儲能行業專題報告：電改及缺電背景下工商業儲能迎來爆發

未來智庫

2023-06-07 08:22安徽

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（報告出品方/作者：申萬宏源研究，查浩、戴映炘）

1. 22 年強配儲能爲增長主要推手 23 年儲能迎來 成本下降

1.1 儲能裝機快速增長，鋰電池儲能發展迅速

2022 年中國累計新型儲能裝機 13.1GW/27.1GWh。根據中關村儲能產業技術聯盟 （CNESA）截至 2022 年底數據，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模 237.2GW。其 中，新型儲能累計裝機規模達 45.7GW，同比增長率達 80%。中國已投運電力儲能項目裝 機規模 59.8GW。其中，新型儲能累計裝機規模達 13.1GW/27.1GWh，功率規模同比增 長 128%，能量規模同比增長 141%。 2022 年中國新增新型儲能裝機 7.3GW/15.9GWh，居世界第一。2022 年中國新增 投運電力儲能項目達 16.5GW。其中，新增新型儲能裝機 7.3GW/15.9GWh，功率規模同 比增長 200%，能量規模同比增長 280%。從地區看，中國是 2022 年全球新型儲能項目 新增佔比最大的市場，佔比高達 36%。

2022 年中國新型儲能佔比提升 9.4%，鋰離子電池增長迅速。截至 2022 年底，中國 新型儲能累計裝機佔所有儲能累計裝機比例達 21.9%，同比 2021 年提升 9.4 個 pct。新 型儲能中，鋰離子電池佔絕對主導地位，新增佔比達 97%，致使鋰離子電池截至 2022 年 的累計裝機佔新型儲能比例同比提升 4.3 pct。此外，壓縮空氣儲能、液流電池、鈉離子 電池、飛輪等其它技術路线的項目在規模上有所突破，應用模式逐漸增多。

1.2 2022 年裝機以表前爲主，強制配儲政策爲主要原因

從應用場景看，2022 年儲能應用場景仍以新能源配儲及電網側獨立儲能爲主。根據 中電聯統計口徑，截至 2022 年底，已投運的電化學儲能電站累計裝機主要分布在電源側， 佔比達 48.4%，其次爲電網側 38.72%和用戶側 12.88%。2022 年各應用場景新增裝機佔 比基本保持不變，電源側佔比 49.24%，其次爲電網側 43.13%和用戶側 7.63%。從具體 場景看，新能源配儲爲電源側主要場景，獨立儲能爲電網側主要場景。

2022 年新能源配儲和集採項目招標合計佔比高達 82%。根據儲能與電力市場統計， 2022 年國內儲能市場招標總容量超 44GWh。其中完成招投標的獨立儲能項目共計 20.93GWh，佔比 48%；集採項目 15.13GWh，佔比 34%。從地域分布看，內蒙古、新 疆、甘肅是可再生能源配儲的主要實施地區；寧夏、山東、湖南、湖北得益於儲能示範項 目的推動則以獨立儲能爲主，可再生能源配儲需求主要通過租賃儲能容量進行滿足。

2022 年強制配儲仍爲裝機主要推手。根據中電聯發布的《新能源配儲能運行情況調 研報告》，新能源配儲利用率低，利用系數僅爲 6.1%，低於電化學儲能項目平均等效系 數 12.2%。此外，由於 2022 年鋰電池成本居高不下，以及儲能商業模式的不明朗，各省 新能源強制配儲政策仍爲 2022 年裝機主要驅動力。從各省要求上看，國內主要省份強制 配儲要求爲新能源裝機規模的 10-20%，連續充放電時長 2-4h。

1.3 儲能上遊價格較 2022 年下降顯著 成本端壓力开始緩解

供需格局趨緩，推動鋰價快速下跌。供給端，在 2022 年高鋰價刺激下，各企業爭相 投資擴產，澳洲鋰礦擴產、南美鹽湖產能擴張、國內鋰資源开發加快。根據上海有色網數 據，中國碳酸鋰產能已有約 54 萬噸，產量 34 萬噸，同比增長 39.1%。需求端，新能源 汽車需求增速放緩導致對鋰資源需求放緩。同時，一季度消費者對於特斯拉等車廠的降價 預期致使觀望情緒發酵，進一步助推鋰需求放緩。即便近期觀望情緒有所減弱，難改供需 格局趨勢。根據天齊鋰業招股書，23 年精煉鋰供給將超過需求，並且未來 5 年供給過剩 情況將持續擴大。供過於求局面下，鋰價順應下跌。

