報(bào)告出品方：東方財(cái)富證券

以下為報(bào)告原文節(jié)選

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1.電力市場(chǎng)化背景下工商儲(chǔ)的必要性

1.1.電力市場(chǎng)化進(jìn)程加速，明確工商儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)空間

“雙碳”戰(zhàn)略提出后，我國(guó)電力行業(yè)也進(jìn)入到了新的發(fā)展階段。近年來(lái)，新一輪電改逐步推進(jìn)，著力從市場(chǎng)化角度理順電價(jià)機(jī)制，解決長(zhǎng)期以來(lái)存在的“交叉補(bǔ)貼”、“輸配不分”等問(wèn)題，同時(shí)解決新能源大規(guī)模接入、社會(huì)用電負(fù)荷增長(zhǎng)帶來(lái)的“供需雙向不穩(wěn)”問(wèn)題，助力新型電力系統(tǒng)的建設(shè)。具體到對(duì)用戶(hù)側(cè)的影響，詳細(xì)的政策變化有引導(dǎo)用戶(hù)直接參與電力交易、施行峰谷電價(jià)、輸配電價(jià)改革、引導(dǎo)需求側(cè)響應(yīng)等。下文我們具體分析電改傳導(dǎo)到用戶(hù)側(cè)（工商業(yè)側(cè)）的具體影響。
1.1.1.初步電價(jià)市場(chǎng)化，確定工商業(yè)用戶(hù)直接參與市場(chǎng)交易

2021 年 10 月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》、《關(guān)于組織開(kāi)展電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》，要求燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，擴(kuò)大上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍，將燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價(jià)格浮動(dòng)范圍由現(xiàn)行的上浮不超過(guò) 10%、下浮原則上不超過(guò) 15%，擴(kuò)大為上下浮動(dòng)原則上均不超過(guò) 20%（高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮 20%限制），電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上述幅度限制，在平穩(wěn)電價(jià)的同時(shí)，進(jìn)一步釋放市場(chǎng)化電價(jià)“能漲能跌”的引導(dǎo)能力。推動(dòng)工商業(yè)用戶(hù)都進(jìn)入市場(chǎng)，按照市場(chǎng)價(jià)格購(gòu)電，取消工商業(yè)目錄銷(xiāo)售價(jià)。對(duì)暫未直接從電力市場(chǎng)購(gòu)電的用戶(hù)由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，代理購(gòu)電價(jià)格主要通過(guò)場(chǎng)內(nèi)集中競(jìng)價(jià)或競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)方式形成。兩項(xiàng)政策初步放開(kāi)市場(chǎng)化電價(jià)，電價(jià)波動(dòng)更頻繁，電價(jià)基本反應(yīng)供需，是真正意義上電力市場(chǎng)化的開(kāi)始，初步確定工商業(yè)全部參與電力交易。

1.1.2.峰谷價(jià)差拉大，工商儲(chǔ)的套利空間更加明確

分時(shí)電價(jià)實(shí)施的初衷是引導(dǎo)用戶(hù)削峰填谷、改善電力供需狀況、促進(jìn)新能源消納。目前各地峰谷價(jià)差拉大已經(jīng)成為趨勢(shì)，已有 24 個(gè)省份實(shí)施尖峰電價(jià)，絕大多數(shù)省份日內(nèi)出現(xiàn)兩次高峰/尖峰。峰谷電價(jià)差給出了工商業(yè)儲(chǔ)能的套利空間：工商業(yè)用戶(hù)裝配儲(chǔ)能，可以在谷時(shí)充電，峰時(shí)放電，節(jié)省電費(fèi)。
峰谷價(jià)差不斷拉大，工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性愈加明顯。部分省日內(nèi)電價(jià)施行兩峰兩谷，用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能可以在日內(nèi)實(shí)現(xiàn)兩充兩放，套利空間進(jìn)一步擴(kuò)大。2023年 7 月執(zhí)行的分時(shí)電價(jià)，24 個(gè)區(qū)域峰谷價(jià)差超過(guò) 0.7 元/kWh，其中，峰谷價(jià)差超過(guò) 1 元/kWh 的區(qū)域有 8 個(gè)，分別是廣東（珠三角五市）、廣東（江門(mén)市）、廣東（惠州）、湖南、廣東（東西兩翼地區(qū)）、海南、重慶、上海。若按照日內(nèi)“兩充兩放”策略計(jì)算，浙江省/廣東珠三角五市日內(nèi)度電累計(jì)價(jià)差可以達(dá)到 1.8742、1.8292 元。

