多因素助力工商业储能经济性提升，2023 年有望成为工商业储能元年。
工商业储能的收益模式主要为峰谷价差套利，两充两放下经济性凸显。 以江苏省为例，假设：1）装机规模 500kw，连续运行时长 2h；2）储能单位投资成本为 1.7 元/wh；3）循环次数 6000 次、年运行天数 330 天；4）运营年限为 20 年，两充两放在 第 10 年更换电池；5）放电深度 90%、充放电效率 92%；6）一充一放与两充两放下年衰 减系数分别为 1.3%、2.5%（对应 10 年换一次电池），其中两充两放为峰谷循环、峰平循环； 7）融资成本为 5%；8）峰谷价差幅度为 0.84 元/kWh。
根据以上假设，我们测算得到：1）一充一放下工商业储能 IRR 达 6.93%、LCOS 为 0.76 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 为 16.29%、LCOE 为 0.44 元/kWh。2）从敏感性分 析看，其他条件不变，在 1.7 元/Wh 的 EPC 成本下，当峰谷价差大于 0.86 元时，一充一放 下工商业储能 IRR 便可达到 8%，当峰谷价差大于 0.64 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 达到 8%，具有经济性。3）工商业储能对峰谷价差敏感性较高，峰谷价差提升 0.1 元 /kWh，IRR 提升约 5%。 考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7 元 /kWh（介于 0.60-0.78 元/kWh）以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的 经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。
我们判断 23 年有望成为工商业储能的发展元年，主要原因 23 年工商业储能的经济性有望 大幅提升。工商业储能下游主要为工商业企业，投资是否具有经济性是工商业需求的核心 因素之一，而 2023 年工商业储能经济性或将显著提升： 1、收益端：预计峰谷电价差距将 进一步拉大，分时电价机制也将得到完善，这可能为工商业储能提供更大的经济收益。2、 成本端：由于碳酸锂等原材料价格的大幅下降以及制造业成本的持续下降，预计工商业储 能的投资成本将大幅降低。此外，其他成本方面也仍然具有降低的空间。3、政策端：预计 政府将进一步推进工商业储能的建设，包括提供补贴政策、调整输配电价政策，以及推广 隔墙售电等政策措施。4、应急需求：在可能出现的顶峰缺电形势下，工商业储能有望保证 电力供应的稳定，满足紧急需求。
全国峰谷价差大于 0.7 元/kWh 的省份已达 19 个，且价差呈扩大 趋势。数量变化上， 2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我国峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省份从 16 个增加至 19 个。价差变化上，共有 20 个地区的峰谷价差增大，如江西省从 0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山东省从 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。
各地分时电价政策不断完善，实现两充两放的省份不断增加。为鼓励工商业用户改变用电 模式，多地动态调整完善工商业用户分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。当前大部 分地区设置两个高峰时段，能够进行两充两放。广东、江苏、山东、浙江、河南、河北等 地在个别月份出台尖峰电价，江苏试行工业用电重大节日深谷价，多地高耗能企业电价涨 至1.5倍，在实现两充两放之外进一步扩大套利空间。以广东省7-9月为例，10:00-11:00、 14:00-15:00、17:00-19:00 为高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 为尖峰段，可在 0:00- 8:00 谷时及 12:00-14:00 平时充电，高峰/尖峰放电。两充两放提高储能利用率、增加套利收入、缩短投资回报期，其经济性使得工商业储能投资更具吸引力。叠加峰谷价差持续拉 大趋势，储能套利空间广阔，收益有望进一步提升。
