■ 儲能商業(yè)模式仍處于探索期，目前工商業(yè)儲能盈利模式最為成熟清晰。儲能作為電力系統(tǒng)中重要的靈活性資源，是未來實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的關(guān)鍵。儲能下游應(yīng)用場景主要在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，其中表前大儲（電源和電網(wǎng)側(cè)）占比將近90%。但目前表前大儲中，電源側(cè)儲能盈利模式尚不清晰，電網(wǎng)側(cè)儲能依賴兩部制電價(jià)補(bǔ)貼，獨(dú)立/共享儲能電站未來或在表前大儲領(lǐng)域積極探索應(yīng)用促進(jìn)商業(yè)模式走向成熟。目前用戶側(cè)工商業(yè)峰谷電價(jià)差異明顯，這是當(dāng)前儲能應(yīng)用端商業(yè)模式最為成熟的領(lǐng)域。
■ 未來國內(nèi)工商業(yè)儲能市場有望繼續(xù)保持高速增長。國內(nèi)工商業(yè)儲能應(yīng)用場景廣泛，當(dāng)前由于過去市場基數(shù)低整體處于高速增長階段，未來市場空間廣闊。在分時(shí)電價(jià)政策不斷優(yōu)化調(diào)整拉大峰谷價(jià)差提升工商業(yè)配儲經(jīng)濟(jì)性、工商業(yè)分布式電源高速增長以及城市微電網(wǎng)等新業(yè)態(tài)興起帶來工商業(yè)配儲需求、國內(nèi)電力供需緊平衡工商業(yè)企業(yè)配儲保障安全連續(xù)生產(chǎn)等因素驅(qū)動下，保守預(yù)計(jì)未來三年國內(nèi)工商業(yè)儲能新增裝機(jī)規(guī)模年均復(fù)合增速或?qū)⒈３衷?0%以上。
■ 工商業(yè)儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性評估主要關(guān)注投資成本和峰谷價(jià)差。工商業(yè)儲能項(xiàng)目的投資成本主要和電芯、儲能PCS價(jià)格相關(guān)，未來電芯上游原材料價(jià)格回落，疊加儲能PCS核心元器件IGBT通過國產(chǎn)替代緩解供應(yīng)緊缺及降低成本，可以預(yù)期儲能投資成本將處于下降趨勢并且存在較大的下行空間，未來 5 年儲能系統(tǒng)成本有望降低30%，未來10年儲能成本有望降低至 1.0-1.2 元/Wh。未來峰谷價(jià)差持續(xù)拉大，工商業(yè)儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效應(yīng)會顯著增強(qiáng)。與峰谷價(jià)差的拉大相比，儲能系統(tǒng)投資成本的下降對于項(xiàng)目全投資IRR的提升更加敏感。
■ 建議由公金總部牽頭推動相關(guān)資產(chǎn)投放，各分行經(jīng)營團(tuán)隊(duì)關(guān)注五類投資主體的業(yè)務(wù)商機(jī)。（本部分有刪減）
正文D7tesmc
建設(shè)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)成為實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的關(guān)鍵路徑，隨著風(fēng)電光伏等新能源在電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)中的占比逐步提升，儲能作為電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)的靈活性資源，其重要性愈發(fā)凸顯。面對儲能領(lǐng)域這上萬億的投資規(guī)模，商業(yè)銀行如何切入該領(lǐng)域的資產(chǎn)組織成為我們關(guān)注的焦點(diǎn)。本篇報(bào)告主要回答三個(gè)問題，一是目前電源、電網(wǎng)和用戶側(cè)儲能哪個(gè)的商業(yè)模式最為成熟清晰？二是作為商業(yè)模式最清晰的工商業(yè)儲能未來能否持續(xù)保持高速增長？三是如何評估工商業(yè)儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性？ D7tesmc
