行业及产业行业研究/行业深度证券研究报告公用事业/电力2023年06月06日大储回报机制有望理顺电改及缺电背景下工商业储能迎来爆发看好——储能行业系列报告之一证券分析师查浩A0230519080007zhahao@swsresearch.com联系人戴映炘(8621)23297818×daiyx@swsresearch.com22年新型储能新增装机快速增长，23年锂电储能成本快速下降。2022年中国新型储能新增装机容量7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%，占全球新增新型储能装机容量36%。22年我国储能装机主要以发电侧和电网侧为主，新能源强制配储成为主要原因，但22年装机量仍受到光伏组件和电芯价格双高影响，并未充分放量。22年底以来，供需持续改善导致锂价迅速下降，带动储能电芯价格下降，据CNESA统计23年4月储能系统招标价格已下降至约1.25元/Wh，储能平均EPC价格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC价格已有大幅下降。国内大储与工商业储能盈利预期改善，投资经济性提升。国内大储成本受益于锂价下跌而降低，同时硅料价格下跌导致光伏组件价格逐步回归理性，叠加大基地开工建设，国内大储有望凭借强制配储政策迎来放量。新能源消纳压力下各地继续推行储能政策，包括储能容量租赁、容量补偿、调峰补偿等收益政策。山东省考虑现货价差0.3元/kWh的情况下大储全投资IRR已达到6%，大储已初步具备经济性。峰谷价差拉大工商业储能盈利能力增强，自2021年7月26日国家出台政策完善分时电价机制以来，各地峰谷价差逐渐拉大，成为工商业储能收益的主要来源。截止2023年6月，全国共有17个省尖/峰谷价差超过0.7元/kWh，其中6个省尖/峰谷价差超过0.9元/kWh，加上两充两放策略得以实现以及上游价格下降，使得工商业储能初步具备盈利可能。我们测算两充两放平均价差为0.7元/kWh时，第三方运营商的全投资IRR可达到6.9%，基本具备投资潜力。持续缺电助长工商业储能需求，需求侧响应可能成为重要推手。此外，近几年持续出现的缺电问题暴露出我国部分地区系统备用率不足、高峰时段供电能力下降等问题，停电限电直接影响企业生产，一定程度上助长工商业储能需求。但过去我国用电偏计划性质，在供电能力不足时通常采用有序用电方式，储能难以发挥作用。新版需求响应管理办法提出，有序用电将在需求侧响应后仍无法保证电力安全时启用。一方面工商业储能可以参与需求响应获取额外收益提高经济性，更重要的是需求侧响应大规模推广标志着采用经济激励等市场化手段决定用电次序成为可能，工商业储能解决缺电进而保证工商业生产的重要作用得以发挥。输配电价改革鼓励用户进行需量管理，新增潜在重要收益来源。2023年5月15日第三监管周期省级电网输配电价及改革落地，其中比较关键的点有：（1）普遍提高容（需）量电价，降低电量电价；（2）给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。这两项政策指向性十分明确，即采用经济手段推动工商业用户对其最高用电负荷进行管理。工商业储能则是在不大规模改变用户用电习惯前提下进行需量管理的最佳手段之一。我们测算根据优惠条款，最大可将工商业储能全投资IRR从6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。当然由于需量管理会改变充放电策略进而导致峰谷价差套利部分收益降低，使得实际收益率提升难以达到理论计算，但不论如何，新的需量电费规则为工商业储能提供了可能的额外收益，也提高了用户侧提高需量管理的意愿，进而降低电力系统调节压力。投资分析意见：收益率是储能大规模发展的核心指标，目前成本端电芯价格持续下降，收益端则持续改善，储能收益率快速上升。此前我国储能主要以发电侧和电网侧为主，今年在多方因素加持下，工商业储能可能成为重要增长点，需求侧响应等市场化机制的推进有望成为工商业储能大规模应用的重要推手。建议关注以下方向：（1）工商业储能运营环节：南网能源、芯能科技、安科瑞等；（2）工商业储能设备环节：南网科技、林洋能源、派能科技、德业股份、双杰电气、科林电气等；（3）有望从传统业务切入工商业储能的公司：苏文电能、四方股份、思源电气、金冠电气等。风险提示：现货市场推进不及预期，主要省份峰谷价差逐渐缩小，上游锂等原材料价格上涨。请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第2页共30页简单金融成就梦想投资案件结论和投资分析意见收益率是储能大规模发展的核心指标，目前成本端电芯价格持续下降，收益端则持续改善，储能收益率快速上升。此前我国储能主要以发电侧和电网侧为主，今年在多方因素加持下，工商业储能可能成为重要增长点，需求侧响应等市场化机制的推进有望成为工商业储能大规模应用的重要推手。建议关注以下方向：（1）工商业储能运营环节：南网能源、芯能科技、安科瑞等；（2）工商业储能设备环节：南网科技、林洋能源、派能科技、德业股份、双杰电气、科林电气等；（3）有望从传统业务切入工商业储能的公司：苏文电能、四方股份、思源电气、金冠电气等。原因及逻辑（1）上游成本大幅下降。22年底以来，供需持续改善导致锂价迅速下降，带动储能电芯价格下降，据统计23年4月储能系统招标价格已下降至约1.25元/Wh，储能EPC平均价格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC价格已有大幅下降。（2）峰谷电价维持高位，收益侧持续改善。新能源消纳压力下各地继续推行储能政策，包括储能容量租赁、容量补偿、调峰补偿等收益政策。自2021年7月26日国家出台政策完善分时电价机制以来，各地峰谷价差逐渐拉大，成为工商业储能收益的主要来源。截止2023年6月，全国共有17个省尖/峰谷价差超过0.7元/kWh。（3）用电侧市场化加速。需求侧响应是指电力用户根据价格或激励措施暂时改变其用电行为，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行、抑制电价上升的短期行为。近些年各地需求侧响应改革加速，可能逐渐放弃以往有序用电模式，工商业储能价值显现。有别于大众的认识（1）市场未注意到2023年工商业储能的潜在快速增长。市场普遍认为工商业储能占储能比例太小。我们认为随着23年以来上游锂价大幅下挫，以及峰谷价差的拉大与同比增长，投资工商业储能的经济性大幅增长，投资回收期也相应缩短，我们预计2023年工商业储能将迎来快速增长。（2）市场低估了需求侧响应的意义。市场化普遍认为需求侧响应本身收益方式有不确定性，单靠需求侧响应难以支撑储能收益要求。但我们认为需求侧响应的推进更多标志着缺电情况下用电将由计划性质的有序用电转为市场化方式，工商业储能解决企业高峰期用电问题带来的潜在收益远大于节约电价本身。（3）市场低估了需量电价管理带来的潜在收益。我们测算采用工商业储能进行需量管理有望将工商业储能IRR提高10pct以上。虽然受显示因素影响实际收益无法达到理论测算，但也展现了需量管理的潜在收益。WUEVoMnQoRvNmRrPpPmOrM6McM9PtRnNoMtQfQoOsMlOpPxP8OpPxOvPrMsQxNnOvM行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第3页共30页简单金融成就梦想1.22年强配储能为增长主要推手23年储能迎来成本下降....61.1储能装机快速增长，锂电池储能发展迅速..............................................61.22022年装机以表前为主，强制配储政策为主要原因...........................71.3储能上游价格较2022年下降显著成本端压力开始缓解.....................92.23年国内大储盈利预期改善大基地加速储能受益装机增长112.1大储盈利模式逐渐清晰，盈利预期改善...............................................112.2新能源装机量大增，带动大储快速放量...............................................143．工商业储能盈利性大幅增强需求响应政策扩展应用领域163.1峰谷价差拉大，工商业储能投资回收期缩短.......................................183.2电改推动需求侧资源发展工商业储能成关键环节..............................233.3输配电价改革鼓励用户进行需量管理新增潜在重要收益来源..........254．