三、工商業儲能驅動因素

　　工商業儲能下游主要為工商業企業，投資是否具有經濟性是工商業需求的核心因素之一，而 2023 年工商業儲能經濟性或將顯著提升，有望成為工商業儲能的發展元年。

　　1、需求端：缺電形勢下，工商業儲能保證電力供應穩定

　　我國工商業用電需求旺盛，大部分地區電力供需緊張。2022 年全社會用電量 86,332 億 kWh，同比增長 3.9%，工業用電量為 55,943 億 kWh，同比增長 1.6%。隨著經濟平穩復蘇，全社會用電量有望持續增長，國內電力供需關系預計將呈現相對緊張的狀態。據電規總院預測，2023 年全國將有 6 個省份電力供需形勢緊張，17 個省份電力供需偏緊。

　　限電政策頻發，限電損失催生工商業用戶對電力保供需求。2021 年受煤電價格倒掛導致發電意愿大降、“能耗雙控”目標驅動，全國大范圍限電，嚴控高能耗高污染行業用電。2022 年高溫高旱天氣持續時間長、用電需求激增，多地發布有序用電方案，四川、重慶兩地要求轄區內工業企業放高溫假。限電甚至停電 導致工商業企業減產、收益下滑，停電重啟成本高昂的企業將蒙受更大損失。在此背景下，工商業儲能 系統作為備電的重要手段，在此形勢下大有可為。

　　2、收益端：峰谷價差拉大，工商儲經濟性提升

　　(1)工商業儲能的收益模式主要為峰谷價差套利，兩充兩放下經濟性凸顯

　　以江蘇省為例，假設：1)裝機規模 500kw，連續運行時長 2h;2)儲能單位投資成本為 1.7 元/wh;3)循環次數 6000 次、年運行天數 330 天;4)運營年限為 20 年，兩充兩放在第 10 年更換電池;5)放電深度 90%、充放電效率 92%;6)一充一放與兩充兩放下年衰減系數分別為 1.3%、2.5%(對應 10 年換一次電池)，其中兩充兩放為峰谷循環、峰平循環;7)融資成本為 5%;8)峰谷價差幅度為 0.84 元/kWh。

　　根據以上假設測算得到：1)一充一放下工商業儲能 IRR 達 6.93%、LCOS 為 0.76 元/kWh，兩充兩放下工商業儲能 IRR 為 16.29%、LCOE 為 0.44 元/kWh。2)從敏感性分析看，其他條件不變，在1.7 元/Wh 的 EPC 成本下，當峰谷價差大于 0.86 元時，一充一放下工商業儲能 IRR 便可達到 8%，當峰谷價差大于 0.64 元/kWh，兩充兩放下工商業儲能 IRR 達到 8%，具有經濟性。3)工商業儲能對峰谷價差敏感性較高，峰谷價差提升 0.1 元/kWh，IRR 提升約 5%。

　　考慮到工商業儲能并不一定能完成兩個完整循環，因此在其他條件不變的情況下，0.7 元/kWh(介于0.60-0.78 元/kWh)以上的峰谷價差能較大概率實現較好收益。工商業儲能的經濟性的核心指標為峰谷價差和投資成本。

　　(2)峰谷價差不斷拉大，分時電價不斷完善

　　全國峰谷價差大于 0.7 元/kWh 的省份已達 19 個，且價差呈擴大趨勢。0.7 元/kWh 為工商業儲能具備經濟性的峰谷價差門檻值。數量變化上，2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我國峰谷價差超過 0.7 元/kWh 的省份從 16 個增加至 19 個。價差變化上，共有 20 個地區的峰谷價差增大，如江西省從0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山東省從 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。各地峰谷價差普遍拉 大，意味著配置工商業儲能的套利空間擴大。

