理购电价是观察工商业电价水平的窗口
1439 号文是电力全面市场化的先声，为衔接尚未入市的发、用电量（主要是用电量），文中提出推动工商业用户都进入市场，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。
目前，电力用户参与市场大致有三种途径：直接参与交易、售电公司代理以及由电网企业代理购电。在市场化推进的过程中，代理购电是目前大多数工商业用户参与电力市场的方式。电网企业按月对代理用户的用电量进行预测，并在市场中按照市场交易价格采购电量，进而形成平均上网电价，因此电网企业代理购电价是由市场决定的，而代理购电价则可用来观察大多数工商业用户的电价情况。
从电量方面来看，据北极星电力网统计，2022 年，全国工商业代理购电量 6753.21 亿千瓦时，其中优先上网电量 3342.78 亿千瓦时，市场化采购电量 3309.77 亿千瓦时，各占总代理购电量的50%。其中以广东、山东、江苏、浙江四省工商业代理购电量最多，显著超过其他各省，因此也是工商业用电量大、电价市场化程度高的省份。
执行代理购电的工商业用户，按代理购电用户电价叠加分时电价、容（需）量电价等价格之后支付电费。其中，代理购电用户电价=（代理购电价格+输配电价+政府性基金及附加）。
各省电网公司每月初公布当月代理购电价，其中主要是代理购电价格会随着市场情况波动，运行一年来，各省代理购电价格均有不同程度上涨。
有数据统计的 33 省（区）中，共计 24 个省（区）出现上涨，其中湖南上涨幅度最大，达到31.2%，其次为山西、重庆、贵州、广西等，平均涨幅约 10.3%。共计 9 个省（区）代理购电价下降或持平。而代理购电价是峰谷电价浮动的基准，代理购电价的上涨会导致峰谷电价差的拉大。
2023 年 1 月 10 日，国家发改委印发《关于进一步做好电网企业代理购电的通知》，文中提出：鼓励支持10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。电网企业代理购电作为工商业用户全面参与市场交易前的过渡措施，将逐渐退出历史舞台。
各省电网公司每月初公布的代理购电价包含平段电价以及峰、谷电价，因此可以方便地观察各省峰谷价差变化情况。根据 2023 年 6 月各省公布的电网代理购电价情况，全国峰谷价差最大的省（区）为广东，价差高达 1.347 元/kWh。约有 14 个省（区）的最高电价差高于 0.7 元/kWh。
平均来看，据 CNESA 统计，2022 年各省全国代购电价（一般工商业）中，全年平均峰谷价差排名前三的省份为广东（1.259 元/kWh，珠三角五市）、海南（1.070 元/kWh）、浙江（0.978 元/kWh）。全国各省平均峰谷价差为 0.704 元/kWh，有 16 个地区全年最大峰谷价差高于 0.7 元/kWh。
动态来看，各省的峰谷价差变化趋势可分为两种。第一种，以广东、浙江、湖北省等为例，最大峰谷价差基本处于 0.8 元/kWh 的高位，2022 年全年电价差并未出现明显的增长趋势。第二种，以河南、安徽、黑龙江、广西等地为例，电价差出现一定程度的扩大，由年初 0.7 元/kWh 的电价差，提升至年底0.9 元/kWh 左右。整体来看，最大电价差超过 0.7 元/kWh 的地区增多。
分时电度用电价格由代理购电价格乘以峰谷浮动范围形成，因此代理购电价格基数的上涨、浮动系统的增大，都有助于峰谷价差的拉大。
1093 号文提出建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%，并可以参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。因此分时电价曲线 种价格水平：平段、高峰、低谷、尖峰、深谷。尖峰、深谷分别在高峰、低谷的电价基础上上浮或下降。若一天中设置多个峰段、谷段，配合尖峰、深谷电价，有可能一天中实现多个峰-谷充放电循环，从而提高经济性。目前大多数省份支持“凌晨充、上午放；午间充、下午放”，每日两充两放的运行策略，多次充放套利客观上也有利于减小电网尖峰、低谷时的调峰压力。
根据目前各省峰谷电价曲线情况，实施的套利策略主要可分为三种：一充一放、两充两放（一个峰谷差一个峰平差）、两充两放（两个完整的峰谷差）。
以山东省为例，2022 年 11 月上东省发改委发布《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，将原有峰谷上下浮动 50%的比例，调整至高峰低谷上下浮动 70%，尖峰时段上浮 100%，深谷时段下浮90%（代理购电价格和容量补偿电价参与浮动，输配电价、政府性基金及附加、损益电价等不参与浮动）。根据11 月30日山东省电力公司发布《关于 2023 年工商业分时电价公告》，冬季（12 月、1 月）峰谷时段划分为：谷时段为10:00 至 16:00，其中深谷时段为 12:00 至 14:00；峰时段为 16:00 至 22:00，尖峰时段为16:00 至19:00，其余为平时段。由于一天中只有一个峰时段（包括尖峰时段）、一个谷时段（包括深谷时段），因此尽管山东尖峰深谷价差可达 4.86:1（35kV 两部制情况下），但一天内只能进行一个充放电循环。