关键结论与投资分析意见.................................................28目录行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第4页共30页简单金融成就梦想图表目录图1：2011-2022全球新型储能累计装机规模...............................................6图2：2011-2022中国新型储能累计装机规模...............................................6图3：2022年全球新增投运新型储能项目地区分布........................................6图4：2000-2021年中国储能市场累计装机技术路线占比..............................7图5：2000-2022年中国储能市场累计装机技术路线占比..............................7图6：电化学储能项目装机应用场景分布（截止2022年底累计占比）.............7图7：电化学储能项目装机应用场景分布（2022年新增占比）.......................7图8：2022储能项目招标及其应用领域分布（MWh）..................................8图9：2022年已并网储能项目地域分布（MWh）.........................................8图10：碳酸锂现货价格（万元/吨）............................................................10图11：精炼锂供需预测..............................................................................10图12：多晶硅致密料现货平均价（元/kg）.................................................14图13：单面单玻组件均价（元/W）............................................................14图14：单月新增招标装机容量（MWh）.....................................................15图15：2022年储能招标区域分布...............................................................15图16：2023E-2027E新型储能新增投运规模预测（保守场景）（MW）.......15图17：2023E-2027E新型储能新增投运规模预测（理想场景）（MW）.......15图18：2023年我国电力供需形势预测........................................................17图19：2024年我国电力供需形势预测........................................................17图20：业主自建工商业储能模式.................................................................18图21：合同能源管理模式建工商业储能.......................................................18图22：30省市一般工商业10kV平均尖/峰谷价差（元/kWh）...................20图23：22-23年1-6月一般工商业10kV尖/峰谷价差（元/kWh）.............20图24：2023年6月各省尖/峰谷价差排名（元/kWh）...............................20图25：主要省份尖/峰谷价差维持高位（元/kWh）......................................20图26：甘肃分时电价设置示意图（元/kWh）..............................................23图27：浙江分时电价设置示意图（元/kWh）..............................................23行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第5页共30页简单金融成就梦想图28：广东分时电价设置示意图（元/kWh）..............................................23图29：山东分时电价设置示意图（元/kWh）..............................................23表1：各省强制配储政策整理........................................................................8表2：各省储能收益机制政策汇总................................................................11表3：山东100MW/200MWh独立储能经济性测算基本假设......................13表4：山东100MW/200MWh独立储能电站收益测算（MWh，万元）......13表5：我国2022-2030年负荷平衡缺口测算（夏季晚高峰，亿千瓦，计算备用率，用备用率变化趋势反映负荷紧缺程度，抽水蓄能装机按国家规划）....................16表6：工商业储能盈利模式..........................................................................19表7：典型工商业储能收益率测算取值（第三方运营模式）...........................21表8：典型5MW/10MWh工商业储能峰谷套利收益测算（第三方运营商模式）21表9：需求侧响应在保障供应方面具有明显成本优势.....................................24表10：《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》中关于需求侧响应的要点.....24表11：第三监管周期各省需（容）量电价及电量电价变动表（元/千瓦时·月、元/千瓦时）...........................................................................................................25表12：浙江省110kV/25MW工业用户基本假设........................................26表13：工商业控制用电负荷节约需量电费收益率计算...................................26表14：电力设备重点公司估值表（均采用人民币）......................................29行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第6页共30页简单金融成就梦想1.22年强配储能为增长主要推手23年储能迎来成本下降1.1储能装机快速增长，锂电池储能发展迅速2022年中国累计新型储能装机13.1GW/27.1GWh。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）截至2022年底数据，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW。其中，新型储能累计装机规模达45.7GW，同比增长率达80%。中国已投运电力储能项目装机规模59.8GW。其中，新型储能累计装机规模达13.1GW/27.1GWh，功率规模同比增长128%，能量规模同比增长141%。2022年中国新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，居世界第一。2022年中国新增投运电力储能项目达16.5GW。其中，新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。从地区看，中国是2022年全球新型储能项目新增占比最大的市场，占比高达36%。图1：2011-2022全球新型储能累计装机规模图2：2011-2022中国新型储能累计装机规模资料来源：中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究资料来源：中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究图3：2022年全球新增投运新型储能项目地区分布资料来源：中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究25,36645,7490%20%40%60%80%100%120%140%01000020000300004000050000装机规模（MW）同比yoy（%）5,73013,0770%20%40%60%80%100%120%140%160%180%02000400060008000100001200014000装机规模（MW）同比yoy（%）36%26%24%4%3%3%2%1%中国欧洲美国澳大利亚其他日本东南亚拉美地区行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第7页共30页简单金融成就梦想2022年中国新型储能占比提升9.4%，锂离子电池增长迅速。