儲能商業(yè)模式尚處于探索期，目前工商業(yè)儲能商業(yè)模式最為成熟清晰
1.1 儲能應(yīng)用場景可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)
儲能的應(yīng)用場景豐富，主要可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三大類。
當(dāng)前儲能作為電力系統(tǒng)頗具潛力的靈活性資源，有望在“源-網(wǎng)-荷”三側(cè)充分發(fā)揮調(diào)控價(jià)值。在電源側(cè)，儲能是解決新能源并網(wǎng)和消納問題的有效手段，通過配儲對新能源發(fā)電出力的隨機(jī)性、波動性和間接性進(jìn)行平滑控制達(dá)到并網(wǎng)要求，同時(shí)可通過能量時(shí)移緩解消納壓力。在電網(wǎng)側(cè)，儲能可參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助市場服務(wù)，提高電網(wǎng)運(yùn)行效率和安全穩(wěn)定水平，除此之外還可參與電力現(xiàn)貨市場完善電力價(jià)格形成機(jī)制。在用戶側(cè)，儲能主要作為備用電源，參與到需求側(cè)響應(yīng)中，在國內(nèi)用戶側(cè)儲能主要以工商業(yè)儲能為主，工商業(yè)企業(yè)通過配儲保障生產(chǎn)的連續(xù)性和降低用電成本。
圖1：儲能在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)的應(yīng)用場景D7tesmc
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資料來源：招商銀行研究院D7tesmc
國內(nèi)儲能市場處于高速發(fā)展初期，其商業(yè)模式有待積極探索走向成熟。目前國內(nèi)儲能仍處于高速發(fā)展的起步時(shí)期，根據(jù)中關(guān)村儲能聯(lián)盟的數(shù)據(jù)，2022年國內(nèi)新型儲能（非抽蓄）新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)到7.35GW，同比增速高達(dá)200.35%，國內(nèi)儲能市場需求呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。但目前國內(nèi)儲能的商業(yè)模式依然不清晰，新增裝機(jī)占比最大的表前大儲中，電源側(cè)儲能盈利模式仍在探索階段，電網(wǎng)側(cè)儲能依賴電價(jià)補(bǔ)貼，因此國內(nèi)儲能市場供給端的增速受到一定的制約。根據(jù)國家“十四五”新型儲能發(fā)展規(guī)劃要求，十四五期間積極推動新型儲能由商業(yè)化初期往規(guī)?；l(fā)展過渡，預(yù)計(jì)未來儲能商業(yè)模式在各方積極努力探索下走向成熟。
圖2：國內(nèi)新型儲能新增裝機(jī)規(guī)模及同比增速D7tesmc
圖3：2022年國內(nèi)新增新型儲能應(yīng)用場景占比
資料來源：電化學(xué)儲能電站行業(yè)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)、招商銀行研究院
1.2 目前工商業(yè)用戶側(cè)峰谷價(jià)差套利的商業(yè)模式最為成熟清晰
綜合比較電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能的盈利模式，目前工商業(yè)用戶側(cè)儲能最為成熟清晰。電源側(cè)儲能以自建形式目前難以實(shí)現(xiàn)盈利，而獨(dú)立的共享儲能在山東地區(qū)試點(diǎn)基本能夠?qū)崿F(xiàn)盈虧平衡；電網(wǎng)側(cè)儲能僅依靠輔助服務(wù)市場收益難以覆蓋投資成本，抽水蓄能的“兩部制電價(jià)”政策能夠?qū)崿F(xiàn)項(xiàng)目盈利上的托底；工商業(yè)用戶側(cè)儲能主要依靠峰谷價(jià)差套利實(shí)現(xiàn)盈利，在部分峰谷價(jià)差較高的地區(qū)盈利情況較好，是目前儲能細(xì)分市場中盈利模式最為成熟清晰的。
