工商储专题：商业模式多样化、国内海外共发展

电新首席证券分析师：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn 联系电话：021-601997932026年5月6日 摘要 ◆工商储商业模式多样，回收期约4-5年，经济性愈发凸显推动需求爆发。工商储商业模式多样化，从海外工商储应用来看，增长驱动力包括：1）工商业企业光伏+储能，自发自用，节约电费；2）纯工商储参与市场交易（峰谷套利）；3）长期合同与辅助服务获取收益；4）停电区域的刚性需求；5）参与市场调峰调频；6）满足大厂ESG与碳关税要求等。 ◆海外政策支持深化、需求区域扩散、增长韧性强劲。1）欧洲：工商储已成为欧洲储能中增长最快的方向之一。政策从补贴转向长效机制（如容量市场、动态电价），德国、西班牙、意大利等多国持续加码支持。我们预计2026年欧洲工商储新增装机将达12.4GWh，同比翻倍增长。2）海外其他市场，①澳大利亚：联邦与州级补贴政策持续，电力现货市场剧烈波动为储能套利创造巨大空间；②东南亚：电网薄弱、电价上涨与强制配储政策（如泰国、越南、菲律宾）共同驱动，工商储需求步入爆发前夜；③非洲：停电频繁、电网脆弱，离网光储解决方案经济性远超柴油发电，尤其矿山等场景需求刚性，空间巨大。综合来看，我们预计2026年海外整体工商储装机需求将达17.8GWh，同比增长82%。 ◆国内市场备案高增，同时新的增长点正在涌现，实际装机受经济性与政策变化影响。1)零碳园区加速配储，国家级和省级零碳园区试点扩容，推动园区“源网荷储一体化”改造，为工商储带来规模化落地机遇。我们预计在中性假设下，到2030年末零碳园区带来的工商储需求可达12GWh。2)台区储能有望带来新增量，为应对分布式光伏与充电负荷接入带来的配电网压力，在配电台区部署储能成为新的治理手段，河北、湖南、福建等地已开展试点，有望成为工商储的新增量市场。3）备案高增，但由于初始投资高、实际运营天数与套利次数不及预期、以及部分地区分时电价政策调整，实际装机量远低于备案量。我们预计2026年中国工商储新增装机将达15.9GWh，同比增长51%。 ◆工商储市场厚积薄发，为户储玩家重要新增长动能：户储率先受益于电价脉冲式上涨，工商储需求响应略微滞后，随着市场教育与渠道耕耘近两年海外工商储逐步起量爆发，户储与大储玩家纷纷加码布局工商储领域，工商储单体规模与价值显著高于户储，单台价值量通常为户储数十倍，同时工商储电池包自配率较高，随工商储出货不断增长，工商储将成为户储厂商重要新增长动能。 ◆投资建议：欧洲工商储商业模式逐步丰富，动态电价推动下需求爆发；东南亚、非洲等新兴市场电网薄弱，缺电刚需带动工商储起量；国内零碳工业园区及台区储能等贡献新增量，全球工商储需求有望持续高增，推荐：德业股份、思格新能、艾罗能源、锦浪科技、固德威、阳光电源、海博思创、禾迈股份、昱能科技，建议关注首航新能等。 ◆风险提示：政策依赖性与阶段性波动、需求透支与库存周期、竞争加剧与价格战、供应链与成本管控等风险 PART1海外商业模式：商业模式多样化，经济性&刚性需求共生 PART2海外市场分析：欧澳电力交易创造发展机遇，新兴市场缺电拉动刚性需求 PART3国内市场分析：备案量保持高增，园区储能进一步扩大空间 PART4产业链：市场教育加速、弹性跃然显现 PART1：海外商业模式商业模式多样化，经济性&刚性需求共生 工商储收益模式升级，多因素驱动增长 ◆工商储商业模式多样化，从目前海外工商储应用来看，增长驱动力包括：1）工商业企业光伏+储能，自发自用，节约电费；2）纯工商储参与市场交易（峰谷套利）；3）长期合同与辅助服务获取收益；4）停电区域的刚性需求；5）参与市场调峰调频；6）满足大厂ESG与碳关税要求等。 模式一：光+储自用，节省工业电费，回收期约4-5年 ◆工商业光伏+储能自发自用节约高额电费支出，欧洲工商业电价相对较高，回收期仅约4-5年。