截至2022年底，中国新型储能累计装机占所有储能累计装机比例达21.9%，同比2021年提升9.4个pct。新型储能中，锂离子电池占绝对主导地位，新增占比达97%，致使锂离子电池截至2022年的累计装机占新型储能比例同比提升4.3pct。此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。图4：2000-2021年中国储能市场累计装机技术路线占比图5：2000-2022年中国储能市场累计装机技术路线占比资料来源：中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究资料来源：中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究1.22022年装机以表前为主，强制配储政策为主要原因从应用场景看，2022年储能应用场景仍以新能源配储及电网侧独立储能为主。根据中电联统计口径，截至2022年底，已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧，占比达48.4%，其次为电网侧38.72%和用户侧12.88%。2022年各应用场景新增装机占比基本保持不变，电源侧占比49.24%，其次为电网侧43.13%和用户侧7.63%。从具体场景看，新能源配储为电源侧主要场景，独立储能为电网侧主要场景。图6：电化学储能项目装机应用场景分布（截止2022年底累计占比）图7：电化学储能项目装机应用场景分布（2022年新增占比）资料来源：中电联，申万宏源研究资料来源：中电联，申万宏源研究抽水蓄能86.3%熔融盐储热1.2%锂离子电池89.7%铅蓄电池5.9%压缩空气3.2%液流电池0.9%超级电容0.2%飞轮储能0.1%其它<0.1%新型储能12.5%抽水蓄能熔融盐储热锂离子电池铅蓄电池压缩空气液流电池超级电容飞轮储能其它抽水蓄能77.1%熔融盐储热1.0%锂离子电池94.0%铅蓄电池3.1%压缩空气1.5%液流电池1.2%超级电容0.1%飞轮储能0.1%其它<0.1%新型储能21.9%抽水蓄能熔融盐储热锂离子电池铅蓄电池压缩空气液流电池超级电容飞轮储能其它行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第8页共30页简单金融成就梦想2022年新能源配储和集采项目招标合计占比高达82%。根据储能与电力市场统计，2022年国内储能市场招标总容量超44GWh。其中完成招投标的独立储能项目共计20.93GWh，占比48%；集采项目15.13GWh，占比34%。从地域分布看，内蒙古、新疆、甘肃是可再生能源配储的主要实施地区；宁夏、山东、湖南、湖北得益于储能示范项目的推动则以独立储能为主，可再生能源配储需求主要通过租赁储能容量进行满足。图8：2022储能项目招标及其应用领域分布（MWh）图9：2022年已并网储能项目地域分布（MWh）资料来源：储能与电力市场，申万宏源研究资料来源：储能与电力市场，申万宏源研究2022年强制配储仍为装机主要推手。根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储利用率低，利用系数仅为6.1%，低于电化学储能项目平均等效系数12.2%。此外，由于2022年锂电池成本居高不下，以及储能商业模式的不明朗，各省新能源强制配储政策仍为2022年装机主要驱动力。从各省要求上看，国内主要省份强制配储要求为新能源装机规模的10-20%，连续充放电时长2-4h。表1：各省强制配储政策整理地区类型配置比例（%）配置小时内蒙古荷储一体化15%4风光一体化15%4吉林电源侧储能15%2江苏长江以南地区8%（光伏）2（光伏）长江以北地区10%（光伏）2（光伏）湖南风电15%2集中式光伏5%2山东新能源储能10%2四川风电和光伏10%2江西风电和光伏15%1天津风电15%2光伏10%2福建同步建成投产10%2未同步建成投产15%415128209311409846865集采项目独立式储能调频用户侧可再生能源储能行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第9页共30页简单金融成就梦想河北南网项目10%2北网项目15%2贵州新能源项目10%2宁夏新能源项目10%2青海非35千伏以内分散式风电项目15%2河南一类地区10%2二类地区15%2三类地区20%2甘肃河西地区10%2其他地区5%2山东（市场化并网风光项目）储能方式：制氢设备10%/20%8/4电化学储能/大型独立储能40%2海南集中式光伏10%-湖北新能源项目10%2陕西陕北地区（集中式风电）10%2关中地区+延安市（集中式光伏）10%2榆林市（集中式光伏）20%2辽宁风电15%4光伏15%3安徽电化学储能（市场化并网）5%2山西风电+光伏10%-广西市场化并网陆上风电20%2市场化并网光伏发电15%2浙江杭州光伏及风电10-20%-上海风电20%4新疆喀什地区光伏-2资料来源：各政府官网，申万宏源研究1.3储能上游价格较2022年下降显著成本端压力开始缓解供需格局趋缓，推动锂价快速下跌。供给端，在2022年高锂价刺激下，各企业争相投资扩产，澳洲锂矿扩产、南美盐湖产能扩张、国内锂资源开发加快。根据上海有色网数据，中国碳酸锂产能已有约54万吨，产量34万吨，同比增长39.1%。需求端，新能源汽车需求增速放缓导致对锂资源需求放缓。同时，一季度消费者对于特斯拉等车厂的降价预期致使观望情绪发酵，进一步助推锂需求放缓。即便近期观望情绪有所减弱，难改供需格局趋势。根据天齐锂业招股书，23年精炼锂供给将超过需求，并且未来5年供给过剩情况将持续扩大。供过于求局面下，锂价顺应下跌。锂价快速下滑，电池成本压力有所缓解，带动储能系统价格降低。2022年碳酸锂价格持续上涨，一度涨至11月高点59万元/吨。2023年以来碳酸锂价格快速下行，截至目前国内电池级碳酸锂市场成交价均价跌至25万元/吨，带动电芯及终端招标价格下降。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第10页共30页简单金融成就梦想据CNESA统计23年4月储能系统招标价格已下降至约1.25元/Wh，储能EPC价格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC价格已有大幅下降。此外，由于锂价下降向下游传导有一定延迟，预计短期内储能系统价格仍将呈下降趋势。电池及系统成本的下降将有力激发下游投资建设储能的积极性，有力推动大储项目建设进程，加大投资工商业储能意愿。图10：碳酸锂现货价格（万元/吨）图11：精炼锂供需预测资料来源：iFind，申万宏源研究资料来源：天齐锂业H股招股书，申万宏源研究01020304050602021-01-042021-02-092021-03-242021-04-302021-06-102021-07-192021-08-242021-10-082021-11-152021-12-212022-01-272022-03-112022-04-202022-05-312022-07-072022-08-122022-09-202022-11-022022-12-082023-01-162023-02-282023-04-062023-05-17行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第11页共30页简单金融成就梦想2.23年国内大储盈利预期改善大基地加速储能受益装机增长2.1大储盈利模式逐渐清晰，盈利预期改善政策明确独立市场主体地位，储能盈利模式逐渐清晰。2022年6月发改委印发《“十四五”可再生能源发展规划》，规划明确了储能独立市场地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制。独立储能开始可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，进一步细化了独立储能参与电力市场的盈利方式。各地纷纷出台“共享储能”相关政策，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，储能获利模式逐渐清晰。2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，围绕容量补偿、现货市场、辅助服务市场作出指引。2018年我国启动首批电力现货试点，本次发布的文件从全国范围内提出电力现货市场基本规则，意味着现货市场即将从试点走向全面铺开，而储能是现货市场最受益方向之一。1）进一步推行现货交易将进一步打开储能的市场空间，现货价差有望进一步拉开并直接提高储能的收益率；2）储能同样具备应急保供能力，也将是市场化容量机制的收益方之一；3）储能在参与调频辅助服务方面具有很明显的优势，逐步推进调频辅助服务和现货市场联合出清，将进一步实现调频辅助服务市场化定价，发挥储能调频优势，提高储能收益率；4）电力市场用户、负荷聚合商、虚拟电厂等广泛参与到吸纳或市场中来，储能将极大丰富上述主体参与现货市场的灵活性，预计未来用户侧市场将迎来蓬勃发展。独立储能经济性显现，收益模式主要分为两种。1）在电力现货市场未建立的地区，如青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿+容量租赁为主。