国海证券：工商业储能海内外多重利好，发展有望提速.pdf

工商业储能深度行业报告海内外多重利好，发展有望提速 李航证券分析师 邱迪证券分析师 王刚联系人 S0350521120006 S0350522010002 S0350122020033 lih11ghzq.com.cn qiudghzq.com.cn wangg06ghzq.com.cn 证券研究报告 2023年09月15日 电力设备 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 2 最近一年走势 相关报告 电力设备行业专题研究储能行业跟踪报告4全球电化学储能要点跟 踪季报（2023年第2季度）（推荐）*电气设备*李航2023-08-13 电力设备行业专题研究储能行业跟踪报告3全球电化学储能要点跟 踪季报（2023年第1季度）（推荐）*电气设备*邱迪，李航2023-05-17 储能行业深度报告电化学储能研究框架以中美欧为例（推荐）*电 气设备*邱迪，李航2022-12-21 储能行业深度研究储能报告系列之四户用储能旺盛需求持续性探究 及投资思路（推荐）*电气设备*李航，邱迪2022-05-18 相对沪深300表现 2023/9/14 表现 1M 3M 12M 电力设备 -8.22 -5.53 -19.84 沪深300 -3.88 -3.40 -9.19 ZXBYyRtOsRoPsMsRrMsNrQbR8Q8OoMrRmOpMiNoOxOfQrQyQaQmNtPxNmMxPvPpPzR 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 3 重点关注公司及盈利预测 重点关注公司及盈利预测 重点公司代码 股票名称 2023/9/14 EPS PE 投资评级股价 2022 2023E 2024E 2022 2023E 2024E 300982.SZ 苏文电能 33.19 1.83 2.83 3.91 32.91 11.73 8.49 买入 300693.SZ 盛弘股份 29.65 1.09 1.20 1.72 49.84 24.71 17.24 买入 300118.SZ 东方日升 19.37 1.06 1.70 2.30 23.43 11.39 8.42 买入 002335.SZ 科华数据 30.87 0.54 1.71 2.14 92.72 18.05 14.43 买入 003035.SZ 南网能源 5.96 0.15 0.22 0.30 38.81 27.09 19.87 买入 300510.SZ 金冠股份 6.58 0.06 0.23 0.33 91.92 28.61 19.94 买入 301046.SZ 能辉科技 26.23 0.17 0.98 1.37 198.53 26.84 19.12 未评级 300286.SZ 安科瑞 27.35 0.82 1.12 1.59 37.43 24.45 17.24 未评级 603105.SH 芯能科技 13.67 0.38 0.52 0.68 38.45 26.29 20.11 未评级 600452.SH 涪陵电力 13.18 0.67 0.68 0.78 22.52 19.51 16.91 未评级 资料来源Wind资讯，国海证券研究所 注未评级公司盈利预测来自万得一致预期 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 4 核心提要 ◆ 工商业行业介绍 ✓ 主要应用场景分为三类，即单配置储能、光储一体、微电网等。对于工厂、产业园区、充电站、商业楼宇、数据中心等来 说，分布式储能是刚需。 ✓ 商业模式4种，分别是自建、合同能源管理、融资租赁合同能源管理、纯租赁，目前以合同能源管理模式为主。 ✓ 产品形态以模块化设计为主，有标准柜式和集装箱式两种形态。 ✓ 盈利渠道当前以峰谷价差套利为主。 ✓ 行业特征下游客户分散，获客渠道是布局关键。另外，产品、运营、安全性也是重要软实力。 ◆ 国内工商储收入端多重利好，成本压力进入下行通道 ✓ 收入端 （1）电力供需紧平衡有望带来持续政策利好和收益提升。据中电联预测，今年部分地区迎峰度夏期间电力供需预计紧平衡， 同时广东、浙江等省份现货进入结算试运行阶段，这些地区的电价预计处于高位，相应夏季峰谷价差也预计较大。同时，第 三轮输配电价改革输配电价改革健全用电侧的激励机制，工商业用户节能降本动力强。另外，2023年5月19日，国家发改 委发布需求相应支持政策，工商业储能商业模式有望进一步完善。 （2）优化时段划分 ➢ 多省份延长尖、峰时间，促使储能可以做到2充2放。 ➢ 随光伏发电供大于求，中午执行谷段电价或成为趋势，2充2放从原来的1次峰/谷1次峰/平转变为2次峰/谷，储能收益 进一步提升，目前已经有10省份中午执行谷段电价。 ➢ 多省份扩大峰谷价差水平，储能收益进一步提升。据储能与电力市场数据，2023年8月24个区域峰谷价差超0.7元/kWh， 储能收益提升。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 5 核心提要 ✓ 成本端碳酸锂进入下行通道有望带来储能需求弹性。截至2023年9月14日，碳酸锂价格已经从2023年年初51.00万元/吨跌 至18.85万元/吨，降幅达63。据储能与电力市场数据，2023年7月，2小时储能系统平均报价已经从1月的1.47元/Wh降低 到7月的1.123元/Wh，降幅达23.6。由于下游价格传导到终端有一定滞后性，预计短期内储能系统价格将维持下行趋势， 储能投资回报期有望缩短，有望给工商业储能带来需求弹性。 ✓ 经济性分析我们以容量1MWh、循环次数为6000次的储能系统，浙江的峰谷电价为例，假设年运行天数为300天，单位投 资为1.58元/Wh，充放电深度为90，充、放电效率均为92，考虑业主完全自建模式，不考虑资金成本，2充2放下（实际 充放电次数假设为1.5），计算得IRR为22，投资回收期为4.5年，储能LCOS为0.49元/kWh。1充1放下，计算得IRR为 8.86，投资回收期为13年，储能LCOS为0.72元/kWh。 ✓ 装机预测我们假设2023-2025年全社会用电量增速分别为5.9、4.5、4.5，工商业储能渗透率分别为0.05、 0.11、0.21，则按1年运营天数300天，每天储能时长2小时来计算，2023-2025年新增工商业储能装机量分别为 8GWh/13GWh/21GWh，对应增速分别为300.062.5/61.5，对应2022-2025年3年CAGR为119。 ✓ 市场空间假设2022-2025年工商业储能系统价格按1.4元/Wh、1.3元/Wh 、1.2元/Wh 、1.2元/Wh来计算，则2025年工 商业储能市场空间有望达到252亿元，对应2022-2025年3年CAGR为108。 ✓ 竞争格局市场方兴未艾，需求巨大但竞争格局尚未全面打开，国内市场将呈现区域性竞争态势。 ◆ 海外工商储分布式资源并网消纳的重要支撑 ✓ 美国现状表前市场主导需求，工商业储能装机增长。2022年美国大储、工商业储能、户储装机功率占比分别为 84/4/12，同比增长35/43/47。美国工商业电价较居民电价低，因此表后储能市场中，工商业储能经济性不如户 储，需求不如表前和户用储能。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 6 核心提要 ✓ 美国驱动力 （1）政策边际变化IRA新版细则出台后，明确了本土制造的计算方法和分类，美国工商业储能项目落地有望加快。 （2）美国工商业储能主要以分布式光伏配储为主，收益来源有峰谷价差收益、“自发自用，余电上网”收益等等，在ITC 最高70的补贴下部分光储项目已经具有一定经济性。 （3）美国电力市场化程度高，工商业储能获利模式更多。 ✓ 美国装机预测据WoodMackenzie数据，2023年美国预计大储和工商业储能装机将增长一倍以上，户储装机将增长约43。 ✓ 欧洲现状主要以户储、大储为主，2022年户储、大储、工商业储能新增装机占比分别为48、46、6。 ✓ 欧洲驱动力 （1）储能是分布式资源接入的刚需。欧洲主要以分布式光伏为主，储能可减小分布式发电对电网的冲击。另外，充电桩的 推广会使得配电网的负荷雪上加霜，储能可提高电网的稳定性和可靠性。 （2）电力市场化程度高，完善的市场机制为工商业用户配置储能提供合理收益。 （3）政策端高额补贴增强工商业用户配储意愿。 ◆ 投资建议苏文电能、南网能源、能辉科技、盛弘股份、科华数据、金冠股份、东方日升、安科瑞、芯能科技、涪陵电力 ◆ 风险提示海内外政策支持力度不及预期风险，电力供需紧平衡不及预期风险，原材料价格大幅上涨风险，峰谷电价波动不 及预期风险，重点关注公司业绩不及预期风险。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 7 目录 一、工商业行业介绍 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 8 1.1 工商业储能主要作用和应用场景  工商业储能是连接发电侧和用户侧，维持电网稳定的桥梁。