　　各地分時電價政策不斷完善，實現兩充兩放的省份不斷增加。為鼓勵工商業用戶改變用電模式，多地動 態調整完善工商業用戶分時電價政策，為峰谷套利提供重要支持。當前大部分地區設置兩個高峰時段， 能夠進行兩充兩放。廣東、江蘇、山東、浙江、河南、河北等地在個別月份出臺尖峰電價，江蘇試行工 業用電重大節日深谷價，多地高耗能企業電價漲至 1.5 倍，在實現兩充兩放之外進一步擴大套利空間。 以廣東省 7-9 月為例，10:00-11:00、14:00-15:00、17:00-19:00 為高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 為尖峰段，可在 0:00-8:00 谷時及 12:00-14:00 平時充電，高峰/尖峰放電。兩充兩放提高儲能利用率、 增加套利收入、縮短投資回報期，其經濟性使得工商業儲能投資更具吸引力。疊加峰谷價差持續拉大趨 勢，儲能套利空間廣闊，收益有望進一步提升。

　　3、政策端：雙碳戰略目標指引下，工商業儲能成為大勢所趨

　　順應國家雙碳目標，工商儲政策利好不斷。在“雙碳”成為全球共識的大背景下，我國為精準科學降碳，2022 年政府工作報告將能源政策由能耗雙控調整為碳排放雙控。電力政策通過豐富盈利來源激勵工商業用戶配儲，推動了工商業儲能商業化進程。

　　多形式扶持政策結合，鼓勵工商業儲能發展。為加快工商儲的滲透率，盡早實現商業化，國家和省市層 面均出臺了輔助服務、補貼、隔墻售電政策，為運營商創造多層次的盈利渠道。輔助服務方面，我國電 力輔助服務市場中交易品種包括調峰、調頻、無功調節、備用和黑啟動等，近年來儲能和可調節負荷也 納入了提供輔助服務的市場主體之中;補貼方面，如今年 4 月東北監管局連發兩文明確新型儲能各類補 償：針對新型儲能，如果 AGC 可用率達到 98%以上，按 AGC 可用時間每臺次(電站)補償 20 元/時; 隔墻售電方面，浙江省于 2023 年 1 月 1 日起實施最新電力條例：分布式發電企業可以與周邊用戶按照 規定直接交易。

　　“隔墻售電”逐步推進，助力“源網荷儲一體化”。“隔墻售電”，就是允許分布式光伏電站通過電網將電力 直接銷售給周邊的電力用戶，而非先低價賣給電網，再由用戶從電網高價買回。而“源網荷儲一體化”， 則通過源源互補、源網協調等多種交互形式，更經濟、高效和安全地提高電力系統功率動態平衡能力。 因此，選擇調節能力強的可再生能源場站組織開展“隔墻售電”交易，可以支持分布式電源開發建設和就 近消納，從而實現“源-網-荷-儲”各環節優化配置。雙方互利共贏，共同保障電力系統的穩定性。

　　4、成本端：碳酸鋰價格腰斬，行業盈利空間擴大

　　電池為儲能系統第一大成本。儲能系統成本主要由五部分構成：電池模塊、BMS 系統、集裝箱(含PCS 等)、土建及安裝費用、其他設計調試費。以浙江省一工廠的 3MW/6.88MWh 儲能系統成本為例，電池模塊占總成本的 55%。

　　正極材料為鋰電池主要成本。鋰電池成本由五大原材料構成：1)正極材料，國內儲能電池絕大部分采用磷酸鐵鋰路線;2)負極材料即石墨;3)電解液，溶質一般使用六氟磷酸鋰。4)隔膜;5)鋰電銅箔。以磷酸鐵鋰電池為例，正極材料為第一大成本，占比達到 37%。

　　碳酸鋰價格腰斬，成本端重壓釋放。2022Q4 以來，碳酸鋰價格驟跌，磷酸鐵鋰電池的正極材料價格隨 之下跌。截至 2023 年 6 月 30 日，碳酸鋰價格已跌至 30.70 萬元/噸，距去年最高點已回落超過 45%; 磷酸鐵鋰正極材料已跌至 9.7 萬元/噸，回落幅度同樣超過 45%。作為儲能系統的最主要成本，電池價 格腰斬有效釋放成本端壓力，增厚行業盈利。