中國工商業儲能有望實現從“0-1”飛躍

　　從年初開始，工商業儲能政策變化很明顯，峰谷價差拉大的省份越來越多、將正午時段設置為電價谷時的省份越來越多、部分地區分時電價每天設置兩個高峰段，實現每天兩充兩放，工商業儲能經濟性加強等。

　　同時，隨著碳酸鋰的價格回落，電芯逐步降價，工商儲的投入成本也在減少，投資回收周期會進一步縮短。因此，業界普遍認為2023年將是國內工商業儲能元年，入局玩家逐漸增多。

　　此外，隨著夏季即將來臨，預計2023年國內電力供需關系仍將緊張。在全國經濟平穩復蘇的大背景下，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。

　　在迎冬度夏的用電高峰期，國內部分地區缺電問題預計會地方企業的生產生活造成不利影響。根據電規總院預測，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。

圖：預計2023年將有6個省份電力供需緊張

　　有機構預測，2023年有望成為工商業儲能元年。從政策端看，基于保障轄區內企業穩定連續生產與將電力保供職責交由相關企業自己負責的目的。包括安徽、廣東、湖南、江蘇、浙江等多個省份在內的地區政府均針對工商業儲能推出了相關的補貼政策，相關補貼有望在短期對工商業儲能裝機放量形成刺激。

圖：部分工商業儲能補貼政策

　　工商業儲能商業模式清晰

　　工商業儲能商業模式清晰，收益機制豐富。工商業儲能權責機制清晰，儲能成本付出方與受益方均為工商業用戶自身，因此其裝機意愿基本取決于項目經濟性。

　　同時，工商業儲能電站收益方式相對多樣，具有保障分布式能源消納、峰谷套利、需量管理、配電增容、需求側響應、參與電力現貨市場交易、參與電力輔助服務等多種現存與潛在受益方式。

圖：工商業儲能電站收益機制

　　以廣東為代表的工商業較為發達的地區工商業儲能電站已經具備了一定經濟性。在廣東地區，在僅考慮峰谷價差套利單一受益方式的情況下，工商業儲能電站通過每天兩充兩放(一次谷充尖放、一次平充峰放)，初始投資成本為1.6元/Wh，最大峰谷價差在1.1元/度的情況下，其資本金收益率可達9.4%，投資回收期在8年之內。在鋰電成本持續下降的情況下，改投資回收期有望進一步縮短。

圖：廣東工商業儲能電站收益率  數據來源：開源證券研究所

　　工商業儲能電站邊際經濟效益進一步提升

　　峰谷價差持續拉大趨勢與電力現貨市場啟用有望進一步提升工商業儲能電站邊際經濟效益。進入2023年全國電網企業代理購電價差相比2022年持續拉大，根據北極星電力網統計，4月全國代理購電價差最大的省份浙江其代理購電價差高達1.28元/kWh，峰谷價差超過0.7元/kWh以上的地區達到了22個。代理購電價差持續放大疊加鋰電儲能系統成本下降，有望進一步刺激工商業儲能電站裝機。

圖：2023年起國內峰谷電價差呈拉大趨勢 圖源：北極星電力網、開源證券研究所

　　中長期看電力現貨市場有望進一步拉大工商業儲能電站收益率。以山東省開展的電力現貨市場為例，其發達的分布式光伏市場使其在中午光伏大發時甚至出現了負電價，因此工商業儲能用戶通過電力現貨市場的套利收益將會進一步提升。

　　因此在中長期時間維度內看，隨著國內分布式光伏持續上量和電力現貨市場的推廣，工商業儲能既能夠解決分布式光伏消納問題同時其在電力現貨市場的收益率有望進一步提升，支撐其裝機持續性。

　　根據BNEF預測，全球2025年新增的工商業光伏配套儲能裝機容量為29.7GWh。存量光伏工商業中，假設儲能滲透率逐漸提升，2025年全球存量的工商業光伏配套儲能裝機容量可達12.29GWh。

　　當前，在拉大峰谷價差、設立尖峰電價的政策下，工商業用戶安裝儲能的經濟性已顯著增強。未來，隨著全國統一電力市場的加速構建、虛擬電廠技術的成熟應用，電力現貨交易及電力輔助服務也將成為工商業儲能的經濟性來源。此外，儲能系統成本降低也將進一步升工商業儲能的經濟性。這些變化趨勢都將推動不同應用場景下工商業儲能商業模式的迅速形成，賦予工商業儲能強大的發展潛力。

　　文章來源：EnergyTrend儲能整理