鋰價快速下滑，電池成本壓力有所緩解，帶動儲能系統價格降低。2022 年碳酸鋰價 格持續上漲，一度漲至 11 月高點 59 萬元/噸。2023 年以來碳酸鋰價格快速下行，截至 目前國內電池級碳酸鋰市場成交價均價跌至 25 萬元/噸，帶動電芯及終端招標價格下降。據 CNESA 統計 23 年 4 月儲能系統招標價格已下降至約 1.25 元/Wh，儲能 EPC 價格已 低於 1.8 元/Wh，相比 22 年普遍超 2 元/Wh 的 EPC 價格已有大幅下降。此外，由於鋰 價下降向下遊傳導有一定延遲，預計短期內儲能系統價格仍將呈下降趨勢。電池及系統成 本的下降將有力激發下遊投資建設儲能的積極性，有力推動大儲項目建設進程，加大投資 工商業儲能意愿。

2. 23 年國內大儲盈利預期改善 大基地加速儲能受 益裝機增長

2.1 大儲盈利模式逐漸清晰，盈利預期改善

政策明確獨立市場主體地位，儲能盈利模式逐漸清晰。2022 年 6 月發改委印發《“十 四五”可再生能源發展規劃》，規劃明確了儲能獨立市場地位，完善儲能參與各類電力市場 的交易機制。獨立儲能开始可以籤訂峰谷不同時段的市場合約來進行現貨套利，進一步細化 了獨立儲能參與電力市場的盈利方式。各地紛紛出台“共享儲能”相關政策，租賃儲能容量 明確可視作可再生能源儲能配額，儲能獲利模式逐漸清晰。2022 年 11 月 25 日，國家能源 局發布《電力現貨市場基本規則（徵求意見稿）》，圍繞容量補償、現貨市場、輔助服務市 場作出指引。2018 年我國啓動首批電力現貨試點，本次發布的文件從全國範圍內提出電力 現貨市場基本規則，意味着現貨市場即將從試點走向全面鋪开，而儲能是現貨市場最受益方 向之一。

1） 進一步推行現貨交易將進一步打开儲能的市場空間，現貨價差有望進一步拉开並直 接提高儲能的收益率； 2） 儲能同樣具備應急保供能力，也將是市場化容量機制的收益方之一； 3） 儲能在參與調頻輔助服務方面具有很明顯的優勢，逐步推進調頻輔助服務和現貨市 場聯合出清，將進一步實現調頻輔助服務市場化定價，發揮儲能調頻優勢，提高儲 能收益率； 4） 電力市場用戶、負荷聚合商、虛擬電廠等廣泛參與到吸納或市場中來，儲能將極大 豐富上述主體參與現貨市場的靈活性，預計未來用戶側市場將迎來蓬勃發展。 獨立儲能經濟性顯現，收益模式主要分爲兩種。1）在電力現貨市場未建立的地區，如 青海、寧夏和湖南等多個省市出台了獨立儲能電站調峰補償標准。獨立儲能收益模式以調峰 補償+容量租賃爲主。2）在山東等建立了電力現貨市場的地區，獨立儲能收益模式以現貨 市場套利+容量租賃+容量補償爲主。以山東爲例，現貨市場套利+容量租賃+容量補償機制 可使獨立儲能實現盈利。

獨立儲能已初步具備盈利能力。以山東 100MW/200MWh 獨立儲能電站爲例（全生命周期 10 年，循環次數 6000 次，年衰減 1.5%），其儲能盈利模式爲現貨市場套利+容 量租賃+容量補償。山東省容量租賃標准採用市場競價方式，制定最高限價及最低保底價， 假設成交價爲 200 元/kW*年，容量電價爲 0.0991 元/kWh，假設現貨市場價差維持在 0.35 元/kWh，年工作天數爲 300 天，儲能系統成本爲 1.6 元/Wh，則其全投資 IRR 可達 7.20%。