值得注意的是，2022 年 12 月国家发改委、能源局发布《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》指出交易时段数量由 3—5 段增加至 5 段以上，由此表明，在未来的日度电价曲线中可能会出现多个高峰低谷，更有利于通过峰谷价差套利获取收益。
根据时段划分设置，又可分为每天利用一个峰谷差、一个峰平差，和每天利用两个峰谷差两种模式。以广东为例，0:00-8:00 为谷段、8:00-10:00 为平段、10:00-12:00 为峰段（7-9 月 11:00-12:00 为尖峰段）、12:00-14:00 为平段、14:00-19:00 为峰段（其中 7-9 月份 15:00-17:00 为尖峰段）、19:00-24:00 为平段。一天可进行两充两放，策略为凌晨充电、上午峰段放电，利用了一个峰谷差；中午充电、下午峰段放电，利用了一个峰平差。大多数省份均为如此设置。
第二种以浙江等地区为代表， 2021 年 9 月浙江省发改委发布《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》，明确对全年大工业电价峰谷时段进行调整，尖峰：9:00-11:00，15:00-17:00；高峰：8:00-9:00，13:00-15:00，17:00-22:00；低谷：11:00-13:00，22:00-次日 8:00。每日也可进行两充两放，充放电策略与广东相似，不同之处是浙江午间为谷段而非平段，因此浙江每天可以利用两个完整的峰谷差，经济效益更加出色。
2022 年 11 月底，山东省发改委发布《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，对工商业分时电价进一步完善。《通知》指出：（1）明确执行范围：2023 年峰谷分时电价上下浮动的基准调整为，容量补偿电价和代理购电价格，而配电价、政府性基金及附加、代理购电损益分摊标准、保障性电量新增损益分摊标准等并不纳入浮动基准。（2）明确浮动比例：高峰时段上浮 70%、低谷时段下浮 70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮 90%。
山东首创工商业容量电价（征收标准 0.0991 元/kWh），并进入浮动范围，有利于进一步拉大峰谷价差。全国大部分省份的电价浮动范围基准为代理购电价格，或代理购电价+输配电价。而江、浙、沪等省则是平段电价为基准全部参与浮动（即代理购电价、输配电价、政府性基金及附加均上下同比例浮动），加之三地峰谷系数设置较大，直接带来了较大的峰谷价差。
2.4 横向对比：工商业电价/居民电价之比中国远高于欧美国家，工商业储能在中国有更好的发展基础
中国：以广东省（珠三角五市）为例，2023 年 6 月工商业（不满 1kV）单一制尖峰电价1.7196 元/kWh，低谷电价 0.3302 元/kWh，峰谷价差达到 1.3894 元/kWh。据统计，全国 2022 年工商业平均峰谷价差已达0.704 元/kWh。 美国：据美国能源署统计，截至 2022 年 10 月，工业平均电价为 0.57 元/kWh，商业平均电价为0.840元/kWh。 欧洲：据欧洲统计局统计，2022 年上半年，欧洲 27 国非居民用户平均电价为1.612 元/kWh. 根据国家电网对 2019 年世界各国工商业电价统计，36 个重点国家的工业平均电价为0.892 元/kWh。中国工商业电价为 0.635 元，与平均电价相差 0.257 元/kWh，位居中下游。欧洲电价处于高位，美国则以0.472元/kWh 的超低电价位居榜尾。相比之下，中国居民电价为 0.542 元/kWh，与 36 国平均电价1.338 元/kWh价差高达 0.796 元/kWh。 由此可见，与居民用电极低的电价相比，中国工商业电价在国际上不属于低价之列。
美国：居民电价显著高于工业和商业电价。居民电价最高，约 0.92-1.10 元/kWh。商业电价其次，介于0.76-0.91 元/kWh。工业电价最低 0.49-0.64 元/kWh。
欧洲：居民电价显著高于非居民电价。2022 年由于受到俄乌冲突的影响，欧洲电价显著增长。居民电价在 1.515-1.833 元/kWh 之间；非居民电价在 1.01-1.612 之间。2022H1 环比高涨 0.35 元/kWh。
中国： 以工业/居民电价之比为参考。2019 年，35 个经济合作与发展组织的国家的工业电价平均为居民电价的 0.65 倍。相比之下，我国工业/居民比价为 1.17 倍，在 36 个国家中位居第二位。
合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是指服务商与客户签订服务合同，提供项目融资、项目设计、设备采购、工程施工、设备调试等一整套业务服务，并从客户通过节能改造后的效益中收回投资以及获取利润。 合同能源管理业务开展方式主要包括签约、项目实施、投运经营三个阶段。最典型的方式是投资方提供资金，业主方提供场地，项目建成后所获收益在投资方和业主方之间分成，通常为9:1，投资方拿走大部分，业主方虽不出资，但因提供场地，可分得小部分收益。