表1：電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和工商業(yè)用戶側(cè)儲能的盈利模式對比情況總結(jié)
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資料來源：CNESA、招商銀行研究院D7tesmc
獨(dú)立/共享儲能是電源側(cè)儲能盈利模式走向成熟的重要探索。電源側(cè)配儲更多的是計(jì)入一次性成本投入，主要依靠國家政策強(qiáng)制配儲驅(qū)動，在電源側(cè)儲能尚未發(fā)揮其應(yīng)有的調(diào)節(jié)價(jià)值前容易出現(xiàn)“配備成本低廉的儲能”和“儲能建而不用利用率低下”等現(xiàn)象?？紤]到不同電源側(cè)配置不同標(biāo)準(zhǔn)的儲能以及利用率低下等情況，國家政策開始鼓勵(lì)由第三方投資建設(shè)的大型集中式獨(dú)立儲能電站，除滿足自身電站需求，也為其它多個(gè)新能源電站提供服務(wù)。對于新能源發(fā)電廠，在共享儲能模式下只需支付每年的容量租賃費(fèi)用，就能將租賃得到的容量作為儲能配額，避免了自建儲能下初始投資的現(xiàn)金流壓力；對于共享儲能投資方，獨(dú)立共享儲能電站可以提供多種服務(wù)、實(shí)現(xiàn)多重收益，如幫助新能源場站實(shí)現(xiàn)棄電增發(fā)、減免考核，為系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動服務(wù)，參與電力現(xiàn)貨市場交易等。
圖4：獨(dú)立/共享儲能電站運(yùn)營模式D7tesmc
資料來源：國際能源網(wǎng)、招商銀行研究院D7tesmc
資料來源：CNESA、招商銀行研究院D7tesmc
表3：部分省份儲能調(diào)峰價(jià)格情況
資料來源：北極星電力網(wǎng)、招商銀行研究院
表4：山東和湖南獨(dú)立/共享儲能電站收益模式
資料來源：北極星儲能網(wǎng)、招商銀行研究院
電網(wǎng)側(cè)儲能因容量需求導(dǎo)向以抽蓄為主，盈利依賴兩部制電價(jià)政策，而新型儲能在電網(wǎng)側(cè)的盈利模式仍不明晰。
電網(wǎng)側(cè)儲能的成本難以通過輸配電價(jià)等形式傳導(dǎo)至終端電力用戶環(huán)節(jié)，因此電網(wǎng)對于成本較高的新型儲能投資積極性較低。目前電網(wǎng)側(cè)儲能的盈利模式為抽水蓄能的“兩部制電價(jià)”，通過對抽水蓄能電站實(shí)際投資成本的調(diào)查，基于彌補(bǔ)成本、合理收益的原則，按照資本金內(nèi)部收益率（6.5%）對電站經(jīng)營期內(nèi)年度的凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)核定電站容量電價(jià)，電量電價(jià)主要與電力系統(tǒng)對儲能電站一次性連續(xù)使用時(shí)長、調(diào)動頻次相關(guān)。因此容量電價(jià)對于儲能項(xiàng)目收益率起到兜底作用，電量電價(jià)則以競爭性方式形成，在整個(gè)抽水儲能電站項(xiàng)目收益中電量電價(jià)收入占比不足3%。未來電網(wǎng)側(cè)儲能多元化發(fā)展和新型儲能加快滲透，需要相應(yīng)的儲能電站也能夠享受到類似于抽水蓄能的“兩部制電價(jià)”政策，引入可向終端電力用戶傳導(dǎo)的容量電價(jià)作為項(xiàng)目投資方的固定補(bǔ)償，電網(wǎng)及其他主體投資電網(wǎng)側(cè)新型儲能的積極性或?qū)⒈怀浞终{(diào)動。
圖5：633號文兩部制電價(jià)政策要點(diǎn)
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工商業(yè)用戶側(cè)儲能盈利模式已經(jīng)成熟清晰，但呈現(xiàn)區(qū)域分化的特點(diǎn)。