對(duì)于大工業(yè)用戶(hù)，裝配儲(chǔ)能可以節(jié)省兩部分電費(fèi)。目前我國(guó)針對(duì)變壓器容量在 315 kVA 及以上的大工業(yè)用電施行兩步制電價(jià)（容量電價(jià)+電量電價(jià)），分布式光儲(chǔ)結(jié)合可以實(shí)現(xiàn)兩部分電費(fèi)雙降：（1）電量電費(fèi)：光伏自發(fā)自用+儲(chǔ)能峰谷套利；（2）容量電費(fèi)：儲(chǔ)能系統(tǒng)在負(fù)載用電峰值時(shí)代替變壓器容量，以降低總體容量需求，降低容量費(fèi)用。

截止 2023 年 7 月，9 省（區(qū)域）將正午時(shí)段劃分為谷時(shí)，執(zhí)行谷段電價(jià)。
正午時(shí)段工商業(yè)電價(jià)下降，削弱了工商業(yè)用戶(hù)僅裝配分布式光伏的經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)一步催生配儲(chǔ)需求。對(duì)于未加裝儲(chǔ)能系統(tǒng)的分布式光伏而言，當(dāng)光伏發(fā)電量超出負(fù)荷消耗能力時(shí)，多余電量以較低價(jià)格送入電網(wǎng)，分布式光伏的收益率受到較大影響；投資方主動(dòng)配儲(chǔ)后，用戶(hù)可以在正午低谷時(shí)段向電網(wǎng)低價(jià)購(gòu)電，將光伏電量?jī)?yōu)先向儲(chǔ)能系統(tǒng)充電，峰時(shí)再由儲(chǔ)能向負(fù)荷供電，有效提升光伏自發(fā)自用率，最大化降低用電成本。

1.1.3.輸配電價(jià)改革，推動(dòng)用戶(hù)側(cè)能源管理、調(diào)節(jié)資源等發(fā)展

2023 年 5 月 9 日，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，在嚴(yán)格成本監(jiān)審基礎(chǔ)上核定第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)，進(jìn)一步深化輸配電價(jià)改革。
單列輸配電價(jià)、線損等：工商業(yè)用戶(hù)用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加組成，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用按實(shí)際購(gòu)電上網(wǎng)電價(jià)和綜合線損率計(jì)算。輸配電價(jià)結(jié)構(gòu)更加合理：促進(jìn)電力市場(chǎng)交易，推動(dòng)配電網(wǎng)、微電網(wǎng)等發(fā)展，綜合能源服務(wù)、虛擬電廠等需求同步提升。
輸配電價(jià)改革的本質(zhì)是電力市場(chǎng)化，引導(dǎo)電價(jià)機(jī)制合理化。理清了源側(cè)和網(wǎng)側(cè)的收益，旨在解決電價(jià)機(jī)制長(zhǎng)期存在的“輸配不分”的問(wèn)題；而反映到用電側(cè)，將輸配電價(jià)、線損單列，用戶(hù)更直觀感受到電網(wǎng)的運(yùn)輸成本，倒逼用戶(hù)進(jìn)行需量管理，促進(jìn)用戶(hù)側(cè)/臺(tái)區(qū)綜合能源管理、虛擬電廠等調(diào)度性資源的發(fā)展。

1.1.4.需求側(cè)響應(yīng)征求意見(jiàn)，多項(xiàng)政策加強(qiáng)經(jīng)濟(jì)性增量

2023 年 5 月 19 日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布公開(kāi)征求《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見(jiàn)稿）》《電力負(fù)荷管理辦法（征求意見(jiàn)稿）》意見(jiàn)的公告，再次強(qiáng)調(diào)用電側(cè)參與電力市場(chǎng)。
提出，全面推進(jìn)需求側(cè)資源參與電力市場(chǎng)常態(tài)化運(yùn)行，支持符合要求的需求響應(yīng)主體參與容量市場(chǎng)交易或納入容量補(bǔ)償范圍。支持可調(diào)節(jié)負(fù)荷、新型儲(chǔ)能、分布式電源、電動(dòng)汽車(chē)、空調(diào)負(fù)荷等需求側(cè)資源，以負(fù)荷聚合商或虛擬電廠等形式參與需求響應(yīng)。支持地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)、微電網(wǎng)開(kāi)展需求響應(yīng)。
根據(jù)“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則，支持具備條件的地區(qū)，通過(guò)實(shí)施尖峰電價(jià)等手段提高經(jīng)濟(jì)激勵(lì)水平。鼓勵(lì)需求響應(yīng)主體參與響應(yīng)電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量市場(chǎng)等，按市場(chǎng)規(guī)則獲取經(jīng)濟(jì)收益。
近年來(lái)，多個(gè)省市發(fā)布電力需求側(cè)響應(yīng)補(bǔ)償政策，不斷推動(dòng)工商業(yè)用戶(hù)參與電力市場(chǎng)，刺激能源管理意愿，提升用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)。