在合同能源管理模式中，投资方和业主方是分开的。对投资方：资产由投资方持有，同时承担全部的风险（业主经营风险、设备维护费用等）和大部分收益，通常 90%的收益归投资方所有。若发生业主破产倒闭经营无法继续，或项目收益不及测算的风险，也都由投资方承担；对业主方：并不持有资产，也不承担风险，但通过提供场地能获取少部分收益，通常分得 10%的收益。对建设方：投资方通常将设备集成调试、工程勘察建设等工作委托给专门的 EPC 总包公司，后者主要通过控制工程建设和供应链成本等实现盈利。对设备方：主要是销售产品，有时也会配合出集成方案，甚至参与部分投资。
由于工商业储能项目安装、调试、运营需要在企业园区内部进行，但项目专业性较高，业主方通常不具备相应专业人员，且主业往往和储能无关，若自行投资建设，项目难以通过内部审批。因此将项目交由专业的能源投资集团进行投资开发是常见的做法。目前，在广东、浙江等地区，随着峰谷价差的拉大，项目收益率提高，业主自投自建工商业储能项目可获得 100%的收益，自行投资正变得越来越有吸引力。
3.2 收益测算：两充两放显著高于一充一放，峰谷价差影响程度高于单位造价
下面对一个装机容量 10MWh 的工商业储能项目进行收益测算，假设业主方变压器容量有足够的余量供储能电站充电（即无需扩建变压器），负荷侧也有能力完全消纳储能电站的放电量（即放电量不上网，且高峰/尖峰时段套利时负荷水平足够）。储能电站采用 0.5C 倍率电池，全年预计运行 330 天，电站设计寿命15年，期间电池循环寿命达到 5000 次时更换一次电池。此外，充电需要增加约 4 万元/月的需量电费，采用合同能源管理模式时由投资方承担，峰谷套利收益在业主方与投资方之间以 1:9 的比例分成。
假设 330 天运行日中，有 120 天（冬季、夏季）执行尖峰电价，尖峰电价通常较高峰电价上浮20%-25%，为计算方便，考虑执行尖峰电价时峰谷价差统一上升 25%（价差需减去谷电价格基数，因此上浮比例高于尖峰电价较高峰电价的上浮比例）。计算资本金 IRR 对项目单位投资（元/Wh）和峰谷价差（元/kWh，尖谷价差增大 25%）的敏感度。
可见在一充一放模式下，对项目的单位造价，项目所在地的峰谷价差均有较高要求，以资本金IRR≥10%作为项目可行性的条件，要求峰谷价差至少需达到 1 元/kWh，同时项目单位造价不能超过1.8 元/Wh，最好低于 1.5 元/Wh。
可见业主自投收益更高，以单位造价 1.5 元/Wh、峰谷价差 1 元/kWh 为例，采用合同能源管理模式资本金 IRR 为 6.27%，不具备可行性，而采用业主自投模式，资本金 IRR 可达 10.00%，高出3.73 个百分点，具备可行性。
在一天中有峰、平、谷等多个时段的地区，采用两充两放的充放电策略能够利用更多的峰谷差，大大提高收益，根据各省电价曲线实际情况，又可分为两种，第一种即利用一个峰（尖）谷差和一个峰（尖）平差，广东、江苏、河南等大多数省份可使用这种模式。其中，执行尖峰电价的月份（夏、冬季）每天利用一个尖谷价差、一个尖平价差；其他月份每天利用一个峰谷价差、一个峰平价差。执行两充两放时，需要在第七年更换一次电池，成本可设为总成本的 60%。
为简化计算，仍假设尖谷价差是峰谷价差的 130%，而假设尖平价差是峰谷价差的80%，峰平价差是峰谷差的 55%。
采用业主自投模式时，资本金 IRR 进一步升高，同样 1.5 元/Wh 的单位造价、1 元/kWh 的峰谷价差下，资本金 IRR 可达 20.02%。
此时夏季（或执行尖峰电价的月份）一天中可利用两个尖谷差，其他月份一天中可利用两个峰谷差。采用合同能源管理模式时。
浙江等省由于峰谷价差较大，且午间、凌晨均设置为低谷段，每天允许利用完整的2 个峰谷差，因此工商业储能经济性较好，在这种情况下，1.5 元 /Wh 单位造价，1 元/kWh 峰谷价差可做到36.85%的资本金IRR。
业主自投模式下收益率更高，峰谷价差门槛不断降低，同样 1.5 元/Wh 造价下，1 元/kWh 的峰谷价差资本金 IRR 可达 49.33%。 结论： （1）峰谷价差和单位投资均影响工商业储能项目收益率，其中对峰谷价差更加敏感。（2）业主自投收益率较合同能源管理模式更高，若业主有足够的资金优先推荐自投。（3）采用合同能源管理模式时，若项目单位投资额为 1.5 元/Wh，IRR 门槛为10%，则一充一放时峰谷价差的可行性阈值大于 1.1 元/kWh，两充两放（利用 1 个峰谷差、1 个峰平差）时阈值约为1 元/kWh，两充两放（利用 2 个峰谷差）时阈值小于 0.8 元/Wh。 （4）IRR 对峰谷价差较单位造价更加敏感。