工商業(yè)用戶側(cè)儲能的收益主要包括峰谷價(jià)差套利、容量管理及需求響應(yīng)，其中峰谷價(jià)差套利是最主要的收益來源，約占儲能收益的50%-80%。根據(jù)CNESA對全國各地2022年最大峰谷價(jià)差的平均值統(tǒng)計(jì)，31個(gè)典型省市的總體平均價(jià)差為0.7元/kWh，略高于儲能的平準(zhǔn)度電化成本LOCE（被普遍視為工商業(yè)儲能用于峰谷價(jià)差套利的盈虧分界線），因此2022年全國典型省市工商業(yè)用戶側(cè)儲能項(xiàng)目整體盈虧達(dá)平衡。與此同時(shí)，全國各省市針對于工商業(yè)用戶側(cè)儲能的補(bǔ)貼政策頻發(fā)，主要集中在容量補(bǔ)貼、放電補(bǔ)貼和投資補(bǔ)貼方面，且補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)不一，在提高當(dāng)?shù)仨?xiàng)目盈利水平的同時(shí)，也強(qiáng)化了工商業(yè)儲能的區(qū)域性特征。
圖6：儲能應(yīng)用于削峰填谷示意圖
資料來源：北極星儲能網(wǎng)、招商銀行研究院
圖7：工商業(yè)儲能收益主要來自峰谷價(jià)差套利
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表5：2022年全國電網(wǎng)代購電最大峰谷價(jià)差情況（一般工商業(yè)1-10kv，單位：元/kWh）
資料來源：各省電網(wǎng)代購電公告、CNESA全球儲能數(shù)據(jù)庫、招商銀行研究院
表6：部分地區(qū)用戶側(cè)儲能補(bǔ)貼政策
未來國內(nèi)工商業(yè)儲能市場有望繼續(xù)保持高速增長D7tesmc
國內(nèi)工商業(yè)用戶側(cè)儲能商業(yè)模式成熟清晰，下游應(yīng)用領(lǐng)域十分廣泛，當(dāng)前仍處于高速增長階段。我們預(yù)計(jì)在分時(shí)電價(jià)政策逐步拉大峰谷價(jià)差提升投資經(jīng)濟(jì)性、工商業(yè)分布式光伏蓬勃發(fā)展帶來“微電網(wǎng)”等新業(yè)態(tài)配儲積極性增強(qiáng)以及國內(nèi)整體電力供需緊平衡帶來限電擔(dān)憂等因素作用下，未來國內(nèi)工商業(yè)儲能市場空間廣闊，并且新增裝機(jī)年均復(fù)合增速有望保持高位。
2.1 國內(nèi)工商業(yè)儲能應(yīng)用場景廣泛，處于高速增長期
工商業(yè)儲能應(yīng)用領(lǐng)域十分廣泛，主要包括了工商業(yè)產(chǎn)業(yè)園區(qū)、光儲充電站、微電網(wǎng)等。目前國內(nèi)工商業(yè)儲能的投資模式主要有兩種，一種是由工商業(yè)企業(yè)用戶自行安裝儲能等設(shè)備，由用戶自身承擔(dān)初始投資成本以及后續(xù)的運(yùn)維費(fèi)用；另外一種是以合同能源管理模式投資，由專業(yè)化的能源服務(wù)企業(yè)協(xié)助工商業(yè)用戶安裝儲能，能源服務(wù)企業(yè)負(fù)責(zé)儲能電站的投資建設(shè)和運(yùn)維，工商業(yè)用戶向其支付用電成本。
圖8：工商業(yè)儲能應(yīng)用場景明細(xì)
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國內(nèi)工商業(yè)儲能正處于高速增長期，未來市場空間廣闊。我國工商業(yè)用戶側(cè)儲能起步于2016年左右，早期主要依靠國家出臺的相關(guān)支持政策推動，隨著工商業(yè)儲能商業(yè)模式持續(xù)成熟清晰，工商業(yè)用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)規(guī)模提速明顯。截至2022年，國內(nèi)用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)764.73MW，同比增速超過100%，其中工商業(yè)儲能占用戶側(cè)新增裝機(jī)規(guī)模的80%-90%左右，并且主要集中在浙江、廣東、安徽、江蘇等地，對于國內(nèi)市場而言預(yù)計(jì)未來用戶側(cè)儲能將以工商業(yè)用戶為主。