中国工商业储能有望实现从“0-1”飞跃

　　从年初开始，工商业储能政策变化很明显，峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多、部分地区分时电价每天设置两个高峰段，实现每天两充两放，工商业储能经济性加强等。

　　同时，随着碳酸锂的价格回落，电芯逐步降价，工商储的投入成本也在减少，投资回收周期会进一步缩短。因此，业界普遍认为2023年将是国内工商业储能元年，入局玩家逐渐增多。

　　此外，随着夏季即将来临，预计2023年国内电力供需关系仍将紧张。在全国经济平稳复苏的大背景下，全社会用电量有望持续增长，国内电力供需关系预计将呈现相对紧张的状态。

　　在迎冬度夏的用电高峰期，国内部分地区缺电问题预计会地方企业的生产生活造成不利影响。根据电规总院预测，2023年全国将有6个省份电力供需形势紧张，17个省份电力供需偏紧。

图：预计2023年将有6个省份电力供需紧张

　　有机构预测，2023年有望成为工商业储能元年。从政策端看，基于保障辖区内企业稳定连续生产与将电力保供职责交由相关企业自己负责的目的。包括安徽、广东、湖南、江苏、浙江等多个省份在内的地区政府均针对工商业储能推出了相关的补贴政策，相关补贴有望在短期对工商业储能装机放量形成刺激。

图：部分工商业储能补贴政策

　　工商业储能商业模式清晰

　　工商业储能商业模式清晰，收益机制丰富。工商业储能权责机制清晰，储能成本付出方与受益方均为工商业用户自身，因此其装机意愿基本取决于项目经济性。

　　同时，工商业储能电站收益方式相对多样，具有保障分布式能源消纳、峰谷套利、需量管理、配电增容、需求侧响应、参与电力现货市场交易、参与电力辅助服务等多种现存与潜在受益方式。

图：工商业储能电站收益机制

　　以广东为代表的工商业较为发达的地区工商业储能电站已经具备了一定经济性。在广东地区，在仅考虑峰谷价差套利单一受益方式的情况下，工商业储能电站通过每天两充两放(一次谷充尖放、一次平充峰放)，初始投资成本为1.6元/Wh，最大峰谷价差在1.1元/度的情况下，其资本金收益率可达9.4%，投资回收期在8年之内。在锂电成本持续下降的情况下，改投资回收期有望进一步缩短。

图：广东工商业储能电站收益率  数据来源：开源证券研究所

　　工商业储能电站边际经济效益进一步提升

　　峰谷价差持续拉大趋势与电力现货市场启用有望进一步提升工商业储能电站边际经济效益。进入2023年全国电网企业代理购电价差相比2022年持续拉大，根据北极星电力网统计，4月全国代理购电价差最大的省份浙江其代理购电价差高达1.28元/kWh，峰谷价差超过0.7元/kWh以上的地区达到了22个。代理购电价差持续放大叠加锂电储能系统成本下降，有望进一步刺激工商业储能电站装机。

图：2023年起国内峰谷电价差呈拉大趋势 图源：北极星电力网、开源证券研究所

　　中长期看电力现货市场有望进一步拉大工商业储能电站收益率。以山东省开展的电力现货市场为例，其发达的分布式光伏市场使其在中午光伏大发时甚至出现了负电价，因此工商业储能用户通过电力现货市场的套利收益将会进一步提升。

　　因此在中长期时间维度内看，随着国内分布式光伏持续上量和电力现货市场的推广，工商业储能既能够解决分布式光伏消纳问题同时其在电力现货市场的收益率有望进一步提升，支撑其装机持续性。

　　根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，2025年全球存量的工商业光伏配套储能装机容量可达12.29GWh。

　　当前，在拉大峰谷价差、设立尖峰电价的政策下，工商业用户安装储能的经济性已显著增强。未来，随着全国统一电力市场的加速构建、虚拟电厂技术的成熟应用，电力现货交易及电力辅助服务也将成为工商业储能的经济性来源。此外，储能系统成本降低也将进一步升工商业储能的经济性。这些变化趋势都将推动不同应用场景下工商业储能商业模式的迅速形成，赋予工商业储能强大的发展潜力。

　　文章来源：EnergyTrend储能整理