▍用能安全与盈利模式，催化工商业储能市场发展。
“双碳”转型背景下，新能源持续渗透不断强化电力系统的调峰调频需求，储能作为“源网荷储”中的关键“蓄水池”，随着新能源装机快速提升而加速成长。目前国内储能主要由表前侧大储驱动，用户侧储能正处于起步阶段，考虑到国内电价水平与资源禀赋，我们预计国内工商业将成为用户侧储能的最大增量来源。目前看，伴随过去一段时间电力供需紧张形势，保障用能安全与降低用能成本是工商业储能的核心驱动要素；而随着核心变量——峰谷价差拉大，部分区域工商业储能盈利模式趋于清晰，进一步催化我国用户侧储能市场加速放量。
▍盈利模式：峰谷价差套利为主，需求响应+补贴为辅。
工商业储能的经营模式主要分为第三方投资运营及业主直购/租赁两种，现阶段主要盈利途径为峰谷电价差套利，同时各地补贴政策逐渐落地，且需求侧响应等多元盈利途径也逐步推广。受益于工商业峰谷电价差逐步拉大、储能供应链成本明显下降等利好推动，仅考虑峰谷价差套利方式，我们测算目前重点省份（广东为例）工商业储能“一充一放”初具投资价值，而“两充两放”项目收益率已十分丰厚，项目IRR可达15%-20%，动态投资回收期约4年左右。在高收益率的带动下，国内工商业储能项目有望加速涌现。
▍发展趋势展望：国内外市场加速成型，有望延续高增。
从海外视角看，工商业储能仍处于起步阶段，根据彭博新能源财经数据，2022年EMEA（欧洲、中东及北非）和美国工商业储能装机约531MWh，占用户侧储能比例约10%，仍处发展起步阶段；国内企业海外储能布局基础较为扎实，待海外市场放量时有望快速切入。而国内独特的用户侧电价机制给工商业储能带来更大发展空间，在利好政策落地、经济性提升等多维催化下，工商业储能正经历“从0到1”的爆发阶段。结合重点省份工商业储能项目备案规模快速放量和拟建进度统计，我们预计2023年国内工商业储能装机有望达3GWh以上，产业链将迎来高速增长。
▍风险因素：
新型电力系统建设推进不及预期；产业链价格波动；能源数字化平台推广不及预期；电力市场改革不及预期；相关行业补贴提前退出。
▍投资建议：
在补贴政策逐步落地、峰谷电价差持续拉大和供应链产品成本大幅下降的推动下，国内工商业储能正在以经济性为主要驱动力，进入到从0到1的爆发阶段。我们认为主流储能厂商大多具备较强产品及系统制造能力，优势沉淀助力下有望快速挖掘工商业储能放量机遇；同时，拥有工商业客户和渠道资源的厂商同样具备较强爆发力。综上，我们建议重点关注：强产品力和业务经验的制造商、具备客户及项目资源优势的开发和运营商、具备能源管理和微网服务能力的细分龙头。