根據(jù)《中國分布式光伏發(fā)展白皮書》的預(yù)測，全國工商業(yè)屋頂分布式光伏的裝機(jī)市場空間在384GW左右，如果按照相應(yīng)的光伏裝機(jī)配比20%的儲能來測算的話，國內(nèi)工商業(yè)儲能裝機(jī)市場空間在76.8GW左右，與現(xiàn)在的基數(shù)相比，未來工商業(yè)儲能市場滲透率還有很大的提升空間。
圖10：國內(nèi)用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)規(guī)模及增速情況
圖11：2022年已并網(wǎng)用戶側(cè)儲能項(xiàng)目地域分布
資料來源：《中國分布式光伏發(fā)展白皮書》、招商銀行研究院
2.2 經(jīng)濟(jì)性、助力分布式電源消納并網(wǎng)、電力安全保供驅(qū)動工商業(yè)儲能市場持續(xù)增長
國內(nèi)工商業(yè)儲能市場的發(fā)展主要與盈利端分時(shí)電價(jià)政策、工商業(yè)分布式電源發(fā)展以及電力供需情況這三方面因素緊密相關(guān)，根據(jù)我們對于上述三大因素未來短期趨勢分析：分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行同時(shí)峰谷價(jià)差呈現(xiàn)拉大趨勢提高工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性，吸引更多企業(yè)投資工商業(yè)儲能；工商業(yè)分布式光伏裝機(jī)提速，城市“微電網(wǎng)”等新業(yè)態(tài)興起，帶來工商業(yè)儲能需求相應(yīng)增長；國內(nèi)電力供需維持緊平衡，為了保證生產(chǎn)穩(wěn)定或催生更多的工商業(yè)配儲需求。根據(jù)高工產(chǎn)研的預(yù)測，保守場景下未來3年國內(nèi)工商業(yè)儲能新增裝機(jī)規(guī)模年均復(fù)合增速在70%以上，2025年工商業(yè)儲能新增裝機(jī)規(guī)?；蜻_(dá)5.30GWH。
圖13：工商業(yè)儲能市場新增裝機(jī)規(guī)模預(yù)測情況
資料來源：GGII、中電聯(lián)、國家能源局、招商銀行研究院
2.2.1 分時(shí)電價(jià)政策引導(dǎo)峰谷價(jià)差繼續(xù)拉大，經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動工商業(yè)配儲需求增長
分時(shí)電價(jià)政策不斷優(yōu)化完善，未來峰谷價(jià)差仍有拉大空間。近年來國家和地方均出臺了多項(xiàng)政策優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制，峰谷價(jià)差不斷拉大，工商業(yè)側(cè)儲能通過峰谷價(jià)差套利的收入得到了基礎(chǔ)保障。2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求各地進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制、合理確定峰谷價(jià)差，鼓勵(lì)工商業(yè)用戶通過配置儲能等方式削峰填谷、降低用電成本，并設(shè)置了3:1的峰谷價(jià)差下限。隨后地方各自優(yōu)化省內(nèi)分時(shí)電價(jià)機(jī)制，盡管峰谷電價(jià)的浮動比例存在省間差異，但整體峰谷價(jià)差有明顯拉大。我們認(rèn)為在未來國內(nèi)電力供需緊平衡、迎峰時(shí)段電力偏緊的大背景之下，整體峰谷價(jià)差仍然有繼續(xù)拉大的趨勢。
表 7：國家及地方關(guān)于完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的政策通知
資料來源：國家發(fā)改委、各省文件、招商銀行研究院