2.2 新能源裝機量大增，帶動大儲快速放量

硅料供給釋放推動價格下跌，光伏裝機意愿增強，大儲附帶受益。自 2022 年底，由 於產業鏈上下博弈，硅料價格迎來大幅下挫後的反彈波動，組件價格开標項目價格也呈現 出下探趨勢。但短期價格博弈不改硅料產能供需格局。根據 Solarzoom 數據，全球硅料 名義產能將從 2022 年底的 128 萬噸增長至 23 年底的 240 萬噸，預計 23 年多晶硅全球 供應量約爲 147 萬噸，可支撐超 400GW 的交流側裝機。從產能擴張的節奏看，下半年擴 張將持續加快，預計四季度的增長幅度尤其可觀。因此預計 2023 年全年硅料價格將較 22 年底 30 萬元/噸高點大幅下降，組件價格預計將回歸至合理水平。而對組件價格敏感度較 高的集中式電站項目預計將迎來放量，國內大儲將依托強制配儲政策迎來裝機量增長。

22 年下半年大儲招標提速，風光大基地貢獻較大。2022 年 6 月國家發改委、能源局 等發布《“十四五”可再生能源規劃》明確新型儲能可作爲獨立儲能參與電力市場後，大 儲逐步具備盈利預期，大儲招標隨即加速。從招標主要貢獻地區看，新疆、內蒙古、山東、 寧夏等風光基地集中地區提供了大部分儲能招標量。

推動風光大基地开工，儲能裝機預計進一步受益。2023 年 4 月 12 日，國家能源局印 發《2023 年能源工作指導意見》，指出推動第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區爲重點的大 型風電光伏基地項目並網投產，建設第二批、第三批項目，積極推進光熱發電規模化發展； 穩妥建設海上風電基地，謀劃啓動建設海上光伏，大力推進分散式陸上風電和分布式光伏 發電項目建設。隨着風光大基地的推動，預計儲能將通過配儲形式受益增長。 2023 年儲能裝機預計將達 16GW。《2023 年能源工作指導意見》指出 2023 年全 年風電、光伏裝機增加 1.6 億千瓦。若按 10%，2 小時粗略計算，則預計 2023 年儲能將 新增 16GW/32GWh，同比增長 119%/101%。根據 CNESA 的預測，未來五年預計保守 場景下年均新增儲能裝機 16.8GW，理想場景下年均新增儲能裝機 25.1GW。

3．工商業儲能盈利性大幅增強 需求響應政策擴展 應用領域

缺電電問題暴露出電力系統備用率不足，未來 2-3 年缺電問題嚴峻。2022 年夏季西 南、華東缺電暴露出電力系統備用率不足。2022 年各電源新增裝機普遍低於預期，其中 煤電新增裝機規模同比下滑 31%，新增光伏裝機主要爲發電能力相對較差的分布式， 2023-2024 年水電、核電新增裝機進一步減少，慣性影響下預計 2-3 年內缺電問題嚴峻。 4 月 28 日，中電聯發布《2023 年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》，對今年 夏天電力供需形勢做出判斷：

（1） 用電量：今年二季度電力消費增速將明顯回升，拉動上半年全社會用電量同 比增長 6%左右。正常氣候情況下，預計 2023 年全年全社會用電量 9.15 萬 億千瓦時，比 2022 年增長 6%左右。 （2） 最高用電負荷：正常氣候情況下，預計全國最高用電負荷 13.7 億千瓦左右， 比 2022 年增加 8000 萬千瓦左右；若出現長時段大範圍極端氣候，則全國最 高用電負荷可能比 2022 年增加 1 億千瓦左右。增長幅度約 6.2%~7.8%。 （3） 氣溫及降水：氣象部門預計今年夏季（6 月至 8 月）西南地區東部及華中中 部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地 降水偏少 2～5 成，可能出現區域性氣象幹旱，將會對當地電力供應以及電力 外送產生影響。

