【储能领跑者联盟_EESA_】2024国内工商业储能市场研究报告_18页_3mb

2024年国内工商业储能市场研究报告总结

核心内容概述

本报告聚焦2024年国内工商业储能市场，分析了5月全国代理购电价格变化、湖北工商业储能投资经济性变化、工商业储能投资运营模式及浙江省储能市场发展现状与前景。整体来看，工商业储能市场仍处于早期发展阶段，政策与市场双轮驱动下，部分区域如浙江展现出较高的投资吸引力。

5月全国工商业代理购电价格变化

峰谷价差变化

• 单一制电价：18个省市峰谷价差降低，降幅最大为湖北省（下降0.26元/kWh）；10个省市峰谷价差增加，增幅最大为海南省（增加0.25元/kWh）。总体变化幅度均在0.11元/kWh以内。
• 两部制电价：19个省市峰谷价差降低，降幅最大为湖北省（下降0.17元/kWh）；10个省市峰谷价差增加，增幅最大为海南省（增加0.22元/kWh）。总体变化幅度均在0.11元/kWh以内。
• 最高价差：海南省在单一制电价中为1.22元/kWh，在两部制电价中为1.05元/kWh。

峰谷电价调整

• 暂停尖峰电价：除湖北、海南、山东和浙江外，其他省市暂停执行尖峰电价。
• 执行深谷电价：山东和新疆执行深谷电价。

湖北工商业储能投资经济性分析

政策调整

• 湖北于2024年3月27日发布新政策，5月1日起执行，调整了峰谷时段及电价浮动方式。
• 峰谷价差下降，5月两部制电价最大价差为0.6242元/kWh，较4月下降0.1745元/kWh。

经济性影响

• IRR变化：在原有假设条件下，湖北工商业储能项目10年IRR从3.76%降至0.37%，投资回收期延长。
• 敏感性分析：投资单价降低与年运营天数增加可显著提升IRR。例如，当投资单价为900元/度、年运营天数为330天时，IRR可达15.21%。

投资建议

• 尽管政策影响较大，但通过降低投资成本和提高运营效率，湖北工商业储能仍具备投资机会。

工商业储能投资运营模式分析

主要模式

1. 业主自投模式：业主自行购买并运维储能设备，承担风险较大，但收益较高，适合资金实力强、能源转型意愿高的企业。
2. 纯租赁模式：业主租赁储能设备，支付固定租金，收益较低但风险较小，适合轻资产运营需求高的企业。
3. 合同能源管理模式（EMC）：由能源服务商购买并运维设备，业主提供场地与变压器，收益按比例分成，风险最低，是当前主流模式。
4. 融资租赁+合同能源管理模式：引入融资租赁方，降低现金流压力，提升投资收益，未来有望进一步推广。

模式特点

• 业主自投：收益高，风险大。
• 纯租赁：风险小，收益低。
• 合同能源管理：风险最小，收益最低。
• 融资租赁+合同能源管理：通过加杠杆提升收益，适合初期资金紧张的企业。

浙江省工商业储能发展现状分析

发展条件

1. 经济因素：浙江经济强省，GDP达82553亿元，民营经济占比高，创新能力强，为储能发展提供良好环境。
2. 电力供需因素：工业用电占比高，2023年全社会用电量增长6.78%，电力缺口达1839亿千瓦时，需依赖外购电，存在限电风险。
3. 分布式光伏因素：浙江分布式光伏装机占比高（80%），其中工商业分布式占主导（92%），为储能配套提供支撑。
4. 成本因素：储能电芯成本占比60%，碳酸锂占40%。2023年碳酸锂价格回落，储能成本下降，提升项目经济性。

发展现状

• 项目数量：浙江工商业储能项目备案与投运均居全国第一。
• 政策支持：补贴政策占比近50%，以容量、放电和投资补贴为主。
• 电价政策：经历四个阶段调整，当前具备较稳定的峰谷价差。
• 盈利模式：以峰谷套利为主。
• 经济性：考虑补贴后，项目回收期可小于四年。

未来展望

• 浙江作为工商业储能投资热点，将继续吸引各方投资。
• 随着用户侧储能规范出台，浙江储能市场将向安全、规范、受监管方向发展。
• “工商业储能+虚拟电厂”模式逐渐成熟，具备核心技术与灵活性资源的企业将形成市场壁垒。
• 海外拓展将成为部分企业的新增长点。

关键信息汇总

电价政策

• 浙江省2023年执行5版电价政策，峰谷价差逐步优化。
• 湖北省新政策执行后，峰谷价差下降，对投资经济性造成较大影响。

投资经济性

• 湖北IRR从3.76%降至0.37%，但可通过降低成本与提高运营天数提升。
• 浙江补贴政策显著提升项目经济性，回收期可小于四年。

运营模式

• 合同能源管理模式（EMC）是最常见的模式，适合风险敏感的企业。
• 融资租赁+EMC模式有助于降低现金流压力，提升收益。

市场前景

• 浙江省储能市场持续升温，政策与市场双重推动下发展迅速。
• 未来随着技术进步与政策完善，工商业储能市场将逐步成熟，更多投资模式将涌现。