隨著峰谷價(jià)差不斷拉大，未來工商業(yè)儲能項(xiàng)目具備經(jīng)濟(jì)性的區(qū)域不斷增加。根據(jù)CNESA對2023年2月各地一般工商業(yè)10KV的單一制電價(jià)進(jìn)行的匯總測算，現(xiàn)有19個(gè)地區(qū)的最大峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，其中廣東省（珠三角五市）和湖北省的最大峰谷價(jià)差超過1元/kWh；整體來看，2023年2月各地區(qū)的最大峰谷價(jià)差和全國價(jià)差均值都高于2022年全年平均水平。未來隨著分時(shí)電價(jià)政策和電力現(xiàn)貨市場的繼續(xù)完善，峰谷套利空間進(jìn)一步擴(kuò)大，越來越多省份的工商業(yè)儲能項(xiàng)目將具備較強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)性。
表8：2023年2月部分地區(qū)最大峰谷價(jià)差(一般工商業(yè)1-10KV，單位元/kWh)
2.2.2 分布式電源增長疊加微電網(wǎng)業(yè)態(tài)興起，工商業(yè)配儲助力消納并網(wǎng)
國內(nèi)工商業(yè)分布式電源興起，帶來分布式儲能裝機(jī)需求增加。截至2022年，國內(nèi)分布式工商業(yè)光伏新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)到25.9GW，同比增長236%，分布式光伏在過去2年上游原材料價(jià)格高企的情況下已然成為光伏新增裝機(jī)的主力，占光伏新增裝機(jī)規(guī)模比重達(dá)到50%-60%。工商業(yè)分布式由于工商業(yè)屋頂資源的稀缺性以及項(xiàng)目高收益率的盈利性，在過去2年成為眾多新能源企業(yè)積極搶占的優(yōu)質(zhì)資源，未來在光伏上游原材料價(jià)格預(yù)期下行的情況下，會有更多滿足經(jīng)濟(jì)性要求的工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目釋放，國內(nèi)工商業(yè)分布式光伏裝機(jī)將維持高速增長。在工商業(yè)分布式光伏自發(fā)自用余電上網(wǎng)的模式下，工商業(yè)分布式電源的消納和并網(wǎng)成為未來亟待解決的重要問題，通過工商業(yè)用戶側(cè)配儲能可以在一定程度上可以解決相關(guān)問題，因此工商業(yè)儲能需求或?qū)殡S工商業(yè)分布式光伏的增長而增加。
圖14：工商業(yè)分布式光伏新增裝機(jī)及占戶用比重
圖15：工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性情況
城市微電網(wǎng)建設(shè)加快節(jié)奏，“源網(wǎng)荷儲”一體化對儲能需求有所拉動。隨著工商業(yè)企業(yè)園區(qū)分布式電源不斷增加，未來以產(chǎn)業(yè)園區(qū)為獨(dú)立個(gè)體的“源網(wǎng)荷儲”一體化改造的模式有望在全國范圍內(nèi)鋪開，這將帶來獨(dú)立于“兩大電網(wǎng)”體系的“微電網(wǎng)”業(yè)態(tài)逐步走向成熟。對于單個(gè)產(chǎn)業(yè)園區(qū)而言，會有第三方主體以類似于合同能源管理的模式投資分布式新能源發(fā)電、輸配電網(wǎng)以及儲能，這對于工商業(yè)儲能的投資將形成巨大的驅(qū)動。
圖16：工商業(yè)儲能是“微電網(wǎng)”的重要組成部分
資料來源：柏瑞科電氣官網(wǎng)、招商銀行研究院
圖17：微電網(wǎng)市場空間預(yù)測（億元）
2.2.3 國內(nèi)電力供需緊平衡，限電擔(dān)憂帶來工商業(yè)配儲需求高漲
