工商业储能行业深度报告：工商业储能经济性提升，需求爆发可期

中泰证券研究所专业｜领先｜深度｜诚信 ｜证券研究报告｜ 工商业储能经济性提升，需求爆发可期 ——工商业储能行业深度报告 2023.3.7 中泰证券电新首席分析师曾彪 执业证书编号：S0740522020001Email：zengbiao@zts.com.cn 中泰证券电新研究员朱柏睿 执业证书编号：S0740522080002Email：zhubr@zts.com.cn 1 投资观点 汇报主题： 1、工商储介绍及商业模式分析 工商储主流的应用场景为工厂和商场、光储充电站和微电网。目前我国主流商业模式有两种商业模式，即工商业用户自行 安装储能设备及能源服务企业协助用户安装储能。 2、国内工商储发展复盘 2022年用户侧储能（户储+工商储）发展提速。据储能与电力市场统计，2022年中国储能市场并网项目总规模达 7.762GW/16.428GWh，功率及容量同比增长均超220%。其中，已并网用户侧储能项目容量占比10%。投运的储能项目共计分布在26个省市自治区，用户侧项目主要在浙江、广东、江苏、安徽等地。 3、行业发展的催化剂 1）峰谷价差拉大，工商储经济性提升；2）两部制电价下，配置工商业储能可以减少容量电价；3）部分省份可实现2充2放，大多省份工商业储能都具备较高经济性；4）辅助服务、补贴、隔墙售电政策出台，推动工商业储能发展；5）限电政策下，工商业储能成为备电手段。 4、弹性标的梳理：苏文电能、科林电气、津荣天宇、金冠股份 风险提示：需求不及预期风险，行业竞争加剧超预期，原材料价格大幅上涨风险，报告使用信息数据更新不及时的风险。 TS 所 目 CONTENTONT 中泰 N 工商储介绍及商业模式分析 1 ｜领先｜深度 1.工商业储能构成介绍&商业模式 工商储能介绍：应用场景广泛，目前主流的应用场景为工厂和商场、光储充电站和微电网。 工商业储能商业模式：目前我国主流商业模式有两种商业模式，一是工商业用户自行安装储能设备，由用户自行承担初始投资成本及每年的设备维护成本；另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付用电成本。 图表：工商业储能系统示意图 图表：工商业储能应用场景 图表：工商业储能商业模式 2.工商业储能盈利模式 储能盈利模式：1）储能主要的盈利来源为峰谷价差套利，通过削峰填谷获取价差收益，为用户节省用电成本；2）通过对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本；3）两部制电价包括基本电费和电度电费，基本电费可按电压器容量或最大需量缴纳，储能电站可以在用电高峰时放电给负载大大，降低基本电费；4）可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力现货市场交易，实现套利收益；5）参与辅助服务获得收益，并可作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能；6）实现动态增容，节省更换大变压器成本。 图表：储能盈利模式 TS 所 目 CONTENTONT 中泰 N 国内工商储发展复盘 2 ｜领先｜深度 2022年工商业储能发展提速 储能发展回顾：2016-2018年我国不断出台相关支持政策，推动2018年用户侧（户储+工商储）储能装机量上升。2019年-2021年储能发展减速。 2022年各类商业模式持续改善，用户侧储能（户储+工商储）发展提速。据中关村储能产业技术联盟数据，2021年全年中国新型储能并网项目总规模为2.4GW/4.9GWh；据储能与电力市场统计，2022年该规模达7.762GW/16.428GWh，功率及容量同比增长均超220%。其中，已并网用户侧（户储+工商储）储能项目容量占比10%。投运的储能项目共计分布在26个省市自治区，用户侧项目主要在浙江、广东、江苏、安徽等地。 图表：2016年-2022年用户侧储能装机增长量（MW) 图表：2022年储能项目应用领域分布图表：2022年已并网储能项目地域分布 TS 所 目 CONTENTONT 中泰 N 行业发展的催化剂 3 ｜领先｜深度 1.峰谷价差拉大，工商储经济性提升 图表：全国各省市工商业代理购电价格的峰谷价差一览表 全国峰谷价差超过0.7元/kWh的省市的数量有所增长，从2022年10月的9个升至2023年2月的11个。 各地峰谷价差也有持续拉大的趋势，全国平均峰谷价差也由2022年10月的0.62元/kWh增长至2023年2月的0.65元/kWh。共有16个省市价差提高，典型如江西峰谷价差由0.389元/kWh提升至0.654元/kWh、四川峰谷价差由0.653元/kWh提升至0.839元/kWh。 1.峰谷价差拉大，工商储经济性提升 对大工业用电而言工商业储能有望降低用电费用+容量费用。当前我国对变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采取 两部制电价，一方面，工商业用户调用储能系统可以实现峰谷套利；另一方面，工业用户可以通过储能系统代替变压器容量降低最高用电功率，进而节省容量成本。 核心假设：1）电芯循环寿命6000次以上；2）装机功率5MW，储能时长2小时；3）每日充放电1-2次；4）年工作天数330天；5）每次充放电深度90%。 IRR测算：以山东为例，若每天1充1放，电站寿命20年；若每天2充2放，电站寿命10年。1充1放下每年运维费用占装机成本1%，2充2放下运维费用乘2。逆变器寿命5年，每过5年有一次逆变器更换成本。 最后算得，1充1放下，山东工商业储能IRR是3%；2充2放下IRR是11% 2.两部制电价下，配置工商业储能可以减少容量/需量电价 两部制将上网电价分为容量/需量电价和电量电价。容量电价又称为“基本电价”，用来计算用户占用了用电容量而交纳的电费，按变压器的容量（运行中的最大需要量）来计算；电量电价计算的是客户耗用的电能量，即变动费用部分； 一天中工业用户仅在相对短的时间间隔内运行大功率电力设备。在现行工业电价的机制下，高峰负荷的额外成本以容量电费的形式传递给用户。通过减少短时间内负荷高峰峰值降低容量电费，可在工业用户侧配置储能调控需量，提高用户收益； 单位：容量电价单位为元/（千伏安·月），需量电价单位为元/（千瓦·月），企业每月需要缴纳。 