国内工商业储能：多层次电价政策变化，把握从0-1、点到面的投资机会

行业报告|行业深度研究 证券研究报告 2023年01月28日 国内工商业储能： 多层次电价政策变化，把握从0-1、点到面的投资机会 作者： 分析师孙潇雅SAC执业证书编号：S1110520080009 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 行业评级：强于大市（维持评级）上次评级：强于大市 摘要 2022年系中国储能元年，全年并网规模达7.76GW/16.43GWh，容量口径yoy+235%。但从应用领域分布看，22年用户侧储能仅占总并网量的10%（含部分铅炭储能项目）。因此，从应用领域看，我们预计2022年国内锂电池的工商业储能项目较少。 但站在23年初，工商业储能政策变化很明显，峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多、部分地区分时电价每天设置两个高峰段，实现每天两充两放，工商业储能经济性加强等，因此我们认为2023年将是国内工商业储能元年，有望迎来0-1的爆发。本篇报告聚焦：1）我们为什么在当前时点看好国内工商业储能市场？2）预计将有哪些投资机会？ 当前时点，我们为什么看好国内工商业储能市场——核心变化是23年工商业电价的调整，带来经济性的变化。 1、23年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。从边际变化看，进入23年，峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多（尖峰-谷时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个）；横向看，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能 投资具有经济性，即在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外，对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出。 2、部分省份将正午时段设定为分时电价的谷时，仅装分布式光伏的经济性边际下降，但主动配储需求提升。23年1月，山东、山西、浙江等8个省份将光伏发电高峰期的正午时段规定为谷时，其中青海、宁夏、甘肃三省的谷时划分几乎全覆盖日中光伏主要发电时间。此外，23年起山东将正午划分为深谷（分时系数下降至0.1），据CEESA分析，山东省工商业深谷时段最低电价可能降至0.1元/kWh。考虑光伏出力高峰期电价下降、全国范围内峰谷价差进一步拉大，纯光伏发电经济性被进一步削弱，有望带动新增及存量分布式光伏电站主动配储。 3、部分省份或可实现每天两充两放，我们测算回本周期有望缩短至6年内。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放：如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等（分时电价每天设置了两个高峰段，且两高峰段间存在电价差，可在谷时/平时充电， 并分别于两个高峰段放电，实现两充两放）。储能系统的利用率大幅提升的情况下，我们预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。 2 3 两充两放策略下的经济性测算：核心假设储能投资成本2元/KWh，循环寿命6000次，年运营天数330天，每天满充满放两次，DoD90%，运 维费率每年为投资成本的1%，折旧率3.25%。两充两放策略：谷时/平时充电，高峰/峰时放电。测算结果：浙江省4.75年、广东省5.70年、 海南省5.98年，回本周期均在6年以内。 4、需求的额外支撑：电力保供需求+部分省份的需求响应收入。21-22年国内“限电”政策频发带来了工商业用户群体的电力保供需求。我们亦发现典型如广东，需求侧响应机制（21年4月推出）有望为工商业储能用户提供额外收入：当前参与市场化需求响应的日前邀约申报价格为70-3500元/MWh，据能源新闻，2021年广东迎峰度夏期间，参与市场化需求侧响应交易用户数超300，实现削峰超100万千瓦。假设年度需求侧响应60次，我们测算广东省工商业储能的投资回收期约4.86年，回收周期进一步缩短。 整体看，我们预计工商业储能优先实现高增速的将会是工业活动较发达、电价政策变化带来较高经济性的浙江省（测算回本周期4.75年）、广东省（考虑需求响应收入，测算回本周期4.86年），而基于目前电价变化趋势+新能源并网比例不断上升带来的电力系统稳定性需求，我们预计未来将有越来越多的省份展现经济性，从而实现0-1、点到面的国内工商业储能市场起量。 投资建议：我们认为，已有布局工商业储能产品的相关标的，均有望受益行业低基数下0-1高增长的机会，带来业绩新增量。 1、产品矩阵包含工商业储能、具备产品优势的逆变器供应商：逆变器公司在工商业的布局以100KW作为分界线（100kW以内主要是户储公司做、100KW以上主要是大储公司做）。我们认为两类功率段均有望受益行业增长，看好已布局工商业产品的公司受益23年工商业储能行 业的边际变化，且公司层面由于工商业储能讲究更高的利用率及运行策略，以求更高回报率，具备智能化及模块化能力的储能集成商有望体现自身alpha。看好相关受益标的投资机会：【盛弘股份】、【固德威】、【锦浪科技】、【德业股份】、【阳光电源】；建议关注：【科华数据】（通信组覆盖）、【上能电气】等； 4 2、建议关注从其他行业横向切入，近期在工商业储能行业布局进展较快的相关标的： 【德宏股份】：与浙江全维度能源科技公司成立合资公司开展储能业务并参与全维度的A轮融资，全维度产品涵盖便携式储能、户储、 工商业储能等，并实现逆变器、BMS、EMS等的自研自产，具有较为完整的储能闭环产业技术。亮点：全维度及公司均为浙江本土企业，我们看好公司利用地理位置优势，在浙江省这一当前已具备较高工商业储能经济性（测算回本周期4.75年）、工业活动较活跃的省份，优先受益行业起量。 