國內(nèi)用電需求保持旺盛，未來全社會用電量年均復(fù)合增速可能超預(yù)期。2022年國內(nèi)全社會用電量達(dá)到8.63萬億千瓦時(shí)，同比增長3.6%，國內(nèi)用電需求增速與國內(nèi)GDP增速呈現(xiàn)高度耦合的關(guān)系。根據(jù)2023年國內(nèi)GDP增速的預(yù)期，預(yù)計(jì)今年全社會用電量增速在6%以上，用電需求保持旺盛。未來國內(nèi)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型以及“碳達(dá)峰碳中和”實(shí)施路徑下越來越多的場景對于用電需求持續(xù)增加，未來10年國內(nèi)的全社會用電需求年均復(fù)合增速或?qū)⑦_(dá)到5%以上，很有可能超出市場預(yù)期。
圖19：不同情形下2030年中國電力需求預(yù)測
資料來源：中電聯(lián)、招商銀行研究院
“十四五”期間國內(nèi)電力供需呈現(xiàn)緊平衡，極端天氣易出現(xiàn)限電，工商業(yè)側(cè)配儲需求旺盛。目前全國22億千瓦的電力總裝機(jī)難以滿足年內(nèi)13.6億千瓦的用電高峰負(fù)荷，如果用可用裝機(jī)容量（發(fā)電機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中能提供的可靠發(fā)電力）來計(jì)算的話，過去“十三五”平均裝機(jī)增長率（4.87%）遠(yuǎn)低于全社會用電量增速（6.1%）和最大用電負(fù)荷增速（7.2%），因此我國可用電力裝機(jī)缺位情況客觀存在，可靠供電需要更多新能源裝機(jī)支撐。根據(jù)電規(guī)總院的預(yù)測，十四五期間全國可靠電力供應(yīng)保障壓力仍然比較大，國內(nèi)電力供需維持“緊平衡”，在極端天氣用電負(fù)荷高峰時(shí)期存在局部限電的可能性，工商業(yè)企業(yè)為保障其生產(chǎn)的連續(xù)性配儲需求旺盛。
圖20：2015-2022年我國發(fā)電總裝機(jī)規(guī)模及增速
圖21：2015-2022年我國新增發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)變化
圖22：電規(guī)總院預(yù)測2023和2024年全國電力供需形勢
（本部分有刪減 招商銀行各行部請參照文末方式聯(lián)系研究院）
工商業(yè)儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估主要關(guān)注項(xiàng)目投資成本和峰谷價(jià)差
對于工商業(yè)儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性分析，我們認(rèn)為主要決定性指標(biāo)在于投資成本和峰谷價(jià)差。未來隨著儲能系統(tǒng)中電芯的上游原材料價(jià)格下降至底部趨穩(wěn)、逆變器核心元器件IGBT國產(chǎn)替代以及系統(tǒng)級的規(guī)模效應(yīng)降本，儲能的初始投資成本仍有較大的下降空間。疊加全國范圍內(nèi)峰谷價(jià)差趨勢性拉大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性更強(qiáng)。D7tesmc
3.1 工商業(yè)儲能投資成本未來有持續(xù)下行的空間D7tesmc
儲能系統(tǒng)投資成本主要取決于電芯和PCS價(jià)格。儲能系統(tǒng)初始投資成本主要包括設(shè)備成本和施工建設(shè)成本，其中設(shè)備成本中以電芯成本占比最高，在60%到70%左右，其次是儲能PCS成本占比10%左右，其他BMS、EMS和冷卻系統(tǒng)等成本占比相對較低。因此儲能系統(tǒng)的投資成本主要受原材料電芯和PCS的價(jià)格影響。電芯方面，由于過去一年儲能電芯上游原材料碳酸鋰價(jià)格暴漲，儲能電芯的價(jià)格隨之上行，系統(tǒng)成本沒有按照之前預(yù)期的下降，反而上升到30%-50%左右。儲能PCS方面，其核心元器件IGBT主要依賴進(jìn)口廠商，在過去兩年全球缺芯潮的情況下供給相對緊缺，導(dǎo)致儲能系統(tǒng)投資成本處于高位。D7tesmc
資料來源：招商銀行研究院
圖24：儲能系統(tǒng)設(shè)備成本構(gòu)成