测算工商业储能装机量的方法为，首先拆分工商业总用电量，结合利用小时数计算出工商业总负荷，进而假设合理的储能渗透率计算出储能总功率（累计值），乘以平均时长后得到储能总装机（累计值），并逐年作差得到每年新增装机量。假设，至 2025 年中国用电量以年均 2.18%增长率增长，在工商业用电占比83%相对稳定的条件下，工商业耗电量同样呈现逐年增长的趋势。至 2025 年，工商业总耗电量可达66189 亿千瓦时，工商业总功率达到 1178GW，合理假设该年储能累计渗透率为 2.4%，平均时长 2.6h，累计装机达到73.52GWh。逐年作差得出 2023-2025 年工商业储能新增装机量分别为 6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh，2022-2025年化增速达到 201%。至 2030 年，中国工商业总耗电量 73074 亿千瓦时，总功率达 1301GW，储能渗透率为8%，平均时长 2.9h，累计装机达到 302GWh，2030 年国内工商业储能新增容量可达 129.73GWh。
合理假设 2060 年国内工商业储能累计渗透率终局约为 35%（功率占比），累计装机达到3TWh 量级，而预计 2023 年新增装机 6.27GWh，考虑平均时长 2.5h，则对应功率约为 2.51GW，除以当年工商业总负荷约1250GW，新增渗透率仅约 0.2%，累计渗透率约 0.4%，与终局 35%左右的渗透率相差悬殊，空间巨大。
海外工商业储能在分布式光伏装机高增情况下，同样表现出一定的增长趋势。根据测算，预计2023-2025年，海外工商业储能的装机量将达到 3.74GWh、8.80GWh、24.11GWh，增速分别达到98.8%、135.7%、173.9%。2022 年海外储能总量的高增，主要源于户储和表前储能的快速增长。2023 年开始预计海外工商业储能将表现出良好的增长趋势，但总量方面仍不及国内，主要原因是国外工商业电价低于居民电价，吸引力较户储为低。
发电需求差异使工商业储能的系统架构区别于大型储能电站。工商业储能的主要负荷是满足工商业自身内部的电力需求，实现光伏发电最大化自发自用或者通过峰谷价差套利。因此，与大型储能电站的PCS和电池独立建设不同，工商业储能多为一体化建造，采用一体柜，对系统控制和 EMS 功能性管理的要求低于储能电站。
光储系统根据能量汇集点的不同，分为直流耦合、交流耦合两类拓扑结构。按此耦合方式分类，对应的工商业储能系统架构主要有两种：1）采用 PCS 的交流耦合型；2）采用光储一体机的直流耦合型。交流耦合系统与储能电站的系统配置类似，但相对用量较小，系统功能也更为简单，其中的光伏系统和储能系统并联，灵活性较高，适用于已安装工商业光伏的存量市场。直流耦合系统通过光储一体机将光伏逆变器和双向变流器整合在一起，相比交流耦合系统具有高度集成化、软性成本低的特点，50-100kW 的光储一体机已逐渐成为中小工商业储能系统的选择。
从结构拆分来看，工商业储能系统的配置与大型储能系统都包括蓄电池系统、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能源管理系统（EMS）、消防和温控系统等，系统均进行模块化设计，实现电压、容量灵活配置。
电池和 PCS 是工商业储能系统中成本占比最高的两个环节。根据我们调研和测算，储能电池约占储能系统成本的 65%；储能变流器 PCS 约占系统成本 20%；消防和温控系统主要负责控制和保护电池温度状态的均衡，占比约 7%；电池管理系统 BMS 约占成本的 4%，能量管理系统 EMS 是系统的“大脑”，负责数据采集、监控和能量调度。根据行业调研，工业储能系统单位售价约 1.6-2 元/Wh，总成本约1.3-1.7 元/Wh。
在刚刚结束的储能国际峰会暨展览会（ESIE2023）中，储能系统、储能 PCS、储能电芯等各类储能设备厂商大多推出了自己的工商业储能系统，并对工商业储能市场纷纷表示看好。不完全统计共有十余家厂商，数十种工商业储能产品，容量多为 200-300kWh，可选择带或不带 PCS、风冷或液冷方案、全氟己酮/七氟丙烷/ 气溶胶消防系统等，安装形式多为储能柜，亦有集装箱形式等。BMS、冷却等环节也有厂商推出专门适用于工商业储能的产品。
储能系统是将电芯、BMS、PCS 和 EMS 融于一体的集成系统，具备直流电能存储和交直流功率变换的能力，可通过交流侧并联实现储能电站的弹性扩容和积木式搭建。由于当前工商业储能市场尚未起量，市场主线仍围绕大储和户储展开。虽然国内大多储能厂商积极布局工商业储能系统集成解决方案，但真正落实生产储能系统产品的公司并不多，代表公司有奇点能源、阳光电源、时代星云、阿诗特能源等。
奇点能源是新生代储能系统集成厂商，也是国内最早推出工商业储能一体机产品的企业，具有创新性先发优势。2021 年 4 月 15 日，奇点能源发布了能量块储能产品 eBlock，采用“ALL in one”的设计理念，把储能工程转变成标准化产品，具备安全性、经济性、灵活性和智能性四大优势。
2022 年 9 月 7-9 日，奇点能源发布了第二代储能集成柜产品 eBlock200，对产品的安全性能、转换效率、智能化进行了改进，实现了单机柜完整的浸没式消防功能，额定容量 100kW/200kWh，在每日两充两放的运行工况下，交流侧系统转换效率大于 90%。根据公司测算，相较于传统储能方案，eBlock200 系统转换效率提升 4%以上，储放电量提升 10%，热管理使能耗降低 30%，最终整体经济收益提升16%以上。eBlock200进一步精细化了智能监控技术，细至每一颗电芯的电压和温度均可通过手机 APP 查看和管理，彻底实现储能电站运维无人值守。
