查浩

儲(chǔ)能行業(yè)的大背景是：2022年新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)快速增長，2023年鋰電儲(chǔ)能成本快速下降。

2022年中國新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)容量7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比增長200%，能量規(guī)模同比增長280%，占全球新增新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量36%。2022年我國儲(chǔ)能裝機(jī)主要以發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)為主，新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)成為主要原因，但2022年裝機(jī)量仍受到光伏組件和電芯價(jià)格雙高影響，并未充分放量。

2022年底以來，供需持續(xù)改善導(dǎo)致鋰價(jià)迅速下降，帶動(dòng)儲(chǔ)能電芯價(jià)格下降，據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)23年4月儲(chǔ)能系統(tǒng)招標(biāo)價(jià)格已下降至約1.25元/Wh，儲(chǔ)能平均EPC價(jià)格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC價(jià)格已有大幅下降。

大儲(chǔ)已具備經(jīng)濟(jì)性

從應(yīng)用場景看，2022年儲(chǔ)能應(yīng)用場景仍以新能源配儲(chǔ)及電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能為主。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)口徑，截至2022年底，已投運(yùn)的電化學(xué)儲(chǔ)能電站累計(jì)裝機(jī)主要分布在電源側(cè)，占比達(dá)48.4%，其次為電網(wǎng)側(cè)38.72%和用戶側(cè)12.88%。2022年各應(yīng)用場景新增裝機(jī)占比基本保持不變，電源側(cè)占比49.24%，其次為電網(wǎng)側(cè)43.13%和用戶側(cè)7.63%。從具體場景看，新能源配儲(chǔ)為電源側(cè)主要場景，獨(dú)立儲(chǔ)能為電網(wǎng)側(cè)主要場景。

國內(nèi)大儲(chǔ)與工商業(yè)儲(chǔ)能盈利預(yù)期改善，投資經(jīng)濟(jì)性提升。國內(nèi)大儲(chǔ)成本受益于鋰價(jià)下跌而降低，同時(shí)硅料價(jià)格下跌導(dǎo)致光伏組件價(jià)格逐步回歸理性，疊加大基地開工建設(shè)，國內(nèi)大儲(chǔ)有望憑借強(qiáng)制配儲(chǔ)政策迎來放量。新能源消納壓力下各地繼續(xù)推行儲(chǔ)能政策，包括儲(chǔ)能容量租賃、容量補(bǔ)償、調(diào)峰補(bǔ)償?shù)仁找嬲?。山東省考慮現(xiàn)貨價(jià)差0.3元/kWh的情況下大儲(chǔ)全投資IRR已達(dá)到6%，大儲(chǔ)已初步具備經(jīng)濟(jì)性。

峰谷價(jià)差拉大：對(duì)應(yīng)儲(chǔ)能盈利能力增強(qiáng)

可以測算的是，2022年碳酸鋰價(jià)格持續(xù)上漲，一度漲至11月高點(diǎn)59萬元/噸。2023年以來碳酸鋰價(jià)格快速下行，截至目前國內(nèi)電池級(jí)碳酸鋰市場成交價(jià)均價(jià)跌至25萬元/噸，帶動(dòng)電芯及終端招標(biāo)價(jià)格下降。據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2023年4月儲(chǔ)能系統(tǒng)招標(biāo)價(jià)格已下降至約1.25元/Wh，儲(chǔ)能EPC價(jià)格已低于1.8元/Wh，相比2022年普遍超2元/Wh的EPC價(jià)格已有大幅下降。此外，由于鋰價(jià)下降向下游傳導(dǎo)有一定延遲，預(yù)計(jì)短期內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格仍將呈下降趨勢。電池及系統(tǒng)成本的下降將有力激發(fā)下游投資建設(shè)儲(chǔ)能的積極性，有力推動(dòng)大儲(chǔ)項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)程，加大投資工商業(yè)儲(chǔ)能意愿。

峰谷價(jià)差拉大工商業(yè)儲(chǔ)能盈利能力增強(qiáng)，自2021年7月26日國家出臺(tái)政策完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制以來，各地峰谷價(jià)差逐漸拉大，成為工商業(yè)儲(chǔ)能收益的主要來源。截止2023年6月，全國共有17個(gè)省尖/峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，其中6個(gè)省尖/峰谷價(jià)差超過0.9元/kWh，加上兩充兩放策略得以實(shí)現(xiàn)以及上游價(jià)格下降，使得工商業(yè)儲(chǔ)能初步具備盈利可能。我們測算兩充兩放平均價(jià)差為0.7元/kWh時(shí)，第三方運(yùn)營商的全投資IRR可達(dá)到6.9%，基本具備投資潛力。