根据Global Petrol Prices网站数据，23-25年海 外 各 国 中 欧 洲 工 商 业 平 均 电 价 最 高，其 中 英 国 电 价 最 高，达0.442USD/kwh，其次是澳大利亚和日本电价达到0.2USD/kwh左右，然后是美国电价0.148USD/kwh，东南亚国家工商业电价相对较低。因此工商业电价较高区域可通过安装工商业光伏及储能节省电费支出，以德国为例，125kw+125kw/kwh光储系统回收期约4-5年，具备较强经济性水平。 模式二：独立工商储峰谷价差套利，回收期约5-6年 ◆纯工商储参与峰谷套利，节省电费支出：工商业企业同时可通过纯工商储进行低电价充电，高电价放电进行峰谷套利获取收益，以下是德国日前批发电价波动情况，峰谷价差约0.089欧元/kwh，考虑分时电网费同样存在峰谷价差，对于用户而言，德国工商业用户充放电综合价差可达约0.18欧元/kwh，我们测算德国纯工商储回收期约4.21年。 模式三：辅助服务与长期电价合同 ◆参与市场调峰调频获得收益：工商储系统还可参与辅助服务获取额外收益，储能可参与FCR（一次调频）（容量门槛普遍为1MW以上）与aFRR（二次调频）。由于欧洲调频价格大多是统一边际定价，所以价格波动加大。如丹麦FCR DK1区域收益可达50-150克朗/MW、aFRR价格可达100-600克朗/MW；德国FCR收益可达10-15欧元/MW/h，aFRR收益可达10-35欧元/MW/h等，测算回收期约4年。 ◆容量电价机制提供部分长期稳定收益来源。此外英国、法国、西班牙、意大利等均有容量电价机制落地，可通过拍卖锁定15年等长期合同收入，为储能提供长期确定性收入。 模式四：缺电区域的刚需需求，低成本、高可靠性电源 ◆在非洲、东欧、东南亚等停电区域可替代柴发、满足刚需。东南亚、乌克兰、非洲等地区由于电网设施落后供电经常中断，工业区也经常拉闸限电，在此之前各个地区以柴发供电为主，现在随着储能价格下行，工商储逐步代替柴发，如下表哈里亚纳邦工厂1MW/2.236MWh储能系统项目、乌克兰布罗瓦里多学科临床医院光伏储能项目、越南北宁1MWh工商业储能项目等等案例，均实现了储能系统对于柴油机发电的取代。不仅可以降低用电成本，还能提高用电可靠性，消除噪音和排放，更环保和绿色。 模式五：特殊场景的瞬时响应 ◆电网晃电/瞬时断电、高敏感负荷零中断要求、绿电并网功率波动亦为工商储爆发重要驱动因素。传统柴油发电机因10-15秒级启动延迟、供电质量谐波污染与高全生命周期成本（TCO），已无法满足毫秒级电力保障需求，这一间隔足以导致半导体产线报废整批晶圆、医疗ICU设备停机或数据中心业务中断。工商业储能系统凭借毫秒级切换速度、稳压精度与零碳排放优势，成为唯一能同时覆盖备电、电能质量治理与绿电波动平抑的系统性解决方案。 模式六：碳关税和ESG要求推动工商储需求提升 ◆为满足ESG与碳关税要求，工商储需求逐步提升。很多国际大型企业集团有较高的ESG相关零碳要求，促使供应商去满足绿色低碳要求，比如苹果要求2030年供应商100%的绿电，谷歌要求2030年100%无碳能源等。同时欧盟2026年1月正式施行碳边境调节机制政策（也称“碳关税”），政策目标是倒逼非欧盟企业减排，促进全球低碳转型。上述这些政策都将促进全球工商业企业去推动光储等绿色能源替代原始的非清洁能源发电，倒逼企业配置绿电与储能。 PART2：海外市场分析欧澳电力交易创造发展机遇，新兴市场缺电拉动刚性需求 欧洲：成本、收益与政策共振拉动装机增长 ◆政策正在由“激活需求”转向“放大项目可行性”，并与成本下行、收益改善形成共振。欧洲各国政策从“应急补贴”（免税、直接拨款）转向“长效机制”（容量市场、电池护照）。德国、西班牙、波兰、罗马尼亚等市场的支持政策持续落地，推动欧洲工商储由局部试点走向多国扩散。