容量套利测算：假定某企业尖峰时段产生5MW的尖峰负荷。在不装储能情况下，当月需要缴纳需量电费5*1000*40=20万元/月。若安装了2MW的储能系统，尖峰时段通过储能抵消2MW尖峰负荷冲击，则当月需要缴纳的容量电费3*1000*40=12万元/月，全年节约成本8*12=96万。 图表：两部制电价节省电费示意图图表：电价与加入储能前后负荷曲线 3.部分省份可实现2充2放，大多省份工商业储能都具备较高经济性 分时电价机制下部分省市可实现2充2放。近年来部分省份将午间时段从“平时段”调整为“低谷时段”，浙江、湖北、湖南、上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段，如浙江省每日10点-12点、14点-19点为高峰段，每天凌晨在3:00-5:00低谷时执行充电，在8:00-10:00峰时段放电；然后在11:00-13:00低谷时段充电，在19:00-21:00峰时段放电。当存在两个高峰段时，即可用工商业储能系统在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。 图表：浙江2023年2月电价，可实现2充2放，且设置尖峰电价单位：分/千瓦时（含税） 1.600 1.400 1.200 1.000 0.800 0.600 0.400 0.200 0.000 1点2点3点4点5点6点7点8点9点10点11点12点13点14点15点16点17点18点19点20点21点22点23点24点 3.部分省份可实现2充2放，大多省份工商业储能都具备较高经济性 2充2放下经济性大幅提高。我们测算了国内所有省份在不考虑个别月份尖峰电价的条件下，工商业储能的IRR：若每天1充1放，只要峰谷电价差超过7毛钱，IRR就能在7%以上，满足大部分业主预期。目前国内有11个省份的峰谷价差超过7毛钱。若每天2充2放，除了宁夏、甘肃外，所有省份工商业储能的IRR都在7%以上。 图表：一充一放与两充两放的比较 来源：中泰证券研究所测算 4.辅助服务、补贴、隔墙售电政策出台，推动工商业储能发展 辅助服务方面，储能已逐步融入市场主体。我国电力辅助服务市场中交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用和 图表：辅助服务、补贴、隔墙售电政策一览表 类别时间文件名发行主体主要内容 黑启动等，近年来我国也不断将发电主体扩展到清洁能源，正式将储能和可调节负荷纳入了提供辅助服务的市场主体之中，其中典型如江苏起到良好的示范作用，储能设施已经无缝融入了调峰和调频的辅助服务市场。 辅助2022.03 服务 《南方区域电力辅助服务管理实施细则》 国家能源局南方监管局会同云南、贵州能源监管办 鼓励以配建形式存在的新型储能项目， 通过技术改造达到同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能电站参与系统运行。鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的调度运行和市场模式。 参与电力辅助服务。 2021.12《电力辅助服务管理办法》国家能源局鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体 补贴方面，全国多省市发布专项政策以支持产业发展。今年2月重庆市两江新区按照储能设施装机规模给予200元/千瓦时补助，单个项目的补助最高可达500万元。 隔墙售电方面，改革力度持续加码，分布式能源参与市场 2023.02 补贴 2021.01 《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》 《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》 两江新区 青海发改委 按照储能设施装机规模给予200元/千瓦时补助，单个项目的补助最高不超过500万元，对独立储能项目，按“一事一议”给予扶持。 储能发售电量运营补贴0.1元/kWh（使用青海省储能电池60%以上项目，再增加0.05元/kWh） 明确分布式发电项目规模限制，确保发 化交易将逐步规范。2017年10月我国“隔墙售电”正式启动，明确分布式发电项目的规模与交易方式；2019年公布首批26个“隔墙售电”试点名单，容量共计147万千瓦；2021年明确鼓励分布式项目参与市场交易，随着电价市场化改革逐步推进和电价机制体系的逐步完善，分布式能源市场主体渗透率将进一步提升，市场化交易也将逐步规范。 2017.01 隔墙2019.05 售电 《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》 《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于公布2019年�一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》 国家发改委、能源局 国家发改委 电量在接入电压等级范围内就近消纳；明确分布式发电“直接交易”“委托交易”“标杆价收购”三种交易模式。 对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。 2021.12 《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》 国家能源局明确“支持分布式发电参与市场交易” 2022.01 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》 国家发改委、能源局 提出“健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易” 来源：国家能源局南方监管局，国家能源局，北极星售电网，中国电力网，中泰证券研究所 5.限电政策下，工商业储能成为备电手段 近年来多地电力供需失衡，限电政策有望刺激电力保供需求。从供给端来看，2021年煤电价格倒挂，发电厂普遍发电意愿不足；从需求侧来看，随着新能源发电占比持续上行，我国电力系统呈现“双峰双高”&“双侧随机性”，运行安全性面临挑战。限电现象的频发或引发工商业用户用电焦虑