1、在分时电价改革的背景下，国内工商业电价有较大变化，一是电价中枢抬升，平均的高峰电价从0.95元/KWh，上涨至1.1-1.2元/KWh；平均平段电价从0.60元/KWh，上涨至0.7-0.75元/KWh。二是峰谷价差拉大，目前已有浙江、四川、湖北、广东、海南等5省超过1元/KWh；另有9个省市超过0.8元/KWh。三是光伏占比提升后午间变为谷电，使得用户侧储能具备两充两放的能力。展望来看，工商业光储发展有望加速，一是期待用户侧电价改革，储能进入辅助服务市场，工商业光伏隔墙售电也是发展方向；二是随着光伏装机占比进一步提升，可能出现类似山东午间深谷电价的情况，这将使得光储协同的经济性更强；三是在全球碳税加码的背景下，企业也将有相关诉求。

2、从经济性的角度看：1）用户侧储能方面，在当前峰谷价差下，浙江、广东能达到接近10%的IRR；江苏在考虑0.3元/KWh、2年的补贴情况下，IRR也能接近10%；山东、湖南等地也在6%-8%。且以上测算建立在系统成本2元/Wh的假设下，2023年锂电开启降价通道，当系统价格下降到1.6元/Wh时，能满足0.8-0.85元/KWh（约13个省份）峰谷价差地区的用户侧储能经济性。因此预计用户侧储能2022、2023年分别为1、3GWh的需求。2）工商业光伏方面，山东尽管午间深谷电价，但出力时段内平均电价仍有0.55元/KWh，对应收益率大约8%，部分高电价省份收益率或达30%，组件价格下降进一步提升工商业光伏经济性。我们预计，工商业装机2023-2025年有望保持30%左右复合增速。

3、综上，看好国内工商业光储的需求弹性和可观盈利，推荐从供配电EPC向工商业光储、从江苏向全国乃至海外拓展的【苏文电能】，建议关注林洋能源、南网能源、晶科科技、芯能科技、津荣天宇、科林电气、新特电气、能辉科技等。