近期，各地电网公司陆续公布2023年1月电网企业代理购电价格。根据统计，上海、河南、陕西、山西、四川等地因开始执行尖峰电价，峰谷电价差较上月有明显增大。其中，上海峰谷电价差进一步上涨，1.5倍电价模式下峰谷电价差最高达到1.88元/kWh，普通代理购电模式峰谷电价差也高达1.573元/kWh。

曾经缺乏合理商业模式，推进难以提速

随着新能源的发展，近年来全球储能市场虽有着发展前进的态势，但一直不温不火，整体推进难以提速。究其原因，主要为峰谷电价差较小，缺乏合理商业应用模式，储能系统经济性未能突显。

峰谷电：峰谷电是在城市居民当中开展试点的一种电价类别，将一天24小时划分成两个时间段，把8：00-22：00共14小时称为峰段，执行峰电价0.568/kwh，22：00-次日8：00共10个小时称为谷段，执行谷电价为0.288/kwh（以各地政策为准）。峰谷电鼓励居民利用低谷电价的优惠条件大量消费低谷电力，比如电热水器、电储热设备等。

碳中和的背景下，储能市场空间巨大，我国政策也直击行业痛点，进一步催化行业发展提速。完善分时电价机制、合理确定峰谷电价价差、建立尖峰电价机制，一系列措施将直接提升储能经济性，将逐渐破解长期发展困局。

国内：利好工商业储能发展

工商业储能的盈利模式是峰谷套利，伴随着分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能的经济性明显提升。主要体现在如下环节：

（1）峰谷电价持续差拉大：企业配套工商业储能可以利用电网峰谷差价来实现投资回报，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同时避免了拉闸限电的风险。

（2）限电政策引发企业用电焦虑：“限电”政策或引发工商业用户的用电焦虑问题。光储一体系统可通过对光伏出力削峰填谷，既可提升光伏电能的利用率，又可在限电时保障正常的生产。工商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。

工商业储能在应用场景上较为丰富，结合不同的应用场景有多重盈利模式，对于业主与用户有较好的投资回报，在国内外的发展逐渐加速。越来越多的玩家布局、参与竞争，整体的市场趋势良好，资本关注度较高。

当前工商业储能目前装机规模仍处于初期阶段，后续随着商业模式进一步清晰，装机需求有望增长。

海外：分布式能源发展向好

近年来，欧洲能源系统正在由大型集中式发电站向小型本地化的绿色环保替代方案转型，分布式发电市场成本在过去几年中下降明显，总体来说分布式能源发展向好。美国方面，工商业储能目前规模占比也较小。

欧洲分布式市场景气度确定性高。当前，欧洲新能源转型超出预期。短期来看，出于对能源安全的担忧，欧洲工商业用户对分布式能源热情高涨，下游对新能源的装机意愿或将增强。远期来看，欧盟已提出太阳能屋顶计划，其中提出2029年强制所有新的住宅建筑安装。

目前，美国工商业储能目前规模占比较小，ITC有望刺激需求抬升。2022年前三季度，美国工商业储能装机规模为258MWh，同比增长16%，占美国整体储能装机的2.4%。后续随着ITC补贴驱动，经济性有望提升，需求有望复苏。

总结：

当前时点，我们为什么看好工商业储能？2023年需求+供给端均有明显变化，2022年装机量不及预期，我们认为主要系供给问题。

22年上游集成商在户储、大储高速增长背景下优先接单以获得高盈利、高收入体量（工商业涉及的280Ah电芯、IGBT供需紧张）。但2023年，我们看到无论是需求端还是供给端，均有了明显的边际变化，预计2023年将会是工商业从0到1的爆发年份。

国内政策端带来的电价变化，使23年工商业储能经济性大幅度增强，以浙江、广东、海南为例，有机构测算回本周期不到6年。从供给端来看，对比22年翻几倍的爆发性增长，预计23年户储、大储业务增速回归相对平稳，各集成商有更多的资源倾向到工商业储能场景，以获得新的业绩增量。

原标题：当前时点，我们为什么看好工商业储能？