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儲能行業專題報告：大儲回報機制有望理順，電改及缺電背景下工商業儲能迎來爆發。22 年新型儲能新增裝機快速增長，23 年鋰電儲能成本快速下降。2022 年中國新型 儲能新增裝機容量 7.3GW/15.9GWh，功率規模同比增長 200%，能量規模同比增 長 280%，占全球新增新型儲能裝機容量 36%。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 年裝機量仍受到光伏組件和電芯 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，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，儲能平均 EPC 價格已低于 1.8 元/Wh，相比 22 年普遍超 2 元/Wh 的 EPC 價格已有大幅下降。

國內大儲與工商業儲能盈利預期改善，投資經濟性提升。國內大儲成本受益于鋰價 下跌而降低，同時硅料價格下跌導致光伏組件價格逐步回歸理性，疊加大基地開工 建設，國內大儲有望憑借強制配儲政策迎來放量。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%，大儲已初步具備經濟性。

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。截止 2023 年 6 月，全國共有 17 個省尖/峰谷價差超過 0.7 元/kWh，其中 6 個省尖/峰 谷價差超過 0.9 元/kWh，加上兩充兩放策略得以實現以及上游價格下降，使得工商 業儲能初步具備盈利可能。我們測算兩充兩放平均價差為 0.7 元/kWh 時，第三方 運營商的全投資 IRR 可達到 6.9%，基本具備投資潛力。

持續缺電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。新 版需求響應管理辦法提出，有序用電將在需求側響應后仍無法保證電力安全時啟 用。一方面工商業儲能可以參與需求響應獲取額外收益提高經濟性，更重要的是需 求側響應大規模推廣標志著采用經濟激勵等市場化手段決定用電次序成為可能，工 商業儲能解決缺電進而保證工商業生產的重要作用得以發揮。

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。