未來儲能系統(tǒng)投資成本仍有較大下降空間。首先儲能電芯的上游原材料電池級碳酸鋰的價(jià)格在今年一季度開始出現(xiàn)較大的下降幅度，預(yù)期二季度左右價(jià)格會觸底企穩(wěn)，儲能系統(tǒng)成本較過去下降顯著。其次儲能PCS的核心IGBT國內(nèi)廠商已經(jīng)部分實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)替代，IGBT供給緊缺的問題較過去也存在邊際好轉(zhuǎn)，國內(nèi)廠商的產(chǎn)品開始逐步具備性價(jià)比優(yōu)勢。疊加國內(nèi)儲能市場需求端放量，儲能系統(tǒng)規(guī)?；当究善?。根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，未來 5 年儲能系統(tǒng)成本有望降低30%，未來10年儲能成本有望降低至 1.0-1.2 元/Wh。D7tesmc
圖25：電池級碳酸鋰價(jià)格變化情況（元/噸）
圖26：儲能系統(tǒng)設(shè)備成本下降曲線預(yù)測情況
3.2 峰谷價(jià)差拉大和投資成本下降對于項(xiàng)目IRR的敏感性分析D7tesmc
我們以浙江某工商業(yè)儲能項(xiàng)目為例測算其IRR水平，以及其對于系統(tǒng)投資成本下降和峰谷價(jià)差拉大兩者的敏感性分析。D7tesmc
項(xiàng)目基本假設(shè)如下：（1）預(yù)設(shè)條件：浙江省新建3MW-6.88MWh用戶側(cè)儲能系統(tǒng)，工廠白天負(fù)荷穩(wěn)定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足儲能充電需求；（2）運(yùn)行電價(jià)：項(xiàng)目運(yùn)行電價(jià)按大工業(yè)電價(jià)考慮：1.22元尖峰，1.00元高峰，0.29元低谷；（3）運(yùn)行模式：考慮工廠休息及設(shè)備檢修，儲能設(shè)備每年運(yùn)行330天，每天進(jìn)行兩次充放電，第一次在夜間谷價(jià)充電，在上午尖峰電價(jià)放電2小時(shí)，第二次在午間谷價(jià)充電2小時(shí)，在下午尖峰電價(jià)放電2小時(shí)；（4）收益計(jì)算：放電深度（DOD）考慮90%，充放電效率均考慮93%，壽命考慮為11年，運(yùn)維費(fèi)用按每年1%計(jì)算；（5）投資成本：項(xiàng)目總投資按2元/Wh計(jì)算，預(yù)計(jì)投資1376萬元。按項(xiàng)目預(yù)設(shè)條件，建設(shè)3MW-6.88MWh儲能系統(tǒng)10kV接入，總投資需要1376萬元。每天2充2放，一年運(yùn)行660次情況下，項(xiàng)目壽命期為11年?？鄢\(yùn)維費(fèi)用，11年累計(jì)收益約為2927萬元，內(nèi)部收益率（IRR）為16.45%，預(yù)計(jì)5年可以收回投資。D7tesmc
表9：浙江某工商業(yè)儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性測算
資料來源：晶科能源、招商銀行研究院
儲能投資成本下降和峰谷價(jià)差拉大二者對全投資IRR的影響相比，投資成本下降更加敏感。根據(jù)敏感性分析：當(dāng)峰谷價(jià)差固定在1.00元/KWh時(shí)，浙江該工商業(yè)分布式儲能項(xiàng)目的儲能投資成本降至1.90 元/Wh，項(xiàng)目全投資IRR 有望提高至 20%，儲能系統(tǒng)的投資成本每下降0.1元/Wh，對應(yīng)項(xiàng)目全投資IRR提升約2-3個(gè)百分點(diǎn)；當(dāng)儲能投資成本固定在2.00元/Wh時(shí)，浙江該工商業(yè)分布式儲能項(xiàng)目峰谷價(jià)差拉大至1.05元/KWh，項(xiàng)目全投資IRR有望增加至20%，峰谷價(jià)差每增加0.05元/KWh，項(xiàng)目全投資IRR提升約1-2個(gè)百分點(diǎn)。D7tesmc
表 10：儲能系統(tǒng)投資成本與峰谷價(jià)差對于儲能項(xiàng)目全投資 IRR 敏感性分析
責(zé)編：Momoz