根據中電聯數據，2022 年我國水電、煤電、氣電、生物質、核電裝機容量分別淨增 加 2256 萬、1464 萬、591 萬、325 萬和 227 萬千瓦，總計 4864 萬千瓦。風電、太陽 能分別淨增加 3673 萬和 8607 萬千瓦。考慮到風電、太陽能幾乎無法提供頂峰供電能力， 其余電源淨增加量依然與 8000 萬~1 億千瓦的最高負荷增長有明顯差別。由於我國火電 大規模核准從去年下半年啓動，今年仍無法大規模投產，預計今年全國系統備用率仍將進 一步下降，下降幅度約 2.7%~3.8%，與 2022 年下降幅度相當。考慮到去年西南、華東 等地已經明顯缺電，且今年西南和華中部分地區降水仍然偏少，今年缺電形勢存在進一步 加劇的可能。

根據電規總院的預測，2023 年、2024 年我國電力供需整體處於偏緊狀態，其中北方 地區由於新能源的快速增長，整體電力供需處於緩解態勢，南方則由於新能源資源較差以 及火電裝機投產尚需時間等因素影響，電力供需緊張加劇。

尖峰負荷加劇使得僅依賴電源側大量投資解決缺電問題效果變差，需要用戶側更多參 與調節。隨着新能源比例和第三產業、城鄉居民用電量比例不斷上升，尖峰負荷會變的更 加突出、時間更短，僅靠發電側投資解決高峰時段供不應求的問題經濟性太差，因此需求 側資源參與保障供應。工商業儲能低谷時段充電、高峰時段放電的策略，可以在不影響企 業總用電量的情況下保證高峰時段供應，同時保證企業正常生產運營，是有效的解決缺電 問題的手段，但過去這一功能主要受到三方面問題的制約：（1）經濟性問題：用戶側電價靈活性不足，充放電價差太小導致工商業儲能經濟性不足；（2）有序用電問題：我國 解決缺電問題的主要手段是有序用電，即通過行政手段按照一定的規則輪流停電，導致企 業停電時間過長，工商業儲能無法發揮解決缺電問題的能力；（3）需量電費問題：大工 商業企業一般實行兩部制電價，需要根據其最高用電負荷繳納需量電費，工商業儲能充電 時可能提高需量電價。 當下時點來看，這三大制約因素均有望得到解決。

3.1 峰谷價差拉大，工商業儲能投資回收期縮短

工商業儲能應用領域主要分爲單獨配置、光儲一體和微電網。工商業儲能系統較大儲 容量較小，功能相對簡單，主要由電池、BMS、PCS（通常採用雙向變流）、EMS 及其 他電氣電路和保護、監控系統組成。不同於大儲，工商業儲能系統 EMS 通常不需要考慮 電網調度需求，主要爲本地提供電力，只需具備局域網內的能量管理和自動切換功能。工 商業儲能的應用場景主要包括單獨配置儲能、光儲一體、微電網等。單獨配置儲能主要應 用於削峰填谷以節約用電費用，光儲一體主要應用於提高分布式光伏自發自用率，微電網 領域主要是爲離網型微電網平滑新能源發電和備電和爲並網型微電網實現能源優化和節能 減排。

工商業儲能運營模式主要分爲自建和合同能源管理模式。1）業主自建：工商業用戶 自行安裝儲能。用戶自行承擔初始投資成本及每年設備維護成本；2）合同能源管理（市 面較常見）：能源服務企業協助用戶安裝儲能，能源企業投資建設儲能資產並負責後期運 維，能源服務企業與用電企業分享儲能收益，目前一般按照 90%:10%或 85%:15%等比例。 此模式對業主方而言僅需提供場地，按服務效果付費，但對投資方而言存在資金壓力、收 益波動和安全運行的風險，具備一定資金及產品服務壁壘，因此能源服務方一般以對儲能 建設和運營經驗較多的綜合能源公司、能源集團、儲能設備商爲主。