新能源发电具有间歇性与波动性，随着新能源发电比例增加，发电侧的波动性易对电 网稳定性造成冲击；此外，新能源车的普及与产业数字化的逐渐深入，用户侧负荷将不断升高。而储能便是连接发电侧与用户侧，维持电网稳定 的桥梁。  主要应用场景工商业储能主要应用场景分为三类，即单配置储能、光储一体、微电网等。对于工厂、产业园区、充电站、商业楼宇、数据中心 等来说，分布式储能是刚需，如下图所示，它们主要有三类需求高耗能场景降本、光储融合提升绿电使用比例、变压器扩容。 资料来源甲子光年，能源电力说，国海证券研究所 工商业用户单独配置储能主要有两个考虑第一，通过削峰填谷为企业节约用电费用。 第二，将储能作为备用电源使用，以备不时之需。 单独配置储能 从以往光储（充）一体化项目实际落地情况来看，一体化一般搭配充电站出现。光储 充一体化集成了光伏发电、储能、充电等功能，通过太阳能屋顶系统将太阳能转变为 电能，并将电能储存起来，用于电动车的日常充电。储能的应用使得用户侧自发自用 成为可能，提高了分布式光伏的自发自用率，还能缓解充电桩大电流充电对区域电网 的冲击。 光储（充）一体化 微电网是具有自身发电能力的本地化小型发配电系统，以工业园区微网、海岛微网、 偏远地区微网居多，微电网分既可独立于主网运行，也可和主网协同运行。对独立于 主网运行的微电网，储能可平滑新能源发电和做备用电源使用，对并网型微电网，储 能可实现能源优化和节能减排。 微电网 图国内工商业储能三类主要应用场景 高耗能场景降本 电费是工商业很大的成本 项，数据中心用电成本占 运营成本的60-70，随 着电价峰谷差拉大，这些 企业将能够通过移峰填谷， 显著降低用电成本。 光储融合提升绿电使用比例 欧盟征收碳关税使得国内 各大产业在进入欧洲市场 时，将面临大额的成本抬 升，产业链生产体系中每 一个环节都会有绿电需求， 而采购绿电的成本并不小， 所以大量对外工厂正在自 建“分布式光伏分布式储 能”。 变压器扩容 主要应用在充电桩尤其是 超级快充桩和工厂场景。） 2012年新能源汽车充电桩 的充电功率是60千瓦，目 前已经基本提升至120千瓦， 正在往360千瓦的超级快充 桩方向发展。这个充电功 率下，普通的商超或充电 站在电网层面没有多余的 变压器可用，因为涉及到 电网的变压器扩容问题， 所以需要用储能来替代它。 图工厂、充电站、商业楼宇、数据中心等场景对于储能的需求 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 9 1.2 商业模式以合同能源管理为主  商业模式目前，工商业储能的商业模式有四种，分别是自建模式、合同能源管理模式、融资租赁合同能源管理、纯租赁模式。 1、业主自建工商业用户自行安装储能设备，由用户自行承担初始投资成本及每年的设备维护成本； 2、合同能源管理（应用较多）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9010或8515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。 资料来源清洁能源博览会 图业主自建工商业储能模式 图合同能源管理模式建工商业储能 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 10  商业模式目前，工商业储能的商业模式有四种，分别是业主自建、合同能源管理、融资租赁合同能源管理、纯租赁。 3、融资租赁合同能源管理租赁期内，储能资产的所有权归融资租赁方，业主拥有使用权。到期后业主可获得储能的所有权。 4、纯租赁即用电企业向储能资产拥有方租赁，用电企业固定向资产方支付固定的租金，资产方提供维保服务，储能产生的收益用电企业自 享。到期后，储能资产归还资产方。当然也可以约定购买价格买断。 ✓ 这种模式往往适合于用电企业临时使用储能，比如临时加了产线，需要储能动态扩容，生产结束后，产线撤除，储能的需求也随之消失。 或者用电企业考虑自身的轻资产运营，重资产基本都使用租赁的形式，也会考虑租赁储能。 ✓ 考虑到电池的衰减和储能设备的特性，纯租赁模式下，对于资产方的电池性能，储能设备的便捷移动性都有非常高的要求。 资料来源清洁能源博览会 图融资租赁合同能源管理 图纯租赁 1.2 商业模式以合同能源管理为主 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 11 1.3 盈利渠道以峰谷价差套利为主  当前，峰谷价差套利是工商业储能的主要盈利渠道，通过低谷充电、高峰发电，时移电力需求实现电费节省；其次，浙江、广东和江苏等部分地 区用户侧储能项目还可通过参与当地需求侧响应获得部分电力市场补贴收入；再者，用户侧储能还能防止突发性停电故障。 