【苏文电能】：公司主营业务之一为向工业用户提供包含分布式光伏、储能在内的新能源投资建设。公司目前主要从事工商业储能+大储的项目建设运营；公司22年定增落地，拟募集资金总额不超过13.89亿元，其中部分资金将用于电力电子设备及储能技术研发中心建 设。亮点：公司主营业务与工商业储能业务具备较高的客户资源协同性，有望受益行业经济性边际提高，优先获得工商业储能EPC项目。 【津荣天宇】：22年7月发布公告，拟在南浔经济开发区建设年产2GWH储能及汽车零部件制造项目。储能业务方面，公司计划打造除电芯外的储能全产业链产品制造批量化生产基地，专注户储、工商业储能产品的生产制造。 3、电池供应商：工商业储能对电池性能要求更高，看好相关公司alpha带来更高议价权 工商业储能较为重要的需求驱动因素之一为高经济性，对应更高循环寿命、一致性、安全性的锂电池要求；且与大储行业相比，工商业储能属于用户端，对投资成本的敏感度相对更低。我们看好具备更高性能优势的相关电池供应商，优先受益国内工商业储能行业起量，展现更高的议价能力：【宁德时代】、【亿纬锂能】、【鹏辉能源】。 风险提示：电价政策执行及持续推出力度不及预期；储能需求不及预期；行业竞争超预期；锂电池成本上涨幅度超预期；测算具有一定主观性，仅供参考。 前言：复盘22年，国内储能以表前为主，用户侧储能项目仅占总并网量的10% 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明5 资料来源：储能与电力市场公众号，天风证券研究所 6 复盘：国内储能以表前为主，2022年用户侧储能项目仅占总并网量的10% 2022年为中国储能行业的发展大年，容量口径投运规模yoy+235%。根据储能与电力市场对公开项目信息和状态的统计，2022 年中国储能市场全年并网项目总规模达到7.762GW/16.428GWh，与中关村储能产业技术联盟此前发布的2021年全年 2.4GW/4.9GWh的投运规模相比，容量口径同比增长达235%。其中，锂离子电池的储能项目占比达93%。 从应用领域分布看，22年用户侧储能项目仅占总并网量的10%，且其中包含部分铅炭储能项目。从2022年已并网项目的应用领域来看，可再生能源储能项目、独立储能项目分别占比达45%和44%；用户侧储能项目占比10%，其中包含3个10小时铅炭储 能项目。 用户侧储能包括户用+工商业，从22年应用领域看我们预计国内锂电池的工商业储能项目较少。站在23年初的时间点，本篇报告我们将聚焦国内工商业储能，对23年这一应用领域的装机需求变化进行我们的判断与分析。 图：2022年中国已并网储能项目的应用领域分布 1% 10% 44% 45% 独立储能 可再生能源储能 调频 用户侧 一、当前时点，我们为什么看好国内工商业储能市场？ 核心变化是23年工商业电价的调整：峰谷价差拉大、时段调整，我们预计23年国内工商业储能的经济性将有明显边际提升 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明7 1.1、23年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明8 当峰谷价差＞储能LCOE（我们测算约0.63元/kwh）时，工商业储能具备经济性 我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资具有经济性。我们测算，假设储能投资成本2元/Wh、每天一充一放+循环寿命6000次（对应全生命周期20年）、DoD90%，考虑3.25%的折现率，对 应度电成本约为0.63元/kWh。 考虑需要预留一定的额外收益，我们选取0.7元/kwh（略高于储能LCOE）作为工商业储能用于峰谷价差套利的盈亏分界线。由2023年1月全国主要省市代购电峰谷价差情况来看，有11个省市的峰谷价差超过0.7元/kWh，具备较高的经济性。2023年1月，峰谷价差前五城市分别为湖南（0.96元/kWh）、广东（珠三角五市，0.95元/kWh）、海南（0.91元/kWh）、重庆市（0.91元 /kWh）、上海市（0.91元/kWh）。 广山吉 西东林 天津 陕 西西 （陕西电网 ） 江 黑河山辽内龙北西宁蒙江（古 南自 网治 ）区 （蒙东 ） 福建 （福州 、厦门 、蒲 新疆 北京市 （城区 ） 青宁甘 海夏肃 安河江四湖浙徽南苏川北江 上海市 海重 南庆 广东 （珠三角五市 ） 湖南 图：2023.01全国主要省市电网代购电峰谷价差情况 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 0.7元/kWh 11个省市超过0.7元/kWh 田 、 … 资料来源：CNESA全球储能项目库，北极星售电网，各省电网代购电公告，天风证券研究所 9 省份 尖峰-谷时价差 峰谷价差 2022.07 2023.01 2022.07 2023.01 江苏 0.81 0.83 山东 0.71 0.83 0.53 0.68 广东（珠三角五市） 1.13 1.26 0.86 0.95 北京市（城区） 0.51 0.51 上海市 1.38 0.75 0.91 山西 0.71 0.55 0.58 河北（南网） 0.56 0.75 0.43 0.60 黑龙江 0.85 0.65 0.65 江西 0.85 0.39 0.65 湖北 0.82 1.12 0.63 0.75 吉林 0.84 0.88 0.64 0.68 辽宁 0.79 0.79 0.57 0.57 重庆 1.15 0.66 0.91 内蒙古自治区（蒙东） 0.53 0.53 宁夏 0.41 0.27 陕西（陕西电网） 0.84 0.57 0.66 青海 0.38 0.43 0.28 0.33 四川 0.89 0.53 0.77 天津 0.88 0.67 0.67 浙江 0.95 0.99 0.72 0.71 河南 1.01 0.70 0.83 广西 0.64 0.90 0.49 0.69 新疆 0.65 0.50 0.52 海南 0.91 0.91 安徽 0.84 0.85 甘肃 0.20 0.15 湖南 1.22 0.80 0.96 建（福州、厦门、蒲田、 宁德） 0.61 0.54