2022 年工商業儲能佔比僅爲全國儲能能量口徑 6.7%。用戶側儲能主要包含工商業 儲能及戶用儲能，我國用戶側儲能以工商業儲能爲主。根據中電聯公布的數據推算，2022 年工商業及產業園區用儲能新增裝機容量約 523MWh，約佔 2022 年新增電化學儲能電 站總能量口徑的 6.7%，佔比較小。從裝機地區看，用戶側項目主要在浙江、廣東、江蘇、 安徽等地。 當前工商業經濟性主要來源於峰谷價差套利。對於未使用光伏用戶，經濟性主要體現 在利用儲能進行峰谷套利；對於光伏用戶而言，則可以通過自發自用節省購電成本。目前 工商業儲能的經濟性主要來源於峰谷套利，同時還來自於能量時移、需量管理、備電需求 以及未來的電力現貨市場套利及電力輔助服務。

平均峰谷價差逐漸拉大，爲工商業儲能套利提供可能性。2021 年 7 月 26 日，國家發 改委發布《關於進一步完善分時電價機制的通知》，各省響應出台拉大峰谷價差。根據 CNESA 數據，2022 年全國 30 省市平均峰谷價差已達到 0.70 元/kWh。自 2023 年以來， 峰 谷 價 差 進 一 步 拉 大 ， 全 國 30 省 份 1-6 月 平 均 峰 谷 價 差 達 0.78/0.75/0.72/0.69/0.68/0.69 元每度，除 4 月和 5 月以外，其他月份峰谷價差較 2022 年均有所上漲。

進入 6 月峰谷價差持續維持高位。2023 年 6 月，17 省份尖/峰谷價差超 0.7 元/kWh， 其中 5 個省份尖/峰谷價差超 0.9 元。廣東、海南、浙江尖/峰谷價差持續維持高位，分別 爲 1.35/1.24/0.97 元/kWh。

兩充兩放縮短投資回收周期。以工商業儲能配置時長 2 小時、每年可工作 330 天計算， 則兩充兩放的情況下 10 年充放 6600 次，基本達到鋰電池壽命，是比較合理的充放電策 略。我們以 5MW/10MWh 規模爲例，假設其初始成本爲 1.6 元/Wh，放電深度 90%， 充放電損耗 90%，年運維費用爲初始投資的 1%。考慮第三方工商業儲能模式，即全部由 第三方儲能運營商投資運營，用戶和運營商按 15%和 85%的比例分成。

在此假設下，假設每天兩充兩放平均價差爲 0.7 元/kWh，則第三方運營商全投資收 益率可達到 6.9%，基本具備投資價值。

我國各省峰谷電價設置主要有四種模式： （1）谷時段處於白天，可進行一次峰谷和一次峰平套利：以新能源比例較高的西北 部分省份，如寧夏、甘肅、青海等地爲代表，通常整個白天均爲谷時段，早上和晚上爲峰 時段。這些地區可以設置兩充兩放策略，但僅能進行一次峰—谷和一次峰—平套利，且由於本地電價水平較低，價差不明顯。以甘肅 110kV 兩部制電價爲例，峰-谷價差僅爲 0.15 元/kWh，峰-平價差 0.063 元/kWh，經濟性較差。 （2）中午和凌晨均設置谷時段，可進行兩次峰谷套利：以浙江、新疆、山西等省份 爲代表，通常在午間和凌晨設置低谷時段，早上和下午（或晚間）設置高峰或尖峰時段， 這樣可以享受兩次峰-谷套利，是最適合工商業峰谷套利的地區。浙江省 110kV 兩部制電 價兩次峰—谷平均價差爲 0.7 元/kWh，如果兩次尖峰—谷套利，價差則爲 0.9 元/kWh， 完全具備投資價值。 （3）凌晨爲谷時段，中午爲平段，可進行一次峰谷和一次峰平套利：其余大多數省 份，通常凌晨爲谷時段，午間爲平時段，這些省份只能進行一次峰—谷和一次峰—平套利， 但由於部分發達省份電價水平較高且電價水平差距較大，仍有可能具備峰谷套利經濟性。 如廣東省 110kV 兩部制用戶平均價差 0.68 元/kWh，7—9 月實行尖峰電價時平均價差 0.97 元/kWh，年平均價差達到 0.75 元/kWh。 （4）僅中午設置谷時段，僅能進行一次峰谷套利：代表省份是山東省，雖然中午設 置爲低谷甚至深谷，但由於高峰期緊貼深谷，僅能進行一次峰谷套利，經濟性不突出。