资料来源北极星电力会展网，永泰数能公众号，五洲驭新，国海证券研究所 图需量管理 图削峰填谷 峰谷价差 能量时移 需量管理 现货交易 辅助服务 动态增容 用电低谷时充电，峰段放电给电费支出负荷使用，从而节省电费支出 当光伏发电出力曲线和负载消耗曲线存在时空上不匹配时，将无法自用的光伏 发电存储到电池中，在光伏发电输出不足时，储能放电给负荷使用，实现对光 伏电源的削峰填谷，最大化提升光伏发电的自用比例，降低用电成本 两部制电价下，储能设备通过降低最大需量电费，降低基本电费。 【注电度电费电度电价用电量，基本电费基本电价计费容量，基本电费分为 按需计费和按容计费，总电费电度电费基本电费】 储能电站可以通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力市场交易，可以在低 估时段买进电力储蓄备用，在峰值卖出进行套利 参与电网的调峰调频服务，获取补贴 用电方用电量快速增大时，原有的变压器已满足不了生产需求，需要申请增加 变压器容量。往往成本较高且审批周期较长，若通过储能电站的方式，可以延 缓变压器扩容，成本低且安装便捷 图工商业储能六种盈利渠道 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 12 1.4 产品形态以模块化设计为主，有标准柜式和集装箱式两种形态  产品以模块化设计为主。工商业特殊的应用场景工厂型用户、写字楼用户、园区等，意味着工商业储能是一个需求多样，技术路径灵活，产 品布局全面的赛道，为了满足这种差异化，需要能灵活部署、平滑扩容的产品，来定制储能系统解决方案。而模块化设计，能够在满足不同用户 用电需求的同时，增加灵活性、安全性，提高效能降低损耗，也能够根据项目的规模、电力情况，优化，实时监控，确保实实在在的“智慧储能” 落地。  产品以磷酸铁锂电池为主，形态主要有标准柜式和集装箱式两种。从产品形态来看，工商业储能产品通常分为标准柜式和集装箱式两种形态，标 准柜式储能系统采用模块化建设，易于扩容，部分装机量比较大的会选择集装箱式的储能系统。目前主要以柜式结构为主，直流侧和交流侧独立 分开。该产品设计符合多数工商业侧用户需求，同时作为单个模块的容量和形态设计更容易实现能量及安全的管控。 资料来源OLiPower官网，储能领跑者联盟，北极星储能网 图标准柜式工商业储能系统 图集装箱式工商业储能系统 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 13 1.5 行业特征直接面对终端客户，高度分散，获客渠道是布局关键 资料来源北极星储能网，储能之音，国海证券研究所  直接面对终端客户，高度分散，因此获客渠道是工商业储能布局关键。工商业储能属于用户侧储能，项目多以直销为主，面对的终端客户使用场景 和需求多样，安装环节繁琐且专业性强，因此获客渠道是企业布局关键。  据储能之音调研，国内工商业储能的渠道主要有4类一是综合能源服务公司；二是分布式能源开发商；三是售电公司；四是电力EPCO（电力咨 询设计、设备服务、安装建设、维护运营），这4类公司距离工商业侧用户最近，清楚用户的用能需求和生产情况，构建了稳固的合作关系，同时 对场景有着更深入的理解。 渠道类别 主要公司 综合能源服务公司 国网综能、南网能源、国电投、港华智慧能源、新奥数能、三峡电能、华电清洁能源、格力、美的、卡 奥斯智慧能源、润建股份、中鼎集团、珠海派诺、国华投资综合智慧能源公司、陕西长安电力综合能源 服务有限公司、恒实科技、深圳能源集团、重庆能源集团、广州发展集团、中核新华水利发电、长园能 源、皖能集团 分布式能源开发商 远景能源、天合智慧分布式、锦浪智慧、金风零碳、坤能智慧能源、浙达能源、保碧新能源、固德威、正泰新能源 售电公司 协鑫能科、深电能科技集团有限公司、吉电股份、华银电力、爱康科技、西昌电力 电力EPCO公司 苏文电能、经纬股份、华自科技、能辉科技、豫能控股 图国内工商业储能开发渠道 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 14 1.5 行业特征除获客渠道外，产品、运营、安全性也是重要软实力 资料来源高工锂电，鱼眼看电改，国海证券研究所 产品 覆盖性更广、服务功能更全的产品设计方案，可适应工商业用户多样化需求，亦是企业争夺工商业市场份额的重要手段之一。 当前入局工商业赛道的企业已经开始思考工商业储能赛道的特征、内核，工商业储能新品的模块化、智能化功能已 经开始呈现，模块化即以能量模块为一个单元的软硬件独立设计，可根据不同应用场景自由搭配及灵活部署。