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新能源配儲規(guī)模不足，消納壓力向終端用戶傳導(dǎo)。我們測算，22年國內(nèi)新能源平均配儲比例約6%、2h，樂觀假設(shè)23、24年該比例翻倍增長，光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)保持120GW、50GW，則22-24年午間用電負(fù)荷增量45GW / 52GW / 59GW，風(fēng)光配儲后午間凈出力56GW /74GW / 65GW，后者大于前者，顯示新能源配儲難以完全消除其消納壓力。消納壓力向用戶側(cè)傳導(dǎo)，峰谷價(jià)差拉大：①中小工商業(yè)客戶由電網(wǎng)代理購電，山東、河北等省23年峰谷價(jià)差明顯拉大；②大型工商業(yè)客戶通過電力中長期+現(xiàn)貨市場購電，峰谷價(jià)差亦在走闊。疫后經(jīng)濟(jì)恢復(fù)初期，用戶側(cè)電價(jià)中樞上漲或受限，則電源電網(wǎng)側(cè)難以配置足量靈活調(diào)節(jié)性資源，消納壓力將向用戶側(cè)傳導(dǎo)，峰谷價(jià)差拉大乃大勢所趨。
　　用戶側(cè)峰谷價(jià)差拉大，激發(fā)工商業(yè)儲能，更催生綜合能源服務(wù)。部分省份能夠兩充兩放，工商業(yè)儲能盈利改善。我們測算，以廣東為例，兩充兩放、30%資本金條件下，平均峰谷價(jià)差0.75元/kWh，IRR達(dá)7.08%。但長期來看用戶側(cè)源網(wǎng)荷儲需協(xié)同運(yùn)行，綜合能源服務(wù)更具發(fā)展?jié)摿?，或是符合工商業(yè)用戶長期需求的商業(yè)形態(tài)。光伏裝機(jī)增長導(dǎo)致午間低電價(jià)甚至負(fù)電價(jià)出現(xiàn)，顯著影響其經(jīng)濟(jì)性。同理，工商業(yè)儲能進(jìn)行峰谷套利，亦面臨電價(jià)波動風(fēng)險(xiǎn)。綜合能源服務(wù)實(shí)現(xiàn)用戶側(cè)分布式光、儲、充、可控負(fù)荷等資源一體化運(yùn)行，最大限度適應(yīng)電價(jià)波動，具備長期發(fā)展優(yōu)勢。政策支持用戶側(cè)資源一體化參與電力市場，綜合能源服務(wù)有望為工商業(yè)儲能構(gòu)建“類共享儲能”價(jià)格機(jī)制，更早達(dá)到盈利拐點(diǎn)。
　　電力系統(tǒng)“重發(fā)輕供不管用”，用戶側(cè)發(fā)展?jié)摿薮?，綜合能源服務(wù)具備萬億市場潛力和規(guī)?；瘮U(kuò)張屬性，支撐大型企業(yè)成長。從商業(yè)模式看，綜合能源服務(wù)商具有“類保險(xiǎn)公司”屬性，規(guī)?；瘮U(kuò)張是其降低風(fēng)險(xiǎn)的有效手段。從競爭壁壘看，綜合能源服務(wù)商的長期發(fā)展依靠電力市場交易能力，該能力初始投資高、邊際成本低，具有規(guī)?；瘮U(kuò)張屬性。
　　受益于煤硅鋰跌價(jià)，綜合能源服務(wù)盈利具備向上彈性。動力煤、硅料、碳酸鋰價(jià)格逐步下行，我們測算，5500K動力煤每下降100元/噸，煤電成本下降0.042元/kWh；硅料每下降5萬元/噸，組件成本下降134元/kW；碳酸鋰每下降5萬元/噸，電芯成本下降31元/kWh。
　　投資建議。建議關(guān)注“2+N”綜合能源服務(wù)商，“2”為電網(wǎng)下屬企業(yè)涪陵電力、南網(wǎng)能源（公用事業(yè)），“N”為消納壓力大、電價(jià)機(jī)制靈活的中東部地區(qū)具備渠道優(yōu)勢的地方企業(yè)海興電力（江浙）、科林電氣（河北）、金冠電氣（河南）、華自科技（湖南）、永福股份（福建）、新風(fēng)光（山東）、蘇文電能（江蘇）、金冠股份（華東）、安科瑞（華東）等。
　　風(fēng)險(xiǎn)提示。新能源建設(shè)速度放緩；分時(shí)電價(jià)調(diào)整；原材料價(jià)格上漲。