3.2 電改推動需求側資源發展 工商業儲能成關鍵環節

停電限電將直接影響企業生產，備電焦慮助長工商業儲能需求。2021 年全國多地出 現拉閘限電亂象，2022 年以來，四川、山東、浙江、江蘇、安徽等省先後發布限電通知。 電力雖佔大多數行業成本比重不高，但停電限電將直接導致企業停產。引發而來的除停工 時造成的經濟損失外，更有啓停效率、成本等多種不利於生產的因素。因此以高耗能企業 爲代表的工商業用戶具有備電需求。而儲能系統可在停電或限電時可替代 UPS 電源實現 備電，若疊加分布式光伏，則可實現電的自發自用，盡可能減少突發停電造成的經濟損失。 電改推動需求側資源發揮更大作用。隨着缺電現象愈演愈烈，電力體制改革加速，推 動需求側資源發揮更大作用。5 月 19 日，國家發改委發布了《電力需求側管理辦法（徵 求意見稿）》和《電力負荷管理辦法（徵求意見稿）》，對新形勢下需求側管理政策進行整合和提升。首先，在定義上，電力負荷管理包括需求響應和有序用電等措施，需求響應 是指應對短時的電力供需緊張、可再生能源電力消納困難等情況，通過經濟激勵爲主的措 施，引導電力用戶根據電力系統運行的需求自愿調整用電行爲，實現削峰填谷，提高電力 系統靈活性，保障電力系統安全穩定運行，促進可再生能源電力消納。

此外，本次政策還提出要鼓勵需求側響應主體常態化參與各類電能量、輔助服務市場、 應急備用服務、容量市場或容量補償等市場，豐富收益來源，並建立完善與電力市場銜接 機制。

有序用電逐漸轉變爲市場化機制，工商業儲能有更大發揮空間。5 月 19 日政策對有 序用電和需求側管理機制進行了重大調整，明確要用市場化手段、經濟激勵爲主的方式來 提高需求側響應能力，一方面除了電能量市場外，通過推動需求側資源進入輔助服務市場 和容量市場，使得需求側資源有更豐富的收益來源。仍以上述浙江 5MW/10MWh 爲例， 假設浙江按照杭州蕭山 4 元/kWh 標准參與需求側響應，並假設一年參與 20 次需求側響應，放電深度 90%，在不考慮容量電費的情況下，可使得全投資 IRR 由 6.9%提升至 10.9%。目前需求側響應時長正處於逐步完善並加速發展的過程中，需求側響應市場基礎 制度和標准規範逐漸出台，預計未來需求側響應等將成爲工商業儲能盈利模式的重要補充。 更加關鍵的是，有序用電將作爲托底手段，工商業儲能保電能力將得到充分發揮。此 次政策明確有序用電的實施條件，則規定必須在“提升發電出力、市場組織、需求響應、 應急調度”等措施後仍無法滿足電力電量平衡，才可以實施。與此前版本表述最明顯的區 別是，有序用電需要先用市場化措施，失效後才可以由行政手段接入，這將充分釋放工商 業儲能保電能力。

3.3 輸配電價改革鼓勵用戶進行需量管理 新增潛在重要收益 來源

2023 年 5 月 15 日，國家發改委印發《關於第三監管周期省級電網輸配電價及有關事 項的通知》。這預示着第三監管周期輸配電價改革終於落地。 此次輸配電價改革力度較大，其中比較關鍵的點有：

（1） 提高容（需）量電價，降低電量電價

本輪輸配電價改革的一大亮點是普遍提高了容（需）量電價，而降低了電量電價。其 中除了容（需）量和電量電價同時降低的省份外，只有廣東、北京、山西、四川等省份是 降低了容（需）量電價而提高了電量電價，剩余省份均不同程度提高了需量電價。 這一改革的目的，實際上是推動工商業企業更多的對其用電負荷進行管理。