工商 业储能市场最大的特征就是灵活多变的用户需求，因此在产品设计方面，入局者需考虑产品多样化适配。 运营 工商业储能最大的风险来自运营环节，运营管理能力是确保储能电站能够获得长期收益的关键因素。工商业储能的商业模式，不是单独卖柜子，而是以降低用户整体用电成本的方式，融合到综合服务方案中，从多方 面获得收益比如不仅实现峰谷套利，还可以降低用户基本电费等，销售模式不是产品型，所以工商业储能最大的 风险其实来自运营环节，无论是电力市场价格的变化，还是用户生产负荷的变化，都使得储能投资未来的不确定性 增加，因此运营管理能力是确保储能电站能够获得长期收益的关键因素，包括后期运维管理、监控和故障处理等。 安全性 在电化学储能安全形势较为严峻的当下，更多入局工商业储能赛道的企业应该加强储能安全把控，形成真正具有竞争力的产品。 未来，伴随工商业储能系统进驻写字楼区域、工厂区域，安全性仍将是工商业储能能否打开市场的重要关键之一。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 15 1.5 行业特征未来AI和算法能力为企业产品端核心竞争力  分布式储能更注重软件，集中式储能更注重硬件。集中式储能基本部署在光伏电站或风电站，运维由电网负责，更注重硬件，现场需要很多施工建 设，且以项目制为主，设备部署后也无法参与后续系统的运营，很难深入理解电池和设备运行状况。而分布式储能则不同。为了将系统效率和生命 周期内的放电量最大化，分布式储能系统需要管控的设备数量多，精细化管控的策略和算法难度更高，不仅要做到最小单元的精准控制，各个单元 之间更要做好同步和协同， 对软件运营的要求更高。  未来，AI和算法能力将成为工商业储能企业产品端核心竞争力。储能系统中最核心的能力是控制系统，包括电池管理系统、能量管理系统、热管理 系统、边端融合算法以及一些平台。储能控制系统的重要性体现在1）储能系统的充放电时间、充放电功率等都通过控制策略实现，不同应用场 景会采取不同的充放电控制策略。2）储能的经济性与控制策略也息息相关，性能优异的控制策略可以让系统运行在最优化的效率点，降低电池的 容量衰减速率。3）控制策略还可通过虚拟电厂等路径获取额外收益。4）控制策略能保障系统的安全性，在发生故障时可以及时、快速、有效地 保护设备系统。快速的短时控制会由就地的控制系统来做，而相对长时、对算力要求更高的算法和策略则在云端实现。 资料来源索比储能网，高工锂电，甲子光年，轻舟科技，国海证券研究所 图分布式储能系统核心竞争力 硬件 差异会逐渐抹平 智能能量策略 电池预警 云端集控 虚拟电厂 关乎储能的经 济性、安全性 随AI和算法不断沉淀和进化 随行业发展 电池 电气设备等 软件控制系统 BMS EMS 热管理系统 云平台等 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 16 目录 二、国内工商储收入端多重利好，成本压力进入下行通道 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 17 2.1 收入端电力供需紧平衡有望带来持续政策利好和收益提升 资料来源国新办，中电联，北极星售电网，中国储能网，界面新闻，国海证券研究所 电力供需紧平衡 部分现货市场进入结算试运行阶段，电价预计处于高位 输配电价改革健全用电侧的激励机制 工商业用户节能降本动力强 需求响应迎政策支持 工商业储能的商业模式进一步完善  据中电联预测，今年迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域 电力供需形势偏紧。电力供给上，核心水电区域降水偏少， 存量煤电因技改不足面临设备风险隐患提升，且新增煤电建 设滞后；电力需求上，受宏观经济增长叠加极端高温天气推 动，全国最高用电负荷较上年增加1亿千瓦左右。  由于华东、南方等区域电力供需形势偏紧，同时广东、江西 等省份现货进入结算试运行阶段，因此这些地区用户侧电价 预计处于高位，相应地夏季峰谷差也预计较大。  第三轮输配电价核定方案要点 1）改变原有各电压等级容需量电价相同局面，适度拉开高低电压 等级价差，低电压等级工商业用户电费提升，节能降本动力增强； 2）对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，负荷率 电价可激励用户提高负荷率，降低峰谷价差。  