2）在山东等建立了电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利+容量租赁+容量补偿为主。以山东为例，现货市场套利+容量租赁+容量补偿机制可使独立储能实现盈利。表2：各省储能收益机制政策汇总地区容量租赁容量补偿调峰补偿电费收益费用分摊机制河南200元/kWh/年电网调峰报价上限0.3元/kWh，每年调用不低于350次湖南深度调峰上限500元/MWh；紧急短时调峰上限600元/MWh充电按照燃煤标杆电价0.45元/KWh的75%计；放电按照煤电标杆电价计深度调峰服务费由深度调峰交易时段有上网电量的买方按其上网电量占比予行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第12页共30页简单金融成就梦想地区容量租赁容量补偿调峰补偿电费收益费用分摊机制以分摊青海储能与风电场、太阳能电站双边协商议价；储能参与电网调峰0.7元/kWh实时深度调峰有偿服务补偿费由省内负荷率大于等于深度调峰基准的火电厂、风电、太阳能电站按照调用时段共同分摊东北用户侧储能可与风电光伏企业协商开展双边交易，市场初期交易价格上下限为0.2、0.1元/kWh在风电场光伏电站计量出口建设的储能设施，由电储能设施投资运营方和风电光伏场站协商江苏深度调峰上限600元/MWh；市场需求时段未报价机组的临时调用价格暂按150元/MWh执行山西独立储能市场主体调峰750-950元/MWh总调峰收入由新能源企业、火电企业、批发侧用户按比例分摊新疆300元/KWh/年暂定2023年0.2元/KWh，2024年0.16元/KWh，2025年0.128元/KWh电网调度充电后，补偿0.55元/KWh；保供、安全等原因调用后补偿0.35元/KWh山东0.0991元/KWh2储能调峰上限150元/MWh，停机调峰上限400元/MWh由火电厂、风电场、光伏电站、核电电站、送入山东的跨省区联络线等共同分摊华北最高上限600元/MWh贵州储能调峰上限0.2元/kWh甘肃储能调峰上限0.5元/kWh广西160-230元/KWh调用补偿价格参照燃煤机组30-40%符合率时的调峰服务交易价格执行，下限0.396元/KWh由市场内深度调峰交易时段负荷率大于等于调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊宁夏调峰补偿标准为0.8元/kWh浙江对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh补贴陕西充电电价以当年新能源市场交易电价，给予100元/MWh充电补偿；放电电价按照燃煤火电基准电价，给予100元/MWh放电补偿资料来源：政府文件，申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第13页共30页简单金融成就梦想独立储能已初步具备盈利能力。以山东100MW/200MWh独立储能电站为例（全生命周期10年，循环次数6000次，年衰减1.5%），其储能盈利模式为现货市场套利+容量租赁+容量补偿。山东省容量租赁标准采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，假设成交价为200元/kW年，容量电价为0.0991元/kWh，假设现货市场价差维持在0.35元/kWh，年工作天数为300天，储能系统成本为1.6元/Wh，则其全投资IRR可达7.20%。表3：山东100MW/200MWh独立储能经济性测算基本假设项目取值假设功率（MW）100储能时长（h）2容量（MWh）200单位造价（元/Wh）1.6容量租赁价格（元/kW)200充放方式两充两放DoD90%年衰减率1.50%年工作天数300资本金比例30%贷款利率5%容量补偿电价（元/kWh)10%容量租赁比例100%现货价差（元/kWh）0.35充放效率88%资料来源：申万宏源研究表4：山东100MW/200MWh独立储能电站收益测算（MWh，万元）年份012345678910可用容量（MW）200197194191188185182179176173每日充放电量（MWh）360355349344338333328322317311现货市场价差收入3326327732273177312730773027297729272877容量租赁收入2000200020002000200020002000200020002000容量补偿收入(万元）10701054103810221006990974958942926合计收入6397633162656199613360676001593558695803增值税736728721713706698690683675668税后收入5661560255445486542753695311525251945136运维费用500500500500500500500500500500折旧3600360036003600360036003600360036003600利息支出10319378397366285143952701380税前利润5305656056496997558168839561036所得税132141151162175189204221239259净利润397424454487525566612662717777自由现金流-320005028496148934823475246804607453244554377偿还本息2901290129012901290129012901290129012901行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第14页共30页简单金融成就梦想资本金现金流-96002127206019921922185217791706163115541476无杠杆现金率-320004771472746834639459545524508446444204377全投资IRR7.20%资本金IRR14.67%资料来源：申万宏源研究2.2新能源装机量大增，带动大储快速放量硅料供给释放推动价格下跌，光伏装机意愿增强，大储附带受益。自2022年底，由于产业链上下博弈，硅料价格迎来大幅下挫后的反弹波动，组件价格开标项目价格也呈现出下探趋势。但短期价格博弈不改硅料产能供需格局。根据Solarzoom数据，全球硅料名义产能将从2022年底的128万吨增长至23年底的240万吨，预计23年多晶硅全球供应量约为147万吨，可支撑超400GW的交流侧装机。从产能扩张的节奏看，下半年扩张将持续加快，预计四季度的增长幅度尤其可观。因此预计2023年全年硅料价格将较22年底30万元/吨高点大幅下降，组件价格预计将回归至合理水平。而对组件价格敏感度较高的集中式电站项目预计将迎来放量，国内大储将依托强制配储政策迎来装机量增长。图12：多晶硅致密料现货平均价（元/kg）图13：单面单玻组件均价（元/W）资料来源：PVInfoLink，申万宏源研究资料来源：PVInfoLink，申万宏源研究22年下半年大储招标提速，风光大基地贡献较大。2022年6月国家发改委、能源局等发布《“十四五”可再生能源规划》明确新型储能可作为独立储能参与电力市场后，大储逐步具备盈利预期，大储招标随即加速。从招标主要贡献地区看，新疆、内蒙古、山东、宁夏等风光基地集中地区提供了大部分储能招标量。0501001502002503003502021-01-062021-02-172021-03-312021-05-122021-06-232021-08-042021-09-152021-10-272021-12-082022-01-192022-03-092022-04-202022-06-082022-07-202022-08-312022-10-122022-11-232023-01-042023-02-222023-04-052023-05-241.501.601.701.801.902.002.102.202021/1/62022/1/62023/1/6单晶166组件单晶182组件单晶210组件行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第15页共30页简单金融成就梦想图14：单月新增招标装机容量（MWh）图15：2022年储能招标区域分布资料来源：北极星储能网，储能与电力市场，申万宏源研究资料来源：北极星储能网，储能与电力市场，申万宏源研究推动风光大基地开工，储能装机预计进一步受益。2023年4月12日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，指出推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展；稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏，大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。随着风光大基地的推动，预计储能将通过配储形式受益增长。2023年储能装机预计将达16GW。《2023年能源工作指导意见》指出2023年全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦。若按10%，2小时粗略计算，则预计2023年储能将新增16GW/32GWh，同比增长119%/101%。