阳光电源是国内最早开始提供储能集成服务的厂商之一，并于 2022 年 5 月26 日正式发布了应用于工商业分布式储能的 PowerStack 液冷储能系统，该产品注重电池管理系统上的技术升级，在扩容效率、电芯寿命和消防安全方面优势突出。 PowerStack 为预组装设计，有效降低安装扩容难度、交付时间和成本。传统储能系统设备到达现场后，往往需要至少一个月进行调试并网，而 PowerStack 全部采用预组装模组，可在 8 小时内完成现场测试并网；公司采用簇级管理器方案，解决新旧电池混用造成的容量失配难题，可节约由容量增补带来的约600 万元硬件投资成本。PowerStack 采用单面开门设计，能量密度更高，相比传统集装箱储能的双面开门设计，百兆瓦级项目可节约 25%以上的占地面积。
PowerStack 采用液冷温控和多个智能算法，电芯寿命和效率得到提升。通过采用多级变径流道和微通道均流设计，PowerStack 所有电芯温差小于 2.5℃，使得电池寿命延长 2 年以上，100MWh 电站生命周期内可多放5300 万度电；通过 4D 传感技术获取百万量级大数据，采用递进式休眠算法，PowerStack 可结合运行工况智能调节散热能效，实现辅电耗能降低 40%以上；采用阳光首创的 MEPT 能效优化算法，功率按需分配，充分发挥每簇电池的潜力，其系统循环效率（RTE）提升 3%。
多项专利傍身，PowerStack 消防安全管理性能极佳。PowerStack 通过智能簇间在线诊断、内阻离散算法、析锂状态计算，能精准识别电池病变程度，提前主动预警，防止热失控。此外，阳光电源首创AI 离群检测算法智能识别电池速回路因受潮、老化、绝缘破损等引起的电气连接异常，可实现100%毫秒级识别拉弧、秒级关断，大幅降低火灾风险。PowerStack 配置电器电池分仓、双排风、防爆燃设计，能有效避免火灾蔓延，降低损失。
阿诗特能源成立于 2017 年，专注于一体化储能产品的研发、生产和销售。规格多样性、适配度高和智能能源管理系统是阿诗特储能系统的三大亮点。 产品规格全面，满足多场景应用需求。公司在 2022 年 10 月 12 日推出三款LABEL 系列工商业储能系统产品，分别是 L200、L1000 和 L2000，均为 0.5C 系统，容量分别是 200、1000、2000kWh，功率为100、500、1000kW，提供液冷/风冷两种温控系统可供选择。此外该系列产品支持 400V 低压接入，最大效率均超过90%。
自研 RPEMS 能源管理系统，智能化管理效率高。该能源管理系统核心功能包括本地控制、远程管理和数字孪生。用户可利用本地控制进行数据采集、策略执行、安全保护、云端对接，并通过云平台远程控制运维管理，用户交互，在数字孪生应用层上，同时设计预测性维护、预判预警等功能，可实现全流程无人闭环优化。
与大型储能电站不同，工商业储能系统产品在出口时需要通过并网认证，为了确保项目现场顺利并网，电池柜和 PCS 通常使用集采的方案。目前工商业储能系统在选择 PCS 时，通常由两种方案：1）储能系统集成商自产 PCS，例如上能电气、阳光电源等；2）集成商向第三方 PCS 厂商购买，例如固德威、盛弘股份、锦浪科技。
上能电气提供交流和直流储能变流器，其中交流储能变流器多达 22 款产品，覆盖140kW-3.45MW全功率段，直流储能变流器有 3 款产品，其中面向工商业储能场景应用的主要是组串式储能变流器，集成可组成MW 级储能变流单元，具有即插即用、电池友好、保护措施完善等特征，可支持集成/单簇电池管理系统。公司 PCS 为模块化并联设计，支持与电池簇一对一精准化管理，后期运维便捷，模块更换时间短于1小时，现场更换、即插即用。通过内设智能多级风机调速，PCS 具备宽温运行能力，充分释放电池电量。在安全性能方面，部分产品设置智能内阻实时检测、主动预警、主动保护等防护功能，采用IP66 防护+C5 防腐设计，可适应多种户外应用环境。
固德威在逆变器领域具有先发优势，早在 2012 年，便开始着手“光伏+储能”双向逆变器产品的研发，提供微电网、工商业储能等系列解决方案。目前，固德威储能逆变器产品系列多达7 个，单机功率范围涵盖3kW～100kW，其中，面向工商业储能应用场景是 BTC 系列和 ETC 系列产品，具有良好的电池兼容性，可实现 10ms 内并离网无缝切换。 BTC 系列为交流耦合储能逆变器，可与三相并网逆变器搭配使用组成分布式光伏储能系统。该产品拥有200-865V 超宽电压输入，匹配多种主流高压电池，支持多机并联、三相不平衡接入/输出、系统扩容等功能，最大输出功率可达 55kW。产品并离网切换时间小于 10 毫秒，可实现不间断电源（UPS）功能。
ETC 系列是三相光储混合逆变器，集储能变流器与光伏逆变器于一体，支持光伏接入、电池储能和并离网输出。产品采用模块化设计，运维效率较高，其智能关断技术和远程关机功能，能在屋顶着火后主动发出切断信号，消除阵列中存在的直流高压，实现组件级别的快速关断。该产品还内置EMS 系统，可基于大数据分析，对发电趋势以及负荷变化进行预测。