5月19日，国家发改委发布电力需求侧管理办法（征求意 见稿），明确需求侧响应主体，提出通过尖峰电价等形式 完善需求侧响应价格形成机制，通过虚拟电厂等形式整合用 户侧资源参与需求侧响应、推动配电网增容改造和智能化升 级、推动电力信息聚合和数字化发展。由于电力供需紧平衡 压力，预计更多地方政府有望发布需求响应等相关激励政策， 综合能源和工商储有望进一步获得额外收益。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 18 2.1 收入端优化时段划分，峰/谷峰平转变为峰谷2，储能收益提升  优化时段划分多省份延长尖、峰时间，促使储能可以做到2充2放，10省份中午执行谷段电价，储能投资收益进一步提升。 ✓ 多省份延长尖、峰时间，促使储能可以做到2充2放。据PV-info数据，2023年6月以来，江苏、四川、重庆等多地已开始执行新的峰谷政策，贵 州、广西、北京发布了关于峰谷电价调整的征求意见稿。以四川省的调整为例，峰段时间从过去1小时增加到2小时，意味着储能项目一天之内可 以实现2充2放；尖峰时段从之前的2个月增加为4个月，时间范围进一步扩展，储能收益提升。 ✓ 随着光伏发电供大于求，中午执行谷段电价或成为趋势，2充2放从原来的1次峰/谷1次峰/平转变为2次峰/谷，储能收益进一步提升，目前已经有 10省份中午执行谷段电价。2023年7月19日，辽宁省将中午11301230由平段调整为谷段，截至目前，全国已经有10个省份部分月份中午出现 谷电，具体如下表。当某地光伏装机占比高时，光伏中午出力高，中午发电量很容易供大于求，是执行谷段电价的重要原因。 资料来源36氪，CNESA，PV-info，智汇光伏，国海证券研究所 图四川省对于峰谷时段的调整 调整前 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 低谷 平段 平段 低谷 平段 高峰 高峰 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 调整后 低谷 低谷 平段 平段 平段 高峰 高峰 电价调整 电价调整 7 小时 1 小时 2 小时 6 小时 表执行中午谷价的省份 省份 中午谷价时间段 执行时间 小时 青海 9001700 8 宁夏 9001700 8 甘肃 9001700 8 山东 10001500 5 蒙西 10001500 5 新疆 14001600 4 河北 12001500 3 浙江 11001300 2 山西 11001300 2 辽宁 11301230 1 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 19 2.1 收入端扩大峰谷价差水平，8月24个区域峰谷价差超0.7元/kWh  多省份扩大峰谷价差水平，2023年8月24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，储能收益提升。多省份扩大峰谷价差水平，以贵州为例，6月5日贵州 发布分时电价征求意见稿，将峰平谷比价从现行的 1.510.5 调整为 1.610.4，扩大峰谷价差水平，储能投资收益提升。据储能与电力市场数据， 2023年8月24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh。广东（珠三角五市、江门市、惠州市）峰谷价差排在前三，分别为1.2218元/kWh、1.2158元 /kWh和1.1758元/kWh。超七成的区域，8月峰谷价差同比增长，江西峰谷价差同比增长为109.07。 资料来源36氪，CNESA，国海证券研究所 图2023年8月各地最大峰谷电价差 0 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1 1 . 2 1 . 4 最大峰谷价差 0 . 7 元 / k W h 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 20资料来源光伏能源圈，北极星售电网，国海证券研究所 2.1 收入端优化时段划分，调整峰谷价差，储能投资收益进一步提升 表各省份分时电价调整政策 发布日期 省份 政策 调整峰谷价差 优化时段划分 2023/6/5 贵州 关于完善峰谷分时电价有关事项的 通知（征求意见稿）公开征求意见 的公告 扩大峰谷电价水平。峰平谷比价从现行的 1.510.5 调整为 1.610.4 2023/5/30 江苏 省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知 试行工业用电重大节日深谷电价。