根据CNESA的预测，未来五年预计保守场景下年均新增储能装机16.8GW，理想场景下年均新增储能装机25.1GW。图16：2023E-2027E新型储能新增投运规模预测（保守场景）（MW）图17：2023E-2027E新型储能新增投运规模预测（理想场景）（MW）资料来源：中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究资料来源中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究36636061899628563837311769697497441656925304222269671750100020003000400050006000700080001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022202314.9%9.5%8.9%7.6%6.8%5.6%5.4%5.0%4.7%4.4%27.2%新疆内蒙古山东宁夏山西广东浙江甘肃北京广西其他行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第16页共30页简单金融成就梦想3．工商业储能盈利性大幅增强需求响应政策扩展应用领域缺电电问题暴露出电力系统备用率不足，未来2-3年缺电问题严峻。2022年夏季西南、华东缺电暴露出电力系统备用率不足。2022年各电源新增装机普遍低于预期，其中煤电新增装机规模同比下滑31%，新增光伏装机主要为发电能力相对较差的分布式，2023-2024年水电、核电新增装机进一步减少，惯性影响下预计2-3年内缺电问题严峻。4月28日，中电联发布《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，对今年夏天电力供需形势做出判断：（1）用电量：今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。正常气候情况下，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。（2）最高用电负荷：正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右；若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。增长幅度约6.2%~7.8%。（3）气温及降水：气象部门预计今年夏季（6月至8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2～5成，可能出现区域性气象干旱，将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。根据中电联数据，2022年我国水电、煤电、气电、生物质、核电装机容量分别净增加2256万、1464万、591万、325万和227万千瓦，总计4864万千瓦。风电、太阳能分别净增加3673万和8607万千瓦。考虑到风电、太阳能几乎无法提供顶峰供电能力，其余电源净增加量依然与8000万~1亿千瓦的最高负荷增长有明显差别。由于我国火电大规模核准从去年下半年启动，今年仍无法大规模投产，预计今年全国系统备用率仍将进一步下降，下降幅度约2.7%~3.8%，与2022年下降幅度相当。考虑到去年西南、华东等地已经明显缺电，且今年西南和华中部分地区降水仍然偏少，今年缺电形势存在进一步加剧的可能。表5：我国2022-2030年负荷平衡缺口测算（夏季晚高峰，亿千瓦，计算备用率，用备用率变化趋势反映负荷紧缺程度，抽水蓄能装机按国家规划）指标201820192020202120222023E2024E2025E夏季最大负荷9.9310.5310.7711.9112.9013.7014.3715.05最大负荷增长率6.0%2.3%10.6%8.3%6.2%4.9%4.7%累计装机容量（亿千瓦）18.6519.7421.6323.3725.0727.0529.6732.44常规水电3.223.263.393.553.683.733.783.80核电0.450.490.500.530.560.560.570.63风电1.842.102.823.293.654.154.685.23太阳能发电1.752.052.543.073.935.036.237.53行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第17页共30页简单金融成就梦想煤电10.0610.4110.8011.1011.2411.4412.0912.74天然气发电0.830.900.981.091.151.231.331.43生物质发电0.200.240.300.380.410.430.450.47抽水蓄能0.300.300.310.360.460.490.550.62电力平衡测算水电出力（夏季）2.262.272.332.432.532.592.632.65核电出力0.450.470.490.510.540.560.560.60风电出力0.180.200.250.310.350.390.440.50太阳能发电出力0.000.000.000.000.000.000.000.00煤电出力10.0610.2410.6110.9511.1711.3411.7712.42天然气发电出力（夏季）0.830.870.941.041.121.191.281.38生物质发电出力0.200.220.270.340.400.420.440.46抽水蓄能出力0.300.300.310.340.410.480.520.59夏季实际备用率30.5%27.7%29.1%25.1%21.9%19.2%18.5%19.0%维持2022年备用率还需顶峰电源0.580.760.68资料来源：中电联，申万宏源研究根据电规总院的预测，2023年、2024年我国电力供需整体处于偏紧状态，其中北方地区由于新能源的快速增长，整体电力供需处于缓解态势，南方则由于新能源资源较差以及火电装机投产尚需时间等因素影响，电力供需紧张加剧。图18：2023年我国电力供需形势预测图19：2024年我国电力供需形势预测资料来源：电规总院，申万宏源研究资料来源：电规总院，申万宏源研究尖峰负荷加剧使得仅依赖电源侧大量投资解决缺电问题效果变差，需要用户侧更多参与调节。随着新能源比例和第三产业、城乡居民用电量比例不断上升，尖峰负荷会变的更加突出、时间更短，仅靠发电侧投资解决高峰时段供不应求的问题经济性太差，因此需求侧资源参与保障供应。工商业储能低谷时段充电、高峰时段放电的策略，可以在不影响企业总用电量的情况下保证高峰时段供应，同时保证企业正常生产运营，是有效的解决缺电问题的手段，但过去这一功能主要受到三方面问题的制约：（1）经济性问题：用户侧电行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第18页共30页简单金融成就梦想价灵活性不足，充放电价差太小导致工商业储能经济性不足；（2）有序用电问题：我国解决缺电问题的主要手段是有序用电，即通过行政手段按照一定的规则轮流停电，导致企业停电时间过长，工商业储能无法发挥解决缺电问题的能力；（3）需量电费问题：大工商业企业一般实行两部制电价，需要根据其最高用电负荷缴纳需量电费，工商业储能充电时可能提高需量电价。当下时点来看，这三大制约因素均有望得到解决。3.1峰谷价差拉大，工商业储能投资回收期缩短工商业储能应用领域主要分为单独配置、光储一体和微电网。工商业储能系统较大储容量较小，功能相对简单，主要由电池、BMS、PCS（通常采用双向变流）、EMS及其他电气电路和保护、监控系统组成。不同于大储，工商业储能系统EMS通常不需要考虑电网调度需求，主要为本地提供电力，只需具备局域网内的能量管理和自动切换功能。工商业储能的应用场景主要包括单独配置储能、光储一体、微电网等。单独配置储能主要应用于削峰填谷以节约用电费用，光储一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率，微电网领域主要是为离网型微电网平滑新能源发电和备电和为并网型微电网实现能源优化和节能减排。工商业储能运营模式主要分为自建和合同能源管理模式。1）业主自建：工商业用户自行安装储能。用户自行承担初始投资成本及每年设备维护成本；2）合同能源管理（市面较常见）：能源服务企业协助用户安装储能，能源企业投资建设储能资产并负责后期运维，能源服务企业与用电企业分享储能收益，目前一般按照90%:10%或85%:15%等比例。此模式对业主方而言仅需提供场地，按服务效果付费，但对投资方而言存在资金压力、收益波动和安全运行的风险，具备一定资金及产品服务壁垒，因此能源服务方一般以对储能建设和运营经验较多的综合能源公司、能源集团、储能设备商为主。图20：业主自建工商业储能模式图21：合同能源管理模式建工商业储能资料来源：储能领跑者联盟EESA，申万宏源研究资料来源：储能领跑者联盟EESA，申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第19页共30页简单金融成就梦想2022年工商业储能占比仅为全国储能能量口径6.7%。用户侧储能主要包含工商业储能及户用储能，我国用户侧储能以工商业储能为主。根据中电联公布的数据推算，2022年工商业及产业园区用储能新增装机容量约523MWh，约占2022年新增电化学储能电站总能量口径的6.7%，占比较小。