盛弘股份成立于 2007 年，以储能逆变器著称，产品覆盖 30KW-1MW 全功率范围，主要面向工商业及电网侧应用场景。目前公司针对工商业储能系统有 30K、PWS1 两个系列储能变流器，以及PWS2 系列光储一体机产品，主打系统灵活性、高度适配性、用电连续性等特点。 30K 储能变流器体型小巧、便于安装，兼容多种电池和光伏逆变器。产品采用标准通讯柜宽度设计，配置快拆式风扇，提升系统灵活性、减小维护成本。产品具有 150-750V 超宽电压范围，额定输出功率为30KW，能够满足铅酸电池、锂电池、LFP 等多种类型电池串并联需要，满足不同应用场景的需求。同时，其单相充放电模式也适配多种类型的光伏逆变器。
PWS1 系列储能变流器采用模块化设计理念、充放电方式多样。产品支持模块独立运行、集中管控，具备多机并联功能，扩容便捷。针对不同类型电池，PWS1 拥有恒功率、恒压、恒流等多种充放电方式，可有效延长蓄电池的使用寿命。在遭遇停电、暴雨、线路故障等突发状况时，该产品可在0-20ms 内实现带载无缝切换，保证用电的连续性，避免由于停电造成的经济损失。
PWG2 系列一机多用，集成储能变流器与光伏逆变器的特点，支持多制式输出，从400V三相、480V三相到裂相，最大可接入两倍设备容量功率，最高可达 200kW。该产品自带 MPPT 光伏最大功率跟踪功能，能够实时侦测光伏板的发电电压，使系统以最大功率输出对蓄电池充电，提升系统发电量,配合STS，可实现0-20ms 内并离网无缝切换。
古瑞瓦特成立于 2010 年，以光伏逆变器起家，2022 年发布商用逆变器产品WIT 系列，包含储能逆变器WIT 50/63/73/100KTL3-A 和光储一体机 WIT 50/63/73/100KTL3-H 共八款产品。 WIT 系列产品系统效率较高、保护设施齐全。所有产品均可承受 600-1000V/680-1000V的高压输入，最大充放电效率可达 98%，支持电机类负载和 100%三相不平衡负载，可长期过载110%，同时具备电池极性反接保护、电网检测、防孤岛保护等保护设施。 WIT 光储一体机产品采用多路 MPPT 设计，灵活性和安全性更高。产品采用多路MPPT 设计，允许每串最大输入电流为 16A，并兼容塔式和壁挂式安装，可支持复杂场景应用，降低光伏组串失配损失。在保护措施方面，产品使用无熔丝设计，兼具交直流二级防雷模块设计和精准防直流拉弧技术，减少电站火灾隐患。产品内置智能组串监控并支持智能无功补偿，可精准定位故障，进行预警分析，实现远程运维，同时避免功率因数超标带来的罚款。
储能电池系统按照产品形态的不同可分为电芯、模组、电池箱、电池簇和电池柜。电芯是储能电池系统的核心基础构成单元，一定数量的电芯通过串并联组成模组，模组装配成套为电池箱，电池箱通过串联组成电池簇以提升系统电压，最终将电池簇进行并联提升系统容量，安装温控和消防系统等电气设备形成电池柜。工商业储能电池系统通常以电池柜的集成形式出售，部分具有产业链自产能力的厂家可能会单独外采电芯。根据GGII 调研，国内多数工商业储能企业采用磷酸铁锂 280Ah 产品作为单体电芯。
宁德时代是国内外知名的电池供应商，从 2011 年开始布局储能系统，并积极提供解决方案，2021年宁德时代储能电池产量市占率全球第一。目前，公司面向储能应用场景专门开发了储能专用电芯，结合液冷CTP技术推出了电池柜产品 EnerOne 和集装箱 EnerC，其中，针对工商业储能系统的主要是EnerOne，其电池循环寿命表现较为突出。
EnerOne 拥有 12000Cycle 超长电芯循环寿命。EnerOne 搭载的宁德储能专用电芯拥有自休眠钝化膜、低锂耗和仿生电解液等先进技术，降低储存过程活性，显著增强负极材料表面稳定性和体相稳定性，实现储能电池系统首年 0 衰减。电池柜产品采用一体化变频液冷系统，使得电池簇内部电芯温差小于3°C，服务寿命提升33%。
比亚迪的储能业务主要集中在海外，工商业储能领域拥有完整的产品链。针对工商业储能电池设备，比亚迪有 C130、C230 两款产品，容量分别为 131kWh 和 233kWh，电压覆盖范围分别为638.4-820.8V和680.4-874.8V，可即插即用，但该产品在适配范围上受限，仅能用于特定型号的逆变器产品REDUstore 88k，否则将无法享受电池 10 年保修服务。
亿纬锂能电池品类丰富，涵盖方形铁锂电池在内的 10 种类型的锂电池产品。公司在储能领域布局较早，现已推出 5 款储能系统产品，其中针对工商业的是液冷电池簇 BR-8-1228.8/280-L 和风冷电池簇BR-15-720/280-F。
两款产品均满足兼容性强、安全性高等基本要求，但电芯寿命短于业内产品。亿纬为工商业储能提供了可适用于液冷和风冷系统的选择空间，产品均搭载亿纬长循环行电芯 LF280K，可实现25°C/0.5P 下循环6000次，充放电效率可达 95.01%。产品采用模块化设计，可灵活配置系统容量，内设主动隔离防护、精准防爆阀、防短路盖板等装置。相比于风冷电池簇，液冷电池簇能承受更高的电压，两者电压覆盖范围分别为630-810V/1075.2-1382.4V。