对315千伏安及以上的工业用电试行重大节日 深谷电价，每年春节、“五一”国际劳动节、国庆节期间，1100-1500，在平 段电价基础上，以峰段电价为计算基础，下浮20。 优化完善315千伏安及以上的工业用电夏、冬两季尖峰电价政策每年7至8月，1400－ 1500和2000－2100，执行夏季尖峰电价，同时将1700－1800从峰期调整为平期；12 月至次年1月，900－1100和1800－2000，执行冬季尖峰电价。夏、冬两季尖峰电价， 统一以峰段电价为基础，上浮20。 2023/5/17 安徽 关于完善迎峰度夏（冬）期间用电 峰谷时段划分等有关事项的通知（征 求意见稿） 每年7、8月期间，每日用电高峰时段调整为1600-2400；低谷时段调整为000-900； 900-1600为平段。其他月份峰谷时段保持不变，每日900-1200、1700-2200为高峰 时段，2300-次日800为低谷时段，其余时间为平段。 2023/5/15 北京 关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知（征求意见稿） 一般工商业用电峰平谷电价比例统一调整为1.810.3，大工业用电峰平谷电价比例统一调整为1.610.4。尖峰电价在高峰电价基础上上浮20。 全年峰谷时段按24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时，并在夏季（7、8月）、冬季（1、12月）各执行3小时的尖峰电价。 2023/5/13 重庆 关于建立居民分时电价机制的通知 （渝发改规范〔2023〕3号，以下简 称居民分时电价机制） 高峰时段、低谷时段的电价在平段电价的基础上分别提高0.10元/kWh、降低 0.18元/kWh，由此重庆居民用电峰谷价差达到0.28元/kWh。 高峰时段11001700，20002200；低谷时段00000800；平段0800 1100、17002000、22002400 2023/4/28 四川 关于进一步完善我省分时电价机制的通知 不再参照全省商业用户原分时电价与目录电价平均差额执行平均电价，须执行峰谷分时电价。 调整后的峰平谷时段分别为高峰时段1000-1200、1500-2100；平段700- 1000、1200-1500、2100-2300；低谷时段2300-次日700。调整后的尖峰电价时 段为夏季7月、8月，尖峰时段1500-1700；冬季1月、12月，尖峰时段1900- 2100。 2022/12/16 上海 关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知 一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电夏季（7、8、9月）和冬季（1、 12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80，低谷时段电价在平段电价基础 上下浮60，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25。 对一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电 （1）夏季（7、8、9月）高峰时段800-1500、1800-2100；平时段600-800、 1500-1800、2100-2200；低谷时段2200-次日600；其中，7月、8月1200- 1400 为尖峰时段。（2）其他月份高峰时段800-1100、1800-2100；平时段 600-800、1100-1800、2100-2200；低谷时段2200-次日600；其中，冬季（1 月、12月）1900-2100为尖峰时段。 2022/12/6 河北 关于明确居民峰谷分时电价政策的通知 执行阶梯电价的居民用户用电电压等级为不满1千伏的，第一档峰段电价为每 千瓦时（下同）0.55元、谷段电价0.30元；用电电压等级为1-10千伏的，第一 档峰段电价为每千瓦时0.50元、谷段电价0.27元。第二、三档峰、谷电价分别在 第一档电价基础上加价0.05元、0.30元。 峰谷时段划分为峰段800时-2200时；谷段2200时-次日800时。 2022/12/1 广东 广东电力中长期分时段交易实施方案 在继续开展年度双边协商、挂牌交易的基础上，新增年度集中竞争交易。年度集 中竞争交易按月分别组织集中竞争交易，每个标的月分峰段、平段、谷段三个标 的，全年共36个标的。成交电量按照月分日权重、日内均分到小时的原则进行分 解。 