储能行业专题报告：电改及缺电背景下工商业储能迎来爆发

　　4.关键结论与投资分析

　　上游价格下降，储能成本端有望改善：22 年我国储能装机主要以发电侧和电网侧为 主，新能源强制配储成为主要原因，但 22 年装机量仍收到光伏组件和电芯价格双高影响， 并未充分放量。22 年底以来，供需持续改善导致锂价迅速下降，带动储能电芯价格下降。 国内大储与工商业储能盈利预期改善，投资经济性提升：(1)新能源消纳压力下各 地继续推行储能政策，包括储能容量租赁、容量补偿、调峰补偿等收益政策。山东省考虑 现货价差 0.3 元/kWh 的情况下大储全投资 IRR 已达到 6%左右，大储已初步具备经济性。 (2)峰谷价差拉大工商业储能盈利能力增强，自 2021 年 7 月 26 日国家出台政策完善分 时电价机制以来，各地峰谷价差逐渐拉大，成为工商业储能收益的主要来源。2023 年 6 月各省峰谷电价继续维持高位，两充两放情况下广东、海南、浙江等省份工商业储能收益 率已达到基本要求。

　　持续助长工商业储能需求，需求侧响应可能成为重要推手。此外，近几年持续出现的 缺电问题暴露出我国部分地区系统备用率不足、高峰时段供电能力下降等问题，停电限电 直接影响企业生产，一定程度上助长工商业储能需求。但过去我国用电偏计划性质，在供 电能力不足时通常采用有序用电方式，储能难以发挥作用。但近两年来我国各地推行需求 侧响应政策，高峰时段用电有望通过更加市场化的方式解决。工商业储能不仅可以在高峰 时段保证用电需求，更可以减少对电网的需求从而获取额外收益。

　　输配电价改革鼓励用户进行需量管理，新增潜在重要收益来源。2023 年 5 月 15 日第 三监管周期省级电网输配电价及改革落地，其中比较关键的点有：(1)普遍提高容(需) 量电价，降低电量电价;(2)给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以 上的，当月需量电价按本通知核定标准 90%执行。这两项政策指向性十分明确，即采用经 济手段推动工商业用户对其最高用电负荷进行管理。工商业储能则是在不大规模改变用户 用电习惯前提下进行需量管理的最佳手段之一。我们测算根据优惠条款，最大可将工商业 储能全投资 IRR 从 6.9%提升至 17.8%，收益率大幅提高。当然由于需量管理会改变充放 电策略进而导致峰谷价差套利部分收益降低，使得实际收益率提升难以达到理论计算，但 不论如何，新的需量电费规则为工商业储能提供了可能的额外收益，也提高了用户侧提高 需量管理的意愿，进而降低电力系统调节压力。

　　报告来源：未来智库

　　报告出品方/作者：申万宏源研究，查浩、戴映炘