电芯占储能系统成本比重 60%，其正极主要材料为碳酸锂。在储能系统中，电芯是最大的 成本支出，降本空间广阔，主要由正负极材料、电解液、隔膜等组成。原材料成本占电芯 成本比重 87.3%，其中半数为正极材料。碳酸锂作为正极关键材料，据 SMM 统计，占储 能电芯成本高达 30%-40%。
碳酸锂价格进入下行通道，储能装机成本降低。2022 年碳酸锂价格大涨，11 月下旬一度 高达 57 万元/吨，储能电池价格随之高涨，较 2021 年同期涨幅超一倍。2023 年 Q1 随国内 盐湖和云母提锂释放产能、全球锂矿企业竞争加剧，碳酸锂价格进入下行通道，传导至下 游储能系统，利好储能规模化发展。当前碳酸锂价格反弹回升、尚未企稳，或将震荡波动， 未来随着供给端产能逐渐释放，碳酸锂价格仍有下降空间。
碳酸锂价格每下降 5 万元/吨，两充两放下 IRR 提升约 0.5%。我们按照 55 万元/吨的碳酸 锂价格测算电芯为 0.918 元/Wh，储能 EPC 价格为 2.00 元/Wh。碳酸锂价格每下降 5 万元 /吨，电芯价格下降 0.029 元/Wh，两充两放下储能 IRR 提升约 0.5%。当碳酸锂价格从 55 万元/吨跌至 25 万元/吨，IRR 将从 10.7%提升至 13.7%。 制造业降本为常态，其他成本仍具有降本空间。除碳酸锂价格下降带来的成本下降之外， 制造业会随着规模效应、技术不断成熟/更迭，成本持续下降，因此我们认为储能系统价格 成本下降空间较大，有望进一步带来储能的收益率提升。
多地用户侧储能补贴落地，补贴方向与分布式光伏结合。2022 年全年各地共发布 20 项储 能补贴政策，涉及放电补贴、容量补贴与投资补贴，体现出与分布式光伏相结合的方向特 点，是地方产业招商的重点项目。补贴政策直接降低初始投资、有望增加投资收益，提升 工商业储能经济性。其中浙江、江苏、四川、广东等地政策出台密集，浙江省龙港市放电 补贴力度最大，高达 0.8 元/千瓦时。
“隔墙售电”在浙江率先破局，有望落地开花促成共享用户侧储能模式。“隔墙售电”指分 布式能源可以直接通过配电网将电能销售给周边用户，省去先低价卖给电网、再由用户从 电网高价买回的过程。2017年 10月 31日，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》 文件出台，标志着“隔墙售电”在我国正式启动。2022 年 9 月 29 日，浙江省颁布《浙江省 电力条例》，提出分布式发电企业可以与周边用户按规定直接交易，成为首个“隔墙售电” 政策落地省份。2023 年 3月宁夏、广东先后出台政策，积极推行“隔墙售电”模式。“隔墙 售电”给工商业储能带来共享储能的发展新机遇，可以视用户分布与储能归属分为私有储 能共享模式、资源再分配模式、公共储能共享模式、云储能模式。资源方面，全民参与的 共享储能模式整合了负荷侧储能、提供灵活性资源；收益方面，降低了储能投资成本、拓 宽业主或运营商盈利边界。随着“隔墙售电”与共享储能发展完善，工商业储能未来规模 可期。
1）私有储能共享模式：适合用户数量少且均配备储能的情况。此模式下储能设备所有权仍 归用户所有，用户间可以交易储能设备的闲置容量，将其视作可调动的灵活性电力资源。 2）资源再分配模式：适合用户数量多且均配备储能的情况。此模式下将区域用户储能相连 接，实现容量共享，按容量需求再分配用户对储能设备的所有权。 3）公共储能共享模式：适合邻近的商业楼宇、工业园区。同一供电区域下的用户集资投资 或由投资方出资建储，由共享储能运营商统一管理、统一供电。 4）云储能模式：适合广域范围的工商业用户。云储能将分散的用户侧储能集中在云端，由 云储能提供商建设、调度和维护，摆脱传统模式对距离的限制，不仅能在邻近范围内实现 共享，亦可满足广域范围用户需求。 我们认为若“隔墙售电”促成用户侧共享储能模式，工商业储能有望规模化降本，增加管 理效率，还有望创造辅助服务收益的可能性，进而促进未来工商业储能的规模化发展。
限电政策频发，限电损失催生工商业用户对电力保供需求。2021 年受煤电价格倒挂导致发 电意愿大降、“能耗双控”目标驱动，全国大范围限电，严控高能耗高污染行业用电。 2022 年高温高旱天气持续时间长、用电需求激增，多地发布有序用电方案，四川、重庆两 地要求辖区内工业企业放高温假。限电甚至停电导致工商业企业减产、收益下滑，停电重 启成本高昂的企业将蒙受更大损失。在此背景下，限电受损严重的工商业企业对于保障用 电安全的需求迫切。 储能用作后备电源，有效保证供电稳定性。在用电连续性要求高的场景下，储能系统可先 储存新能源发电设备余电或通过电力系统充电，在电网限电停电时替代传统 UPS 电源作为 备用电源，为工商业用户提供紧急用电支持，保障用电稳定性、维持正常经营。