2022/11/29 山东 关于工商业分时电价政策有关事项的通知 2023年的峰谷分时电价，电价上下浮动的基准变为“代理购电价格容量补偿电 价”，电度输配电价不再上下浮动。并且上下浮动的比例也进行了调整高峰时 段上浮70、低谷时段下浮70、尖峰时段上浮100、深谷时段下浮90。 每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小 时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷 时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过1095 小时。 2022/11/7 河南 关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知 每年1月、7月至8月、12月，对分时电价电力用户执行季节性电价，在平段电价不变的基础上，峰平谷电价比调整为1.7110.47。 恢复尖峰电价机制。每年1月、78月、12月，对分时电价电力用户执行尖峰电价，其中，1 月、12月尖峰时段为每日1819时，78月尖峰时段为每日1214时和2021时，用电 价格在其他月份峰段电价基础上上浮20。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 21 2.2 成本端碳酸锂进入下行通道有望带来储能需求弹性 资料来源Wind，储能与电力市场，数字储能网，国海证券研究所  碳酸锂进入下行区间，电池降价，储能投资回报期缩短，有望给工商业储能带来需求弹性。 ✓ 截至2023年9月14日，碳酸锂价格已经从2023年年初51.00万元/吨跌至18.85万元/吨，降幅达63。储能电池是约占储能系统成本超60，随 着碳酸锂等锂电池核心原材料进入下降通道，将带动电芯及终端储能价格下降； ✓ 据储能与电力市场数据，2023年7月，2小时储能系统平均报价已经从1月的1.47元/Wh降低到7月的1.123元/Wh，降幅达23.6。2023年7月， 2小时储能项目EPC平均报价1.604元/Wh，较1月份下降3.4。 ✓ 由于下游价格传导到终端有一定滞后性，预计短期内储能系统价格将维持下行趋势，储能投资回报期有望缩短，有望给工商业储能带来需求弹性。 图2022-2023年7月2小时储能系统平均报价（单位元/Wh）图2020-2023年9月碳酸锂价格（单位万元/吨） 0 10 20 30 40 50 60 2 0 2 0 / 0 1 2 0 2 0 / 0 7 2 0 2 1 / 0 1 2 0 2 1 / 0 7 2 0 2 2 /0 1 2 0 2 2 /0 7 2 0 2 3/01 2 0 2 3/07 碳酸锂 99 . 5 电国产（万元 /吨） 1 1 . 1 1. 2 1 . 3 1 . 4 1 . 5 1 . 6 1. 7 2 0 2 2 /12 2 0 2 3 /01 2 0 2 3 /02 2 0 2 3 /03 2 0 2 3 /04 2 0 2 3 /05 2 0 2 3/0 6 2 0 2 3 /07 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 22 2.3 经济性分析测算方法 资料来源国海证券研究所 峰谷价差收益 放电电量 等效放电电价 充电电量 等效充电电价 峰谷价差收益计算方法 LCOS计算方法 放电电量 容量 充放电次数 储能系统时间 运行天数 充放电深度 放电效率 组件衰减后功率比率 容量 充放电次数 储能系统时间 运行天数 充放电深度 充电效率 组件衰减后功率比率充电电量 等效放电电价 （尖电电价尖电放电时间峰电电价峰电放电时间）总放电时间 等效充电电价 （平电电价平电充电时间谷电电价谷电充电时间）总充电时间 LCOS 成本的折现值 放电量的折现值 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 23 2.3 经济性分析以浙江为例，2充2放IRR为22，1充1放IRR为9 资料来源储能与电力市场，用户侧储能在多种盈利模式下的经济性研究李玥瑶，国海证券研究所  我们以容量1MWh、循环次数为6000次的储能系统，浙江的峰谷电价为例，假设年运行天数为300天，单位投资为1.58元/Wh，运维成本比例为 2，充放电深度为90，充、放电效率均为92，考虑业主完全自建模式，不考虑资金成本，2充2放下（实际充放电次数假设为1.5），计算 得IRR为22，投资回收期为4.5年，储能LCOS为0.49元/kWh。 表2023年6