海辰储能是国内领先的储能专用电池与系统提供厂商，产品覆盖齐全，其中应用于工商业储能范围的产品主要是 280Ah、300Ah 电芯、额定电压 51.2V 的电池模组及其组成的电池簇和电池柜，其产品高度一致化、电池容量大，搭配使用系统整体效率高。
海辰 300Ah 电芯衰减慢、寿命长。大容量 300Ah 电力储能专用电池实现前三年“零”衰减，循环寿命可达12000 次，能量密度大于等于 170Wh/kg，能量效率达 95%，电芯采用全针刺、大面积挤压技术防火防爆，使产品安全性能大幅提升。 储能电池一致性强，大容量电芯可显著提升储能系统经济性。海辰共推出风冷、液冷两种冷却方式的储能柜，与其电池模组和电池簇产品相结合，具有标准化、可拓展性强、运维方便等优势。其中，液冷柜搭载了300Ah 大容量电芯，额定能量可达 368kWh，同时采用侧面冷却技术，通过多级变径热管理系统设计，实现系统温差≤3℃，使电池寿命提升 10%-20%。
工商业储能产业链可以分为产品制造与工程实施、投资运营两个方面，前者又可按上、中、下游分为储能柜零部件加工、关键设备制造，以及工程建设三个环节。另外，与电站级大储能不同的是，由于工商业储能项目体量较小，投资收益较高，吸引了很多民营资本介入投资运营，因此投资运营商也是工商业储能的潜在投资方向。
各个环节均具备盈利能力和一定的投资价值，其中 PCS、储能柜、电芯环节单位净利较高，投资运营端与持有资产成正比，盈利较稳定。
5.2 盛弘股份：中等规模模块化逆变器路线适合工商业储能，国内海外齐发力
公司深耕电力电子技术，产品方面，覆盖 SVG、APF 等电能质量设备；单晶硅炉加热电源等工业电源；储能变流器、光储一体机等新能源电能变换产品；15-40kW 电动汽车充电桩；电芯、电池测试等化成检测产品等。公司以 PCS 为核心，储能产品涵盖变流器、光储一体机、储能系统一站式集成服务等，面向工商业及电网侧的储能市场，公司针对电池大规模成组利用所导致的电池不一致性、环流性问题，公司首创多分支储能变流器，将多组电池分散接入储能变流器，减少电池簇并联，降低电池损耗，能够更大化利用电池，降低建设成本，进一步提升整个系统的性能与效率。
市场方面，公司已和不同的合作伙伴在缅甸、印尼、泰国和非洲等无电弱电及偏远地区通过灵活的模块化储能方案，建设了一体化的储能系统，减少了安装和维护成本。发达国家市场方面，盛弘30-1000kW全功率范围储能变流器产品均已通过第三方认证机构认证。根据中国、英国、德国、澳洲和美国电网安全规范标准进行的测试和认证，并在美国加州和夏威夷州电网公司、澳洲清洁能源协会 CEC 及英国能源网络协会ENA上进行列名，满足智能逆变器对电网的高级支撑能力。50~250kW 系列模块化储能变流器成为全球首款同时满足UL、CPUC 和 HECO 相应规范的大型并网逆变器，并能同时满足并网和离网的应用需求。公司已发布年报，2022 年收入 15.03 亿元，同比增长 47.2%，其中储能（新能源电能变换设备）收入2.56 亿元；归母净利润为 2.24 亿元，同比增长 97%。充电桩、电能质量等强势产品快速增长带动业绩增长明显，预计充电桩今年将继续保持高速增长，储能将成为另一增长极，预计公司 2023、2024 归母净利润分别为3.28、4.68 亿。
公司主营业务为电力电子设备的研发、生产、销售。公司专注于电力电子变换技术，运用电力电子变换技术为光伏发电、电化学储能接入电网以及电能质量治理提供解决方案。目前公司主要产品包括光伏逆变器（PV Inverter）、储能双向变流器（PCS）以及有源滤波器（APF）、低压无功补偿器（SVG）、智能电能质量矫正装置（SPC）等产品，并提供光伏发电系统和储能系统的集成业务。 储能方面，公司提供交流和直流储能变流器，其中交流储能变流器多达 22 款产品，覆盖140kW-3.45MW全功率段，直流储能变流器有 3 款产品，其中面向工商业储能场景应用的主要是组串式储能变流器，集成可组成 MW 级储能变流单元，具有即插即用、电池友好、保护措施完善等特征，可支持集成/单簇电池管理系统。预测公司在地面电站、分布式光伏、海内外大储、中储领域快速成长。市场方面，2022 年公司与远景能源合作，已向海外新加坡项目发货 120MW 储能 PCS 设备，今年将重点发力美国、欧洲储能市场。产品方面，公司向上下两端延伸，2022 年中标中核汇能储能系统集成大单，预计 2023 年交付量达到1GWh 级别；储能PCS 在现有的产品基础上向 2MW 以上和 200kW 以下延伸，以分别适配大型电站储能和中型工商业储能市场。公司巩固国内集中式光伏地面电站的优势地位，并发力国内外分布式光伏市场，预计今年将有斩获。