从装机地区看，用户侧项目主要在浙江、广东、江苏、安徽等地。当前工商业经济性主要来源于峰谷价差套利。对于未使用光伏用户，经济性主要体现在利用储能进行峰谷套利；对于光伏用户而言，则可以通过自发自用节省购电成本。目前工商业储能的经济性主要来源于峰谷套利，同时还来自于能量时移、需量管理、备电需求以及未来的电力现货市场套利及电力辅助服务。表6：工商业储能盈利模式盈利渠道内容峰谷套利电价谷时从电网买入低价电能，电价峰时或尖峰时供给负载使用，从而减少企业电费支出能量时移在光伏发电输出较大时，将暂时无法自用的电能储存到电池中，在光伏发电输出不足时，将电池中的电能释放给电力负荷使用，实现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，降低用电成本需量管理针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，（电量电价和容量电价），容量电价可以选择按照变压器固定容量计算或者按照变压器最大需量计算。监测到用户变压器实时功率超出需量时，储能自动放电减少变压器出力，保障变压器功率不超限制，从而降低用户需量电费。后备电源对电网连续性要求较高应用场合，工商业储能系统在电网停电时，可以作为备用电源，可以替代传统的UPS电源，为工商业园区内的不断电负载提供后备电源保障，应对突发停电事故电力现货交易全国已实行一、二批试点，预计不久后全国统一电力市场也将运行，相关政策已明确将适时引入储能等市场主体参与绿色电力交易电力辅助服务辅助服务将成为电力市场交易品种的重要组成部分，工商业储能也可以通过在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道资料来源：能源电力说，申万宏源研究平均峰谷价差逐渐拉大，为工商业储能套利提供可能性。2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各省响应出台拉大峰谷价差。根据CNESA数据，2022年全国30省市平均峰谷价差已达到0.70元/kWh。自2023年以来，峰谷价差进一步拉大，全国30省份1-6月平均峰谷价差达0.78/0.75/0.72/0.69/0.68/0.69元每度，除4月和5月以外，其他月份峰谷价差较2022年均有所上涨。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第20页共30页简单金融成就梦想图22：30省市一般工商业10kV平均尖/峰谷价差（元/kWh）图23：22-23年1-6月一般工商业10kV尖/峰谷价差（元/kWh）资料来源：各省发改委，中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究资料来源：各省发改委，中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究进入6月峰谷价差持续维持高位。2023年6月，17省份尖/峰谷价差超0.7元/kWh，其中5个省份尖/峰谷价差超0.9元。广东、海南、浙江尖/峰谷价差持续维持高位，分别为1.35/1.24/0.97元/kWh。图24：2023年6月各省尖/峰谷价差排名（元/kWh）资料来源：各省发改委，中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究图25：主要省份尖/峰谷价差维持高位（元/kWh）0.500.550.600.650.700.750.802022年2月2022年3月2022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年1月2023年2月2023年3月2023年4月2023年5月2023年6月0.620.640.660.680.700.720.740.760.780.801月2月3月4月5月6月2022年2023年00.20.40.60.811.21.41.6广东(珠三角五市）海南浙江吉林湖北江苏辽宁山东湖南安徽重庆蒙东河北河南四川黑龙江天津江西福建陕西北京贵州上海青海广西山西蒙西云南新疆宁夏甘肃行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第21页共30页简单金融成就梦想资料来源：各省发改委，中关村储能产业技术联盟CNESA，申万宏源研究两充两放缩短投资回收周期。以工商业储能配置时长2小时、每年可工作330天计算，则两充两放的情况下10年充放6600次，基本达到锂电池寿命，是比较合理的充放电策略。我们以5MW/10MWh规模为例，假设其初始成本为1.6元/Wh，放电深度90%，充放电损耗90%，年运维费用为初始投资的1%。考虑第三方工商业储能模式，即全部由第三方储能运营商投资运营，用户和运营商按15%和85%的比例分成。表7：典型工商业储能收益率测算取值（第三方运营模式）项目取值储能功率（MW）5储能容量（MWh）2储能系统成本（元/Wh)1.6充放循环寿命6600每天充放循环次数2年工作天数330DoD90%运维费用1.0%贷款利率5.0%运营商收益分成比例85.0%充放电损耗90.0%资料来源：申万宏源研究在此假设下，假设每天两充两放平均价差为0.7元/kWh，则第三方运营商全投资收益率可达到6.9%，基本具备投资价值。表8：典型5MW/10MWh工商业储能峰谷套利收益测算（第三方运营商模式）012345678910可用容量（MWh)10.009.859.709.559.409.259.108.958.808.65每日单次循环充放电量（MWh)9.008.878.738.608.468.338.198.067.927.79每日峰谷套利收入（万元）1.131.121.101.081.071.051.031.011.000.98每年收入（万元）318313309304299294289285280275增值税373635353434333332320.50.60.70.80.911.11.21.31.41.5广东(珠三角五市）海南浙江湖北湖南山东江苏行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第22页共30页简单金融成就梦想税后收入281277273269265260256252248243折旧160160160160160160160160160160运维费用（万元）16161616161616161616利息支出524742373126201370税前利润54545556575960626567所得税13141414141515161617净利润40414142434445474951自由现金流（万元）-1600252248243239234230225220216211偿还本息（万元）145145145145145145145145145145资本金现金流-4801071039894898580757066无杠杆现金流-1600239236233230226223220217214211全投资IRR6.9%资本金IRR13.84%资料来源：申万宏源研究我国各省峰谷电价设置主要有四种模式：（1）谷时段处于白天，可进行一次峰谷和一次峰平套利：以新能源比例较高的西北部分省份，如宁夏、甘肃、青海等地为代表，通常整个白天均为谷时段，早上和晚上为峰时段。这些地区可以设置两充两放策略，但仅能进行一次峰—谷和一次峰—平套利，且由于本地电价水平较低，价差不明显。以甘肃110kV两部制电价为例，峰-谷价差仅为0.15元/kWh，峰-平价差0.063元/kWh，经济性较差。（2）中午和凌晨均设置谷时段，可进行两次峰谷套利：以浙江、新疆、山西等省份为代表，通常在午间和凌晨设置低谷时段，早上和下午（或晚间）设置高峰或尖峰时段，这样可以享受两次峰-谷套利，是最适合工商业峰谷套利的地区。浙江省110kV两部制电价两次峰—谷平均价差为0.7元/kWh，如果两次尖峰—谷套利，价差则为0.9元/kWh，完全具备投资价值。（3）凌晨为谷时段，中午为平段，可进行一次峰谷和一次峰平套利：其余大多数省份，通常凌晨为谷时段，午间为平时段，这些省份只能进行一次峰—谷和一次峰—平套利，但由于部分发达省份电价水平较高且电价水平差距较大，仍有可能具备峰谷套利经济性。如广东省110kV两部制用户平均价差0.68元/kWh，7—9月实行尖峰电价时平均价差0.97元/kWh，年平均价差达到0.75元/kWh。（4）仅中午设置谷时段，仅能进行一次峰谷套利：代表省份是山东省，虽然中午设置为低谷甚至深谷，但由于高峰期紧贴深谷，仅能进行一次峰谷套利，经济性不突出。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第23页共30页简单金融成就梦想图26：甘肃分时电价设置示意图（元/kWh）图27：浙江分时电价设置示意图（元/kWh）资料来源：国网甘肃，申万宏源研究资料来源：国网浙江，申万宏源研究图28：广东分时电价设置示意图（元/kWh）图29：山东分时电价设置示意图（元/kWh）资料来源：广东电网，申万宏源研究资料来源：国网山东，申万宏源研究3.2电改推动需求侧资源发展工商业储能成关键环节停电限电将直接影响企业生产，备电焦虑助长工商业储能需求。2021年全国多地出现拉闸限电乱象，2022年以来，四川、山东、浙江、江苏、安徽等省先后发布限电通知。