1.2.工商業(yè)儲(chǔ)能的必要

性電力市場(chǎng)化背景下，工商業(yè)用戶(hù)裝配儲(chǔ)能的意愿發(fā)生轉(zhuǎn)變。起初，工商業(yè)儲(chǔ)能多用于提升光伏自發(fā)自用率，或作為安全生產(chǎn)要求較高、工廠斷電損失大的企業(yè)的備用電源使用。在電力市場(chǎng)化背景下，要求工商業(yè)用戶(hù)直接參與電力交易，電價(jià)波動(dòng)更頻繁；各地峰谷價(jià)差拉大，甚至實(shí)行尖峰電價(jià)，工商業(yè)用戶(hù)若不裝配儲(chǔ)能，則只能作為電價(jià)波動(dòng)的被動(dòng)承受者。
未來(lái)，隨著需求側(cè)響應(yīng)政策的普及，工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步提升；電力現(xiàn)貨市場(chǎng)制度逐漸完善，虛擬電廠建設(shè)完善，工商業(yè)用戶(hù)參與電力市場(chǎng)，必須具有電力吞吐的能力，儲(chǔ)能逐漸成為必選。

2.工商儲(chǔ)的經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算：LCOE 為 0.69 元/kWh，在多省初步具備經(jīng)濟(jì)性

目前，鋰電池上游成本下降、各地峰谷價(jià)差拉大，需求側(cè)響應(yīng)補(bǔ)貼等政策持續(xù)出臺(tái)，工商業(yè)側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性持續(xù)提升。本節(jié)我們計(jì)算僅考慮峰谷套利策略下的經(jīng)濟(jì)性。
工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性涉及初始投資、峰谷電價(jià)、需求響應(yīng)補(bǔ)貼、工商業(yè)內(nèi)部實(shí)際用電量、充放策略等多個(gè)變量。為盡量便于理解，我們僅考慮初始投資、年度運(yùn)行天數(shù)、充放策略等儲(chǔ)能系統(tǒng)側(cè)的指標(biāo)變化，不考慮工商業(yè)用戶(hù)變壓器容量、工廠實(shí)際用電量等參數(shù)，計(jì)算理想情況下，1kWh 工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)在 100%利用的情況下的 LCOE 和 IRR。
核心假設(shè)：

（1）假設(shè)碳酸鋰價(jià)格為 25 萬(wàn)元/噸，對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)單價(jià)為 1.34 元/Wh；

（2）假設(shè)儲(chǔ)能系統(tǒng)中，逆變器壽命為 10 年，電池容量衰減至 80%后進(jìn)行更換；（3）假設(shè)年工作天數(shù)為 330 天；

（4）鋰電池衰減率為每年 2%；

（5）折現(xiàn)率為 3%；

（6）假設(shè)運(yùn)維費(fèi)用為項(xiàng)目初始投資的 2%；

考慮一充一放策略下，考慮時(shí)間價(jià)值，我們計(jì)算得出，用戶(hù)側(cè)工商業(yè)儲(chǔ)能的 LCOE 為 0.69 元/kWh，即一充一放策略下，峰谷價(jià)差大于 0.69 元/kWh的區(qū)域，用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能具備經(jīng)濟(jì)性。
我們測(cè)算了峰谷價(jià)差、充放策略不同的場(chǎng)景下，工商業(yè)儲(chǔ)能全生命周期的 IRR 和動(dòng)態(tài)回收期。
一充一放場(chǎng)景下：峰谷價(jià)差與 IRR/動(dòng)態(tài)回收期的敏感性如下，當(dāng)峰谷價(jià)差在 0.95 元/kWh 以上時(shí)，IRR 提升至 6.58%以上，動(dòng)態(tài)回收期縮短至 8 年以?xún)?nèi)。

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