深度报告-20230128-天风证券-国内工商业储能行业深度研究_多层次电价政策变化_把握从0-1_点到面的投资机会_31页_1mb

报告摘要

2022年被视为中国储能元年，全年并网规模达7.76GW/16.43GWh，同比增长235%。然而，用户侧储能仅占总并网量的10%。2023年初，随着电价政策调整，工商业储能的经济性显著提升，预计2023年将是国内工商业储能的爆发之年。

电价政策变化推动经济性提升
- 2023年1月，多地电网代理购电电价的峰谷价差明显增大，超过0.7元/kWh的省市数量从22年7月的6个增至18个，且平均峰谷价差也有所上升。
- 峰谷价差超过储能LCOE（约0.63元/kWh）时，工商业储能具备经济性。
- 部分省份如山东、山西、浙江等将正午时段设定为谷时电价，进一步削弱了仅装分布式光伏的经济性，提升了主动配储需求。
两充两放策略提升经济性
- 在具备两个峰段且之间存在电价差的省份（如浙江、广东、海南），工商业储能可实现每天两充两放，显著提升利用率。
- 测算结果显示，浙江、广东、海南的储能投资回收周期分别为4.75年、5.70年、5.98年，均在6年以内。
- 考虑到需求侧响应补贴，广东省工商业储能投资回收周期缩短至4.86年。
电力保供需求与政策支持
- 2021-2022年因煤价高企、新能源并网比例上升，多地出现限电限产现象，推动电力保供需求增长。
- 工商业储能系统可作为后备电源，保障关键设备运行，降低停电损失。
- 广东省等地区已建立需求侧响应机制，为储能用户提供额外收入，进一步提升经济性。

经济性测算：基于储能投资成本2元/kWh、循环寿命6000次、年运营天数330天、DoD 90%、折旧率3.25%、运维费率1%等参数，测算储能LCOE约为0.63元/kWh。
回本周期：浙江、广东、海南三省的工商业储能回本周期均在6年以内，其中浙江回本周期最短，为4.75年。
政策变化：2023年1月，多个省份调整分时电价机制，增加峰谷价差，提高储能套利空间。
行业趋势：随着新能源并网比例上升，电力系统稳定性需求增加，预计未来将有更多省份具备工商业储能经济性。
技术要求：工商业储能对电池的循环寿命、一致性、安全性要求更高，且对投资成本敏感度较低，具备高性能优势的电池供应商更具竞争力。