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

　　4.關鍵結論與投資分析

　　上游價格下降，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為 主，新能源強制配儲成為主要原因，但 22 年裝機量仍收到光伏組件和電芯價格雙高影響， 并未充分放量。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 日國家出臺政策完善分 時電價機制以來，各地峰谷價差逐漸拉大，成為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，需求側響應可能成為重要推手。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 電能力不足時通常采用有序用電方式，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準 90%執行。這兩項政策指向性十分明確，即采用經 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。當然由于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，新的需量電費規則為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。

　　報告來源：未來智庫

　　報告出品方/作者：申萬宏源研究，查浩、戴映炘