电力虽占大多数行业成本比重不高，但停电限电将直接导致企业停产。引发而来的除停工时造成的经济损失外，更有启停效率、成本等多种不利于生产的因素。因此以高耗能企业为代表的工商业用户具有备电需求。而储能系统可在停电或限电时可替代UPS电源实现备电，若叠加分布式光伏，则可实现电的自发自用，尽可能减少突发停电造成的经济损失。电改推动需求侧资源发挥更大作用。随着缺电现象愈演愈烈，电力体制改革加速，推动需求侧资源发挥更大作用。5月19日，国家发改委发布了《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，对新形势下需求侧管理政策进行00.050.10.150.20.250.30.350.40.450.502468101214161820220.00000.20000.40000.60000.80001.00001.20001.4000135791113151719212300.20.40.60.811.21.41.600.20.40.60.811.21357911131517192123行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第24页共30页简单金融成就梦想整合和提升。首先，在定义上，电力负荷管理包括需求响应和有序用电等措施，需求响应是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。表9：需求侧响应在保障供应方面具有明显成本优势方案电力供应保障方案（尖峰负荷500万千瓦，持续100小时）年化成本（亿元）方案一需求侧响应容量270万千瓦+延寿煤电230万千瓦3.25方案二需求响应容量170万千瓦+延寿煤电230万千瓦+抽蓄100万千瓦7.06方案三需求侧响应100万千瓦+延寿煤电200万千瓦+抽蓄200万千瓦+气电46万千瓦+储能54万千瓦10.61方案四需求侧响应容量100万千瓦+延寿煤电200万千瓦+抽水蓄能100万千瓦+自备电厂参与100万千瓦7.06方案五新建燃煤机组500万千瓦17.55资料来源：《中国电力安全经济性分析和保障路径研究》，申万宏源研究此外，本次政策还提出要鼓励需求侧响应主体常态化参与各类电能量、辅助服务市场、应急备用服务、容量市场或容量补偿等市场，丰富收益来源，并建立完善与电力市场衔接机制。表10：《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》中关于需求侧响应的要点要点细则需求响应能力到2025年，各省达到最高用电负荷的3%~5%，峰谷差率大于40%的地区达到5%或以上到2030年，形成规模化的需求侧响应能力需求侧响应主体经营性电力用户均纳入，非经营性有序引导鼓励新型储能、分布式电源、电动车、空调负荷参与市场化措施1.鼓励常态化参与电能量和辅助服务市场2.鼓励参与系统应急备用服务3.签署中长期合约确保优先调用4.支持符合条件的纳入容量市场或容量补偿5.建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制需求侧服务机构1.逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡2.支持服务机构整合各类资源，以聚合商或虚拟电厂形式参与，创新用电需求，培育新业态3.支持地方电网、增量配网、微电网参与4.支持区域乡村需求侧资源由服务机构代理参与资料来源：国家发改委，申万宏源研究有序用电逐渐转变为市场化机制，工商业储能有更大发挥空间。5月19日政策对有序用电和需求侧管理机制进行了重大调整，明确要用市场化手段、经济激励为主的方式来提高需求侧响应能力，一方面除了电能量市场外，通过推动需求侧资源进入辅助服务市场和容量市场，使得需求侧资源有更丰富的收益来源。仍以上述浙江5MW/10MWh为例，假设浙江按照杭州萧山4元/kWh标准参与需求侧响应，并假设一年参与20次需求侧响行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第25页共30页简单金融成就梦想应，放电深度90%，在不考虑容量电费的情况下，可使得全投资IRR由6.9%提升至10.9%。目前需求侧响应时长正处于逐步完善并加速发展的过程中，需求侧响应市场基础制度和标准规范逐渐出台，预计未来需求侧响应等将成为工商业储能盈利模式的重要补充。更加关键的是，有序用电将作为托底手段，工商业储能保电能力将得到充分发挥。此次政策明确有序用电的实施条件，则规定必须在“提升发电出力、市场组织、需求响应、应急调度”等措施后仍无法满足电力电量平衡，才可以实施。与此前版本表述最明显的区别是，有序用电需要先用市场化措施，失效后才可以由行政手段接入，这将充分释放工商业储能保电能力。3.3输配电价改革鼓励用户进行需量管理新增潜在重要收益来源2023年5月15日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。这预示着第三监管周期输配电价改革终于落地。此次输配电价改革力度较大，其中比较关键的点有：（1）提高容（需）量电价，降低电量电价本轮输配电价改革的一大亮点是普遍提高了容（需）量电价，而降低了电量电价。其中除了容（需）量和电量电价同时降低的省份外，只有广东、北京、山西、四川等省份是降低了容（需）量电价而提高了电量电价，剩余省份均不同程度提高了需量电价。这一改革的目的，实际上是推动工商业企业更多的对其用电负荷进行管理。表11：第三监管周期各省需（容）量电价及电量电价变动表（元/千瓦时·月、元/千瓦时）省份需量电价变动幅度容量电价变动幅度电量电价变动幅度省份需量电价变动幅度容量电价变动幅度电量电价变动幅度天津12.907.00-0.05辽宁1.650.000.00江苏7.40-1.00-0.03广西1.55-5.28-0.02河南7.282.00-0.03冀北0.95-0.850.01甘肃6.703.000.01江西0.88-1.100.00安徽4.60-2.13-0.02云南0.60-3.500.01青海4.301.500.01贵州0.25-2.500.00福建4.301.28-0.01北京0.00-2.000.01蒙东4.001.000.00广东-0.95-3.580.04蒙西4.001.000.00山西-1.20-2.250.00浙江3.18-3.00-0.03河北-1.50-2.35-0.01黑龙江3.000.50-0.01新疆-1.80-6.50-0.01陕西（不含榆林）2.604.500.00重庆-2.40-3.00-0.01陕西（榆林）2.604.50-0.02海南-2.80-4.00-0.03湖北2.500.350.00山东-2.80-6.00-0.01湖南2.200.100.00宁夏-2.80-3.00-0.01行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第26页共30页简单金融成就梦想吉林2.050.25-0.02四川-3.50-3.500.00资料来源：国家发改委，申万宏源研究。注：变动幅度取第二和第三监管周期两部制电价各电压等级变动幅度算数平均值。（2）给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。这条政策主要目的是推动工商业企业进行最高负荷管理，在保持总用电规模的前提下，尽量降低最高用电负荷即可享受相应的优惠。我们以前文所述浙江5MW/10MWh工商业储能为例，假设公司配储规模为变压器容量的20%，即变压器容量为25MW，假设接入110kV电网，每月变压器等效利用率为40%，不配储的情况下最高用电负荷为变压器容量的70%，在配储的情况下最多可以将最高用电负荷降低至变压器容量的50%。表12：浙江省110kV/25MW工业用户基本假设项目取值单位电压等级110千伏燃煤标杆电价0.3844元/千瓦时电量电价上浮比例20%平均电量电价0.4613元/千瓦时需量电价标准41.6元/千伏安·月容量电价标准26元/千伏安·月电量电价标准0.0791元/千瓦时变压器容量25000千伏安每月等效用电比例40%月用电量7200兆瓦时资料来源：申万宏源研究在此假设下，采用工商业储能降低需量电费，第一年理论最大节省需量电费可达218.4万元，在考虑DoD和储能衰减等情况下，最大可将工商业储能全投资IRR从6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。当然，这是一种比较理想的简单估算，控制最高用电负荷可能会导致工商业储能充放电策略发生变化，进而导致峰谷价差套利空间减小，从而使得实际收益率难以达到理想值。但不论如何，新的需量电费规则为工商业储能提供了可能的额外收益，也提高了用户侧提高需量管理的意愿，进而降低电力系统调节压力。表13：工商业控制用电负荷节约需量电费收益率计算情景一：不控制高峰负荷情景二：控制最高用电负荷单位最高负荷70%50%选择：容量/需量容量需量每千伏安每月用电量288288千瓦时需量电价折扣比例0%10%实际容（需）量电费6547万元月输配电价电量电费5757万元月总输配电费122104万元行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第27页共30页简单金融成就梦想月上网电费332332万元月总电费454436万元年总电费54495230万元年节约电费218.40万元工商业储能全投资IRR6.89%17.77%资料来源：申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第28页共30页简单金融成就梦想4．