三、工商業(yè)儲能驅(qū)動因素
工商業(yè)儲能下游主要為工商業(yè)企業(yè)，投資是否具有經(jīng)濟(jì)性是工商業(yè)需求的核心因素之一，而 2023 年工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性或?qū)@著提升，有望成為工商業(yè)儲能的發(fā)展元年。
1、需求端：缺電形勢下，工商業(yè)儲能保證電力供應(yīng)穩(wěn)定
我國工商業(yè)用電需求旺盛，大部分地區(qū)電力供需緊張。2022 年全社會用電量 86,332 億 kWh，同比增長 3.9%，工業(yè)用電量為 55,943 億 kWh，同比增長 1.6%。隨著經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)復(fù)蘇，全社會用電量有望持續(xù)增長，國內(nèi)電力供需關(guān)系預(yù)計將呈現(xiàn)相對緊張的狀態(tài)。據(jù)電規(guī)總院預(yù)測，2023 年全國將有 6 個省份電力供需形勢緊張，17 個省份電力供需偏緊。
限電政策頻發(fā)，限電損失催生工商業(yè)用戶對電力保供需求。2021 年受煤電價格倒掛導(dǎo)致發(fā)電意愿大降、“能耗雙控”目標(biāo)驅(qū)動，全國大范圍限電，嚴(yán)控高能耗高污染行業(yè)用電。2022 年高溫高旱天氣持續(xù)時間長、用電需求激增，多地發(fā)布有序用電方案，四川、重慶兩地要求轄區(qū)內(nèi)工業(yè)企業(yè)放高溫假。限電甚至停電 導(dǎo)致工商業(yè)企業(yè)減產(chǎn)、收益下滑，停電重啟成本高昂的企業(yè)將蒙受更大損失。在此背景下，工商業(yè)儲能 系統(tǒng)作為備電的重要手段，在此形勢下大有可為。
2、收益端：峰谷價差拉大，工商儲經(jīng)濟(jì)性提升
(1)工商業(yè)儲能的收益模式主要為峰谷價差套利，兩充兩放下經(jīng)濟(jì)性凸顯
以江蘇省為例，假設(shè)：1)裝機(jī)規(guī)模 500kw，連續(xù)運行時長 2h;2)儲能單位投資成本為 1.7 元/wh;3)循環(huán)次數(shù) 6000 次、年運行天數(shù) 330 天;4)運營年限為 20 年，兩充兩放在第 10 年更換電池;5)放電深度 90%、充放電效率 92%;6)一充一放與兩充兩放下年衰減系數(shù)分別為 1.3%、2.5%(對應(yīng) 10 年換一次電池)，其中兩充兩放為峰谷循環(huán)、峰平循環(huán);7)融資成本為 5%;8)峰谷價差幅度為 0.84 元/kWh。
根據(jù)以上假設(shè)測算得到：1)一充一放下工商業(yè)儲能 IRR 達(dá) 6.93%、LCOS 為 0.76 元/kWh，兩充兩放下工商業(yè)儲能 IRR 為 16.29%、LCOE 為 0.44 元/kWh。2)從敏感性分析看，其他條件不變，在1.7 元/Wh 的 EPC 成本下，當(dāng)峰谷價差大于 0.86 元時，一充一放下工商業(yè)儲能 IRR 便可達(dá)到 8%，當(dāng)峰谷價差大于 0.64 元/kWh，兩充兩放下工商業(yè)儲能 IRR 達(dá)到 8%，具有經(jīng)濟(jì)性。3)工商業(yè)儲能對峰谷價差敏感性較高，峰谷價差提升 0.1 元/kWh，IRR 提升約 5%。
考慮到工商業(yè)儲能并不一定能完成兩個完整循環(huán)，因此在其他條件不變的情況下，0.7 元/kWh(介于0.60-0.78 元/kWh)以上的峰谷價差能較大概率實現(xiàn)較好收益。工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性的核心指標(biāo)為峰谷價差和投資成本。
(2)峰谷價差不斷拉大，分時電價不斷完善
全國峰谷價差大于 0.7 元/kWh 的省份已達(dá) 19 個，且價差呈擴(kuò)大趨勢。0.7 元/kWh 為工商業(yè)儲能具備經(jīng)濟(jì)性的峰谷價差門檻值。數(shù)量變化上，2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我國峰谷價差超過 0.7 元/kWh 的省份從 16 個增加至 19 個。價差變化上，共有 20 個地區(qū)的峰谷價差增大，如江西省從0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山東省從 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。各地峰谷價差普遍拉 大，意味著配置工商業(yè)儲能的套利空間擴(kuò)大。