（2）給與優惠條款：每月每千伏安用電量達到 260 千瓦時及以上的，當月需量電價 按本通知核定標准 90%執行。

這條政策主要目的是推動工商業企業進行最高負荷管理，在保持總用電規模的前提下， 盡量降低最高用電負荷即可享受相應的優惠。我們以前文所述浙江 5MW/10MWh 工商業 儲能爲例，假設公司配儲規模爲變壓器容量的 20%，即變壓器容量爲 25MW，假設接入 110kV 電網，每月變壓器等效利用率爲 40%，不配儲的情況下最高用電負荷爲變壓器容 量的 70%，在配儲的情況下最多可以將最高用電負荷降低至變壓器容量的 50%。

在此假設下，採用工商業儲能降低需量電費，第一年理論最大節省需量電費可達 218.4 萬元，在考慮 DoD 和儲能衰減等情況下，最大可將工商業儲能全投資 IRR 從 6.9% 提升至 17.8%，收益率大幅提高。當然，這是一種比較理想的簡單估算，控制最高用電負 荷可能會導致工商業儲能充放電策略發生變化，進而導致峰谷價差套利空間減小，從而使 得實際收益率難以達到理想值。但不論如何，新的需量電費規則爲工商業儲能提供了可能 的額外收益，也提高了用戶側提高需量管理的意愿，進而降低電力系統調節壓力。

4．關鍵結論與投資分析

上遊價格下降，儲能成本端有望改善：22 年我國儲能裝機主要以發電側和電網側爲 主，新能源強制配儲成爲主要原因，但 22 年裝機量仍收到光伏組件和電芯價格雙高影響， 並未充分放量。22 年底以來，供需持續改善導致鋰價迅速下降，帶動儲能電芯價格下降。 國內大儲與工商業儲能盈利預期改善，投資經濟性提升：（1）新能源消納壓力下各 地繼續推行儲能政策，包括儲能容量租賃、容量補償、調峰補償等收益政策。山東省考慮 現貨價差 0.3 元/kWh 的情況下大儲全投資 IRR 已達到 6%左右，大儲已初步具備經濟性。 （2）峰谷價差拉大工商業儲能盈利能力增強，自 2021 年 7 月 26 日國家出台政策完善分 時電價機制以來，各地峰谷價差逐漸拉大，成爲工商業儲能收益的主要來源。2023 年 6 月各省峰谷電價繼續維持高位，兩充兩放情況下廣東、海南、浙江等省份工商業儲能收益 率已達到基本要求。

持續助長工商業儲能需求，需求側響應可能成爲重要推手。此外，近幾年持續出現的 缺電問題暴露出我國部分地區系統備用率不足、高峰時段供電能力下降等問題，停電限電 直接影響企業生產，一定程度上助長工商業儲能需求。但過去我國用電偏計劃性質，在供 電能力不足時通常採用有序用電方式，儲能難以發揮作用。但近兩年來我國各地推行需求 側響應政策，高峰時段用電有望通過更加市場化的方式解決。工商業儲能不僅可以在高峰 時段保證用電需求，更可以減少對電網的需求從而獲取額外收益。

輸配電價改革鼓勵用戶進行需量管理，新增潛在重要收益來源。2023 年 5 月 15 日第 三監管周期省級電網輸配電價及改革落地，其中比較關鍵的點有：（1）普遍提高容（需） 量電價，降低電量電價；（2）給與優惠條款：每月每千伏安用電量達到 260 千瓦時及以 上的，當月需量電價按本通知核定標准 90%執行。這兩項政策指向性十分明確，即採用經 濟手段推動工商業用戶對其最高用電負荷進行管理。工商業儲能則是在不大規模改變用戶 用電習慣前提下進行需量管理的最佳手段之一。我們測算根據優惠條款，最大可將工商業 儲能全投資 IRR 從 6.9%提升至 17.8%，收益率大幅提高。當然由於需量管理會改變充放 電策略進而導致峰谷價差套利部分收益降低，使得實際收益率提升難以達到理論計算，但 不論如何，新的需量電費規則爲工商業儲能提供了可能的額外收益，也提高了用戶側提高 需量管理的意愿，進而降低電力系統調節壓力。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。

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