在新能源光伏及储能领域，公司以电子电力转换技术为基石，现有产品主要包括：集中式光伏逆变器、组串式光伏逆变器电池、监控及家用逆变器、户用储能、模块化储能变流器、集中式储能变流器、逆变升压一体化集成系统、第二代储能系统能量管理及监控平台、调峰调频系统、大型集装箱式储能集成系统、光储充系统等；户用储能一体机方案集合了公司在电力电子、储能领域的技术优势，即插即用，免系统调试，解决海外安装产品服务成本高的痛点，获得海外客户的高度认可。 公司与宁德时代成立时代科士达有限公司，解决电芯供应问题，预计 2023 年电芯供给量不少于2GWh。公司近期公告与下游大客户 A 签订大订单 20,959.35 万美元（约合人民币 14.61 亿元），预计为储能产品，主要销售欧洲等海外发达地区，预计价格、毛利较有保障。公司积极拓展国内外市场，预计今年将在美国有所建树。国内市场方面公司主要提供 PCS 和储能集装箱产品，公司 KAC 系列模块化变流器和KESS-40H系列工商业储能一体机较适合工商业场景应用，预计将成为公司储能板块增长较快的方向之一。
公司已发布 2022 年年报，收入 44 亿，归母净利润 6.56 亿，其中光储产品取得收入18.37 亿，同比增长465%，主要因欧洲户储市场爆发，公司与下游大客户深度绑定，出口户储电池 pack 增长迅速。预计今年海外户储市场需求持续旺盛，除欧洲市场外，公司拓展美国市场，下半年有望通过认证。工商业方面公司利用已有数据中心渠道，推广数据中心备电、光储一体等产品，目前已有出货。
储能、光伏、通信设备精密冲压模具和金属结构件是公司的重点业务。在储能和光伏领域，公司已经向华为、新能安、Enphase Energy、Larsen、FENECON GmbH 等国内外知名企业供应光伏逆变器、储能机柜、充电桩机箱等相关产品。在通信设备领域，公司向华为、中兴、长城等企业供应的户外基站金属结构件、IDC机箱、功能性插箱等产品，可用于 5G 基站和数据中心建设。 公司近期披露与宁德时代签订战略合作协议，打造电池 Pack 箱体领域全生命周期合作模式：进一步加深双方在电池 Pack 箱体领域结构件的合作，加强冲压件（包含且不限于 Pack 上盖、底护板、端侧板）、热管理系统产品（包含且不限于水冷板）、储能机柜、热成型及辊压成型技术等其他产品或者项目的合作，共同推动相关产品在新能源行业应用场景下的技术创新和商业模式创新，共同推动提高绿色制品及循环产品在新能源行业的应用比率。
公司为包括房地产、公共事业、工业用户的新建项目、改造项目、竣工项目提供包含电力新能源设计、电力新能源集成、中低压电力设备供应服务，电力运维，提供包含分布式光伏、储能、充电桩在内的新能源投资建设。公司定位为集电力咨询设计（E）、电力设备供应（P）、电力安装集成（C）、电力运维服务（O）为一体的 EPCO 一站式电能服务商，基于客户的深切需要，打造独特的从电力设计至储能的主动式能源服务。2022 年 9 月公司增发募集资金用于电力电子设备及储能技术研发中心项目，研发产品包括工商业储能变流器、光伏/储能逆变器、用户侧预制舱式储能电站等。目的是丰富公司新能源储能和电力电子设备领域技术和产品储备，抢占新型电力系统发展带来的工商业用户侧储能发展先机，提升公司在储能服务领域的竞争力，持续完善 EPCO+光伏+储能的商业模式。公司目前客户包括宁德时代、中创新航、比亚迪、蜂巢能源等锂电厂商，包括供配电、分布式光伏总包等，较容易转化为工商业储能项目，建设+产品双轮驱动。
公司近期披露 2022 年业绩快报和 2023Q1 业绩预告，2022 年取得收入 23.6 亿，同比增长27%，取得业绩 2.56 亿，同比下降 15.1%，主要因行业因素、房地产下行压力加大等导致收款周期变长引发的信用减值损失造成。公司 2023Q1 预告归母净利润 7350 万元~9150 万元，同比增长 74%~117%，主要是一季度加快项目结算所致。
5.7 芯能科技：民营分布式光伏投资主力，围绕主业推进工商业储能运营服务
公司是一家以分布式光伏为核心的清洁能源服务商，主营业务包括分布式光伏电站投资运营（自持分布式光伏电站）、分布式光伏项目开发建设及服务（开发+EPC+运维）、光伏产品生产销售、充电桩投资与运营。2022 年上半年以来，公司以发电业务为核心，依托分布式光伏电站屋顶资源业主布局“充电、储电”新应用领域，以分布式客户为基础，结合充电桩、储能、微网等技术的应用场景，布局电动汽车充电桩业务，稳步推进工商业储能运营业务，同时加快户用储能产品的研发与制造，不断拓宽分布式新商业模式。公司近期发布业绩预增公告，2022 年归母净利预计 1.7-1.9 亿，扣非净利预计 1.67-1.87 亿，同比增长明显。公司已发布 2022 年年报，取得营收 6.50 亿元，同比增长 46%，归母净利润1.92 亿元，同比增长74%。截至 2022 期末公司自持电站规模达到 726MW，较期初并网增加 121MW。公司自持电站自用部分结算价格是以业主大工业实时电价为基础，给予业主一定的电价折扣，故光伏发电的度电收入紧扣大工业电价而同步变动。代理购电价实施以来，全国绝大部分省份陆续上调大工业电价，其中浙江、江苏、广东等诸多经济发达省份电价上调尤为明显。公司以丰富的项目为基础，开拓工商业储能业务，充沛的现金流将为公司工商业储能业务创造良好的条件。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