各地分時電價政策不斷完善，實現(xiàn)兩充兩放的省份不斷增加。為鼓勵工商業(yè)用戶改變用電模式，多地動 態(tài)調(diào)整完善工商業(yè)用戶分時電價政策，為峰谷套利提供重要支持。當(dāng)前大部分地區(qū)設(shè)置兩個高峰時段， 能夠進(jìn)行兩充兩放。廣東、江蘇、山東、浙江、河南、河北等地在個別月份出臺尖峰電價，江蘇試行工 業(yè)用電重大節(jié)日深谷價，多地高耗能企業(yè)電價漲至 1.5 倍，在實現(xiàn)兩充兩放之外進(jìn)一步擴(kuò)大套利空間。 以廣東省 7-9 月為例，10:00-11:00、14:00-15:00、17:00-19:00 為高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 為尖峰段，可在 0:00-8:00 谷時及 12:00-14:00 平時充電，高峰/尖峰放電。兩充兩放提高儲能利用率、 增加套利收入、縮短投資回報期，其經(jīng)濟(jì)性使得工商業(yè)儲能投資更具吸引力。疊加峰谷價差持續(xù)拉大趨 勢，儲能套利空間廣闊，收益有望進(jìn)一步提升。
3、政策端：雙碳戰(zhàn)略目標(biāo)指引下，工商業(yè)儲能成為大勢所趨
順應(yīng)國家雙碳目標(biāo)，工商儲政策利好不斷。在“雙碳”成為全球共識的大背景下，我國為精準(zhǔn)科學(xué)降碳，2022 年政府工作報告將能源政策由能耗雙控調(diào)整為碳排放雙控。電力政策通過豐富盈利來源激勵工商業(yè)用戶配儲，推動了工商業(yè)儲能商業(yè)化進(jìn)程。
多形式扶持政策結(jié)合，鼓勵工商業(yè)儲能發(fā)展。為加快工商儲的滲透率，盡早實現(xiàn)商業(yè)化，國家和省市層 面均出臺了輔助服務(wù)、補貼、隔墻售電政策，為運營商創(chuàng)造多層次的盈利渠道。輔助服務(wù)方面，我國電 力輔助服務(wù)市場中交易品種包括調(diào)峰、調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)、備用和黑啟動等，近年來儲能和可調(diào)節(jié)負(fù)荷也 納入了提供輔助服務(wù)的市場主體之中;補貼方面，如今年 4 月東北監(jiān)管局連發(fā)兩文明確新型儲能各類補 償：針對新型儲能，如果 AGC 可用率達(dá)到 98%以上，按 AGC 可用時間每臺次(電站)補償 20 元/時; 隔墻售電方面，浙江省于 2023 年 1 月 1 日起實施最新電力條例：分布式發(fā)電企業(yè)可以與周邊用戶按照 規(guī)定直接交易。
“隔墻售電”逐步推進(jìn)，助力“源網(wǎng)荷儲一體化”。“隔墻售電”，就是允許分布式光伏電站通過電網(wǎng)將電力 直接銷售給周邊的電力用戶，而非先低價賣給電網(wǎng)，再由用戶從電網(wǎng)高價買回。而“源網(wǎng)荷儲一體化”， 則通過源源互補、源網(wǎng)協(xié)調(diào)等多種交互形式，更經(jīng)濟(jì)、高效和安全地提高電力系統(tǒng)功率動態(tài)平衡能力。 因此，選擇調(diào)節(jié)能力強(qiáng)的可再生能源場站組織開展“隔墻售電”交易，可以支持分布式電源開發(fā)建設(shè)和就 近消納，從而實現(xiàn)“源-網(wǎng)-荷-儲”各環(huán)節(jié)優(yōu)化配置。雙方互利共贏，共同保障電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。
4、成本端：碳酸鋰價格腰斬，行業(yè)盈利空間擴(kuò)大
電池為儲能系統(tǒng)第一大成本。儲能系統(tǒng)成本主要由五部分構(gòu)成：電池模塊、BMS 系統(tǒng)、集裝箱(含PCS 等)、土建及安裝費用、其他設(shè)計調(diào)試費。以浙江省一工廠的 3MW/6.88MWh 儲能系統(tǒng)成本為例，電池模塊占總成本的 55%。
正極材料為鋰電池主要成本。鋰電池成本由五大原材料構(gòu)成：1)正極材料，國內(nèi)儲能電池絕大部分采用磷酸鐵鋰路線;2)負(fù)極材料即石墨;3)電解液，溶質(zhì)一般使用六氟磷酸鋰。4)隔膜;5)鋰電銅箔。以磷酸鐵鋰電池為例，正極材料為第一大成本，占比達(dá)到 37%。
碳酸鋰價格腰斬，成本端重壓釋放。2022Q4 以來，碳酸鋰價格驟跌，磷酸鐵鋰電池的正極材料價格隨 之下跌。截至 2023 年 6 月 30 日，碳酸鋰價格已跌至 30.70 萬元/噸，距去年最高點已回落超過 45%; 磷酸鐵鋰正極材料已跌至 9.7 萬元/噸，回落幅度同樣超過 45%。作為儲能系統(tǒng)的最主要成本，電池價 格腰斬有效釋放成本端壓力，增厚行業(yè)盈利。
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