需求側(cè)響應(yīng)成為重要推手

持續(xù)缺電助長工商業(yè)儲(chǔ)能需求，需求側(cè)響應(yīng)可能成為重要推手。此外，近幾年持續(xù)出現(xiàn)的缺電問題暴露出我國部分地區(qū)系統(tǒng)備用率不足、高峰時(shí)段供電能力下降等問題，停電限電直接影響企業(yè)生產(chǎn)，一定程度上助長工商業(yè)儲(chǔ)能需求。但過去我國用電偏計(jì)劃性質(zhì)，在供電能力不足時(shí)通常采用有序用電方式，儲(chǔ)能難以發(fā)揮作用。新版需求響應(yīng)管理辦法提出，有序用電將在需求側(cè)響應(yīng)后仍無法保證電力安全時(shí)啟用。一方面工商業(yè)儲(chǔ)能可以參與需求響應(yīng)獲取額外收益提高經(jīng)濟(jì)性，更重要的是需求側(cè)響應(yīng)大規(guī)模推廣標(biāo)志著采用經(jīng)濟(jì)激勵(lì)等市場化手段決定用電次序成為可能，工商業(yè)儲(chǔ)能解決缺電進(jìn)而保證工商業(yè)生產(chǎn)的重要作用得以發(fā)揮。

電價(jià)改革落地：測算收益大幅提高

輸配電價(jià)改革鼓勵(lì)用戶進(jìn)行需量管理，新增潛在重要收益來源。

圖：單月新增招標(biāo)裝機(jī)容量（MWh）

資料來源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，儲(chǔ)能與電力市場，申萬宏源研究

2023年5月15日第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及改革落地，其中比較關(guān)鍵的點(diǎn)有：（1）普遍提高容（需）量電價(jià)，降低電量電價(jià)；（2）給與優(yōu)惠條款：每月每千伏安用電量達(dá)到260千瓦時(shí)及以上的，當(dāng)月需量電價(jià)按本通知核定標(biāo)準(zhǔn)90%執(zhí)行。這兩項(xiàng)政策指向性十分明確，即采用經(jīng)濟(jì)手段推動(dòng)工商業(yè)用戶對(duì)其最高用電負(fù)荷進(jìn)行管理。工商業(yè)儲(chǔ)能則是在不大規(guī)模改變用戶用電習(xí)慣前提下進(jìn)行需量管理的最佳手段之一。我們測算根據(jù)優(yōu)惠條款，最大可將工商業(yè)儲(chǔ)能全投資IRR從6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。當(dāng)然由于需量管理會(huì)改變充放電策略進(jìn)而導(dǎo)致峰谷價(jià)差套利部分收益降低，使得實(shí)際收益率提升難以達(dá)到理論計(jì)算，但不論如何，新的需量電費(fèi)規(guī)則為工商業(yè)儲(chǔ)能提供了可能的額外收益，也提高了用戶側(cè)提高需量管理的意愿，進(jìn)而降低電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。

重點(diǎn)關(guān)注三個(gè)方向

從上面的分析，我們對(duì)于投資的分析意見是：收益率是儲(chǔ)能大規(guī)模發(fā)展的核心指標(biāo)，目前成本端電芯價(jià)格持續(xù)下降，收益端則持續(xù)改善，儲(chǔ)能收益率快速上升。此前我國儲(chǔ)能主要以發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)為主，今年在多方因素加持下，工商業(yè)儲(chǔ)能可能成為重要增長點(diǎn)，需求側(cè)響應(yīng)等市場化機(jī)制的推進(jìn)有望成為工商業(yè)儲(chǔ)能大規(guī)模應(yīng)用的重要推手。

建議關(guān)注以下方向：（1）工商業(yè)儲(chǔ)能運(yùn)營環(huán)節(jié)：南網(wǎng)能源、芯能科技、安科瑞等；（2）工商業(yè)儲(chǔ)能設(shè)備環(huán)節(jié)：南網(wǎng)科技、林洋能源、派能科技、德業(yè)股份、雙杰電氣、科林電氣等；（3）有望從傳統(tǒng)業(yè)務(wù)切入工商業(yè)儲(chǔ)能的公司：蘇文電能、四方股份、思源電氣、金冠電氣等。