储能行业报告：从电力市场化角度看工商业储能的必要性

报告出品方：东方财富证券

以下为报告原文节选

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1.电力市场化背景下工商储的必要性

1.1.电力市场化进程加速，明确工商储经济空间

“双碳”战略提出后，我国电力行业也进入到了新的发展阶段。近年来，新一轮电改逐步推进，着力从市场化角度理顺电价机制，解决长期以来存在的“交叉补贴”、“输配不分”等问题，同时解决新能源大规模接入、社会用电负荷增长带来的“供需双向不稳”问题，助力新型电力系统的建设。具体到对用户侧的影响，详细的政策变化有引导用户直接参与电力交易、施行峰谷电价、输配电价改革、引导需求侧响应等。下文我们具体分析电改传导到用户侧（工商业侧）的具体影响。
1.1.1.初步电价市场化，确定工商业用户直接参与市场交易

2021 年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，扩大上网电价浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%（高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制），电力现货价格不受上述幅度限制，在平稳电价的同时，进一步释放市场化电价“能涨能跌”的引导能力。推动工商业用户都进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售价。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。两项政策初步放开市场化电价，电价波动更频繁，电价基本反应供需，是真正意义上电力市场化的开始，初步确定工商业全部参与电力交易。

1.1.2.峰谷价差拉大，工商储的套利空间更加明确

分时电价实施的初衷是引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。目前各地峰谷价差拉大已经成为趋势，已有 24 个省份实施尖峰电价，绝大多数省份日内出现两次高峰/尖峰。峰谷电价差给出了工商业储能的套利空间：工商业用户装配储能，可以在谷时充电，峰时放电，节省电费。
峰谷价差不断拉大，工商业储能的经济性愈加明显。部分省日内电价施行两峰两谷，用户侧储能可以在日内实现两充两放，套利空间进一步扩大。2023年 7 月执行的分时电价，24 个区域峰谷价差超过 0.7 元/kWh，其中，峰谷价差超过 1 元/kWh 的区域有 8 个，分别是广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖南、广东（东西两翼地区）、海南、重庆、上海。若按照日内“两充两放”策略计算，浙江省/广东珠三角五市日内度电累计价差可以达到 1.8742、1.8292 元。

对于大工业用户，装配储能可以节省两部分电费。目前我国针对变压器容量在 315 kVA 及以上的大工业用电施行两步制电价（容量电价+电量电价），分布式光储结合可以实现两部分电费双降：（1）电量电费：光伏自发自用+储能峰谷套利；（2）容量电费：储能系统在负载用电峰值时代替变压器容量，以降低总体容量需求，降低容量费用。

截止 2023 年 7 月，9 省（区域）将正午时段划分为谷时，执行谷段电价。
正午时段工商业电价下降，削弱了工商业用户仅装配分布式光伏的经济性，进一步催生配储需求。对于未加装储能系统的分布式光伏而言，当光伏发电量超出负荷消耗能力时，多余电量以较低价格送入电网，分布式光伏的收益率受到较大影响；投资方主动配储后，用户可以在正午低谷时段向电网低价购电，将光伏电量优先向储能系统充电，峰时再由储能向负荷供电，有效提升光伏自发自用率，最大化降低用电成本。

1.1.3.输配电价改革，推动用户侧能源管理、调节资源等发展

2023 年 5 月 9 日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。
单列输配电价、线损等：工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。输配电价结构更加合理：促进电力市场交易，推动配电网、微电网等发展，综合能源服务、虚拟电厂等需求同步提升。
输配电价改革的本质是电力市场化，引导电价机制合理化。理清了源侧和网侧的收益，旨在解决电价机制长期存在的“输配不分”的问题；而反映到用电侧，将输配电价、线损单列，用户更直观感受到电网的运输成本，倒逼用户进行需量管理，促进用户侧/台区综合能源管理、虚拟电厂等调度性资源的发展。

1.1.4.需求侧响应征求意见，多项政策加强经济性增量

2023 年 5 月 19 日，国家发改委发布公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》意见的公告，再次强调用电侧参与电力市场。
提出，全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行，支持符合要求的需求响应主体参与容量市场交易或纳入容量补偿范围。支持可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应。支持地方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。
根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与响应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。
近年来，多个省市发布电力需求侧响应补偿政策，不断推动工商业用户参与电力市场，刺激能源管理意愿，提升用户侧储能的经济。

1.2.工商业储能的必要

性电力市场化背景下，工商业用户装配储能的意愿发生转变。起初，工商业储能多用于提升光伏自发自用率，或作为安全生产要求较高、工厂断电损失大的企业的备用电源使用。在电力市场化背景下，要求工商业用户直接参与电力交易，电价波动更频繁；各地峰谷价差拉大，甚至实行尖峰电价，工商业用户若不装配储能，则只能作为电价波动的被动承受者。
未来，随着需求侧响应政策的普及，工商业储能的经济性进一步提升；电力现货市场制度逐渐完善，虚拟电厂建设完善，工商业用户参与电力市场，必须具有电力吞吐的能力，储能逐渐成为必选。

2.工商储的经济效益计算：LCOE 为 0.69 元/kWh，在多省初步具备经济性

目前，锂电池上游成本下降、各地峰谷价差拉大，需求侧响应补贴等政策持续出台，工商业侧储能经济性持续提升。本节我们计算仅考虑峰谷套利策略下的经济性。
工商业储能的经济性涉及初始投资、峰谷电价、需求响应补贴、工商业内部实际用电量、充放策略等多个变量。为尽量便于理解，我们仅考虑初始投资、年度运行天数、充放策略等储能系统侧的指标变化，不考虑工商业用户变压器容量、工厂实际用电量等参数，计算理想情况下，1kWh 工商业储能系统在 100%利用的情况下的 LCOE 和 IRR。
核心假设：

（1）假设碳酸锂价格为 25 万元/吨，对应的储能系统单价为 1.34 元/Wh；

（2）假设储能系统中，逆变器寿命为 10 年，电池容量衰减至 80%后进行更换；（3）假设年工作天数为 330 天；

（4）锂电池衰减率为每年 2%；

（5）折现率为 3%；

（6）假设运维费用为项目初始投资的 2%；

考虑一充一放策略下，考虑时间价值，我们计算得出，用户侧工商业储能的 LCOE 为 0.69 元/kWh，即一充一放策略下，峰谷价差大于 0.69 元/kWh的区域，用户侧储能具备经济性。
我们测算了峰谷价差、充放策略不同的场景下，工商业储能全生命周期的 IRR 和动态回收期。
一充一放场景下：峰谷价差与 IRR/动态回收期的敏感性如下，当峰谷价差在 0.95 元/kWh 以上时，IRR 提升至 6.58%以上，动态回收期缩短至 8 年以内。

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