中国储能产业链扩产带动磷酸铁锂储能电芯价格快速下行，项目初始投资明显下降；在高电价、强波动市场中，部分典型工商业储能项目回收期由约7年压缩至3-4年，经济性明显改善。 欧洲：多国持续加码工商储支持，政策工具趋于多元 ◆南欧和中东欧以补贴驱动为主，西欧更多依靠融资与框架性支持，欧洲工商储政策体系正加快完善。除希腊、意大利、捷克等国家继续推出面向企业侧光储或工商储的专项补贴外，西班牙、波兰、立陶宛、罗马尼亚等国也在通过国家级储能资助、Modernisation Fund等工具扩大支持范围，德国、奥地利则更多依托投资补贴和政策性融资支持企业项目落地。整体看，欧洲工商储政策正由单一资本开支补贴，逐步转向“专项补贴+融资工具+国家框架”并行推进，对项目投资回报率改善和市场放量形成支撑。 欧洲：成熟市场先行+制度节点强化+区域扩散加快 ◆欧洲动态电价含“成熟应用、节点强化、渐进扩散”三类格局，价格信号正加快向用户侧传导，成为工商储收益增强的重要基础。一方面，成熟应用市场已率先形成，smartEn显示，截至2024年，北欧国家拥有欧洲最多与“次日交割批发电力市场”价格联动的动态电价产品，其中挪威动态电价渗透率已超过90%，属于欧洲成熟市场；芬兰动态电价合同占比约33%，而约45%的用户仍采用固定期限合同，英国则拥有欧洲最丰富的动态电价产品体系，丹麦的网络电价日内与季节波动也更为明显；另一方面，制度节点正在持续强化，欧盟于2020年底完成规则转化、2021年起正式适用，西班牙于2024年、德国于2025年、爱尔兰于2026年相继强化或落地动态电价机制；与此同时，波兰、捷克、立陶宛等东欧市场也已开始向日前批发联动电价扩散。 2025.01.01德国进入强制供给阶段 2021.01.01动态电价规则开始适用 所有供应商必须至少提供一种动态电价，欧洲从“原则落地”转向“产品普及”。 2026.06.01爱尔兰标准动态电价上线 2020.12.31欧盟制度落地节点 装有智能电表的用户，依法具备请求动态电价合同的权利 爱尔兰监管文件明确，大型供应商的标准动态电价合同将于2026年6月1日实施；其国内相关转化规则已于2022年1月17日生效 Directive 2019/944要求成员国在2020年12月31日前完成国内转化，相关规则自2021年1月1日起适用 2026年，制度节点明确 截至2024年，动态电价制度已成熟应用 截至2024年，区域渐进 扩散 西班牙2024年1月1日起，PVPC启用新计价方法，动态价格信号进一步强化。德国2025年1月1日起，所有电力供应商必须至少提供一种动态电价。爱尔兰2026年6月1日起，五家主要供应商须提供标准动态电价合同 北欧市场整体处于欧洲前列，其中挪威动态电价渗透率超过90%，芬兰动态电价合同占比约33%，但用户基础已较成熟。英国动态电价及相关灵活性零售产品体系最丰富。瑞典、丹麦已进入较成熟阶段，动态电价信号传导相对充分。 比利时动态合同已具法律和市场基础，但实际仍以局部区域扩散为主。波兰、捷克、立陶宛已出现与日前批发市场联动的动态电价产品，但仍处推广阶段。拉脱维亚、爱沙尼亚动态价格机制已有基础，但整体仍处扩散爬坡期。 数据来源：smartEn、欧盟及各国监管机构官网、东吴证券研究所绘制 欧洲：成熟市场先行+制度节点强化+区域扩散加快 ◆欧洲动态电价在欧盟框架下持续推进，但各国落地节奏和实施路径存在明显差异。英国、北欧等市场起步较早，德国、西班牙、爱尔兰等则更多通过制度安排推动动态电价加快落地。 欧洲：欧洲工商储韧性凸显，需求增长进入加速期 ◆工商储正成为欧洲储能中最具韧性的增长方向之一。SolarPowerEurope2025年报告显示，欧洲年度BESS新增装机量预计由2024年的21.9GWh提升至2025年的29.7GWh，同比增长约36%。其中，工商储（C&IBESS）新增装机占欧洲年度BESS新增装机总量的比例预计由2024年的10%提升至2025年的12%，对应新增装机量由约2.2GWh增长至约3.6G