关键结论与投资分析意见上游价格下降，储能成本端有望改善：22年我国储能装机主要以发电侧和电网侧为主，新能源强制配储成为主要原因，但22年装机量仍收到光伏组件和电芯价格双高影响，并未充分放量。22年底以来，供需持续改善导致锂价迅速下降，带动储能电芯价格下降。国内大储与工商业储能盈利预期改善，投资经济性提升：（1）新能源消纳压力下各地继续推行储能政策，包括储能容量租赁、容量补偿、调峰补偿等收益政策。山东省考虑现货价差0.3元/kWh的情况下大储全投资IRR已达到6%左右，大储已初步具备经济性。（2）峰谷价差拉大工商业储能盈利能力增强，自2021年7月26日国家出台政策完善分时电价机制以来，各地峰谷价差逐渐拉大，成为工商业储能收益的主要来源。2023年6月各省峰谷电价继续维持高位，两充两放情况下广东、海南、浙江等省份工商业储能收益率已达到基本要求。持续助长工商业储能需求，需求侧响应可能成为重要推手。此外，近几年持续出现的缺电问题暴露出我国部分地区系统备用率不足、高峰时段供电能力下降等问题，停电限电直接影响企业生产，一定程度上助长工商业储能需求。但过去我国用电偏计划性质，在供电能力不足时通常采用有序用电方式，储能难以发挥作用。但近两年来我国各地推行需求侧响应政策，高峰时段用电有望通过更加市场化的方式解决。工商业储能不仅可以在高峰时段保证用电需求，更可以减少对电网的需求从而获取额外收益。输配电价改革鼓励用户进行需量管理，新增潜在重要收益来源。2023年5月15日第三监管周期省级电网输配电价及改革落地，其中比较关键的点有：（1）普遍提高容（需）量电价，降低电量电价；（2）给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。这两项政策指向性十分明确，即采用经济手段推动工商业用户对其最高用电负荷进行管理。工商业储能则是在不大规模改变用户用电习惯前提下进行需量管理的最佳手段之一。我们测算根据优惠条款，最大可将工商业储能全投资IRR从6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。当然由于需量管理会改变充放电策略进而导致峰谷价差套利部分收益降低，使得实际收益率提升难以达到理论计算，但不论如何，新的需量电费规则为工商业储能提供了可能的额外收益，也提高了用户侧提高需量管理的意愿，进而降低电力系统调节压力。此前我国储能主要以发电侧和电网侧为主，今年在多方因素加持下，工商业储能可能成为重要增长点，需求侧响应等市场化机制的推进有望成为工商业储能大规模应用的重要推手。建议关注以下方向：（1）工商业储能运营环节：南网能源、芯能科技、安科瑞等；（2）工商业储能设备环节：南网科技、林洋能源、派能科技、德业股份、双杰电气、科林电气等；（3）有望从传统业务切入工商业储能的公司：苏文电能、四方股份、思源电气、金冠电气等。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第29页共30页简单金融成就梦想风险提示：（1）现货市场推进不及预期。现货市场是储能获取收益的重要来源，但现在我国现货市场尚未全面展开，多省仍处于试运行阶段，如果推进不及预期可能影响储能收益表现。（2）主要省份峰谷价差逐渐缩小。峰谷价差是工商业储能收益的主要来源，但峰谷价差受多方面因素影响，存在不确定性，如果峰谷价差缩小可能影响工商业储能收益率。（3）上游锂等原材料价格上涨。目前上游原材料处于下跌趋势中，但一旦恢复涨价，对储能成本端可能形成压制，降低储能收益率。表14：电力设备重点公司估值表（均采用人民币）板块代码简称评级收盘价EPSPEPB（lf）2023/6/523E24E25E23E24E25E电力信息化600131.SH国网信通买入19.90.810.981.162520174.10301162.SZ国能日新增持94.931.361.662.087057466.65发电设备600875.SH东方电气买入18.161.241.71.97151191.5601133.HK哈尔滨电气买入2.790.360.951.018330.40电网设备000400.SZ许继电气买入22.690.921.481.792515132.24600406.SH国电南瑞买入26.821.151.421.452319184.15002028.SZ思源电气买入47.682.142.562.982219163.89603606.SH东方电缆买入51.912.613.494.12015136.46600089.SH特变电工增持22.733.763.283.096771.48储能688248.SH南网科技增持40.080.871.321.544630268.34601222.SH林洋能源买入7.840.590.780.88131091.09资料来源：Wind，申万宏源研究。所有公司盈利预测均来自申万宏源研究。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第30页共30页简单金融成就梦想信息披露证券分析师承诺本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告,并对本报告的内容和观点负责。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。与公司有关的信息披露本公司隶属于申万宏源证券有限公司。本公司经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司关联机构在法律许可情况下可能持有或交易本报告提到的投资标的，还可能为或争取为这些标的提供投资银行服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。客户可通过compliance@swsresearch.com索取有关披露资料或登录www.swsresearch.com信息披露栏目查询从业人员资质情况、静默期安排及其他有关的信息披露。机构销售团队联系人华东A组茅炯021-33388488maojiong@swhysc.com华东B组李庆021-33388245liqing3@swhysc.com华北组肖霞010-66500628xiaoxia@swhysc.com华南组李昇0755-82990609Lisheng5@swhysc.com股票投资评级说明证券的投资评级：以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：买入（Buy）增持（Outperform）中性(Neutral)减持(Underperform)：相对强于市场表现20％以上；：相对强于市场表现5％～20％；：相对市场表现在－5％～＋5％之间波动；：相对弱于市场表现5％以下。行业的投资评级：以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：看好（Overweight）中性(Neutral)看淡(Underweight)：行业超越整体市场表现；：行业与整体市场表现基本持平；：行业弱于整体市场表现。我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议；投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告，以获取比较完整的观点与信息，不应仅仅依靠投资评级来推断结论。申银万国使用自己的行业分类体系，如果您对我们的行业分类有兴趣，可以向我们的销售员索取。本报告采用的基准指数：沪深300指数法律声明本报告仅供上海申银万国证券研究所有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司http://www.swsresearch.com网站刊载的完整报告为准，本公司并接受客户的后续问询。本报告首页列示的联系人，除非另有说明，仅作为本公司就本报告与客户的联络人，承担联络工作，不从事任何证券投资咨询服务业务。本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突，不应视本报告为作出投资决策的惟一因素。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本公司特别提示,本公司不会与任何客户以任何形式分享证券投资收益或分担证券投资损失，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。本公司未确保本报告充分考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。本公司建议客户应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。市场有风险，投资需谨慎。若本报告的接收人非本公司的客户，应在基于本报告作出任何投资决定或就本报告要求任何解释前咨询独立投资顾问。本报告的版权归本公司所有，属于非公开资料。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。