儲能行業(yè)專題分析1.22年強(qiáng)配儲能為增長主要推手23年儲能迎來成本下降1.1儲能裝機(jī)快速增長，鋰電池儲能發(fā)展迅速2022年中國累計新型儲能裝機(jī)13.1GW/27.1GWh。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）截至2022年底數(shù)據(jù)，全球已投運(yùn)電力儲能項(xiàng)目累計裝機(jī)規(guī)模237.2GW。其中，新型儲能累計裝機(jī)規(guī)模達(dá)45.7GW，同比增長率達(dá)80%。中國已投運(yùn)電力儲能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模59.8GW。其中，新型儲能累計裝機(jī)規(guī)模達(dá)13.1GW/27.1GWh，功率規(guī)模同比增長128%，能量規(guī)模同比增長141%。2022年中國新增新型儲能裝機(jī)7.3GW/15.9GWh，居世界第一。2022年中國新增投運(yùn)電力儲能項(xiàng)目達(dá)16.5GW。其中，新增新型儲能裝機(jī)7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比增長200%，能量規(guī)模同比增長280%。從地區(qū)看，中國是2022年全球新型儲能項(xiàng)目新增占比最大的市場，占比高達(dá)36%。2022年中國新型儲能占比提升9.4%，鋰離子電池增長迅速。截至2022年底，中國新型儲能累計裝機(jī)占所有儲能累計裝機(jī)比例達(dá)21.9%，同比2021年提升9.4個pct。新型儲能中，鋰離子電池占絕對主導(dǎo)地位，新增占比達(dá)97%，致使鋰離子電池截至2022年的累計裝機(jī)占新型儲能比例同比提升4.3pct。此外，壓縮空氣儲能、液流電池、鈉離子電池、飛輪等其它技術(shù)路線的項(xiàng)目在規(guī)模上有所突破，應(yīng)用模式逐漸增多。1.22022年裝機(jī)以表前為主，強(qiáng)制配儲政策為主要原因從應(yīng)用場景看，2022年儲能應(yīng)用場景仍以新能源配儲及電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能為主。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計口徑，截至2022年底，已投運(yùn)的電化學(xué)儲能電站累計裝機(jī)主要分布在電源側(cè)，占比達(dá)48.4%，其次為電網(wǎng)側(cè)38.72%和用戶側(cè)12.88%。2022年各應(yīng)用場景新增裝機(jī)占比基本保持不變，電源側(cè)占比49.24%，其次為電網(wǎng)側(cè)43.13%和用戶側(cè)7.63%。從具體場景看，新能源配儲為電源側(cè)主要場景，獨(dú)立儲能為電網(wǎng)側(cè)主要場景。2022年新能源配儲和集采項(xiàng)目招標(biāo)合計占比高達(dá)82%。根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2022年國內(nèi)儲能市場招標(biāo)總?cè)萘砍?4GWh。其中完成招投標(biāo)的獨(dú)立儲能項(xiàng)目共計20.93GWh，占比48%；集采項(xiàng)目15.13GWh，占比34%。從地域分布看，內(nèi)蒙古、新疆、甘肅是可再生能源配儲的主要實(shí)施地區(qū)；寧夏、山東、湖南、湖北得益于儲能示范項(xiàng)目的推動則以獨(dú)立儲能為主，可再生能源配儲需求主要通過租賃儲能容量進(jìn)行滿足。2022年強(qiáng)制配儲仍為裝機(jī)主要推手。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運(yùn)行情況調(diào)研報告》，新能源配儲利用率低，利用系數(shù)僅為6.1%，低于電化學(xué)儲能項(xiàng)目平均等效系數(shù)12.2%。此外，由于2022年鋰電池成本居高不下，以及儲能商業(yè)模式的不明朗，各省新能源強(qiáng)制配儲政策仍為2022年裝機(jī)主要驅(qū)動力。從各省要求上看，國內(nèi)主要省份強(qiáng)制配儲要求為新能源裝機(jī)規(guī)模的10-20%，連續(xù)充放電時長2-4h。1.3儲能上游價格較2022年下降顯著成本端壓力開始緩解供需格局趨緩，推動鋰價快速下跌。供給端，在2022年高鋰價刺激下，各企業(yè)爭相投資擴(kuò)產(chǎn)，澳洲鋰礦擴(kuò)產(chǎn)、南美鹽湖產(chǎn)能擴(kuò)張、國內(nèi)鋰資源開發(fā)加快。根據(jù)上海有色網(wǎng)數(shù)據(jù)，中國碳酸鋰產(chǎn)能已有約54萬噸，產(chǎn)量34萬噸，同比增長39.1%。需求端，新能源汽車需求增速放緩導(dǎo)致對鋰資源需求放緩。同時，一季度消費(fèi)者對于特斯拉等車廠的降價預(yù)期致使觀望情緒發(fā)酵，進(jìn)一步助推鋰需求放緩。即便近期觀望情緒有所減弱，難改供需格局趨勢。根據(jù)天齊鋰業(yè)招股書，23年精煉鋰供給將超過需求，并且未來5年供給過剩情況將持續(xù)擴(kuò)大。供過于求局面下，鋰價順應(yīng)下跌。鋰價快速下滑，電池成本壓力有所緩解，帶動儲能系統(tǒng)價格降低。2022年碳酸鋰價格持續(xù)上漲，一度漲至11月高點(diǎn)59萬元/噸。2023年以來碳酸鋰價格快速下行，截至目前國內(nèi)電池級碳酸鋰市場成交價均價跌至25萬元/噸，帶動電芯及終端招標(biāo)價格下降。據(jù)CNESA統(tǒng)計23年4月儲能系統(tǒng)招標(biāo)價格已下降至約1.25元/Wh，儲能EPC價格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC價格已有大幅下降。此外，由于鋰價下降向下游傳導(dǎo)有一定延遲，預(yù)計短期內(nèi)儲能系統(tǒng)價格仍將呈下降趨勢。電池及系統(tǒng)成本的下降將有力激發(fā)下游投資建設(shè)儲能的積極性，有力推動大儲項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)程，加大投資工商業(yè)儲能意愿。2.23年國內(nèi)大儲盈利預(yù)期改善大基地加速儲能受益裝機(jī)增長2.1大儲盈利模式逐漸清晰，盈利預(yù)期改善政策明確獨(dú)立市場主體地位，儲能盈利模式逐漸清晰。2022年6月發(fā)改委印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，規(guī)劃明確了儲能獨(dú)立市場地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機(jī)制。獨(dú)立儲能開始可以簽訂峰谷不同時段的市場合約來進(jìn)行現(xiàn)貨套利，進(jìn)一步細(xì)化了獨(dú)立儲能參與電力市場的盈利方式。各地紛紛出臺“共享儲能”相關(guān)政策，租賃儲能容量明確可視作可再生能源儲能配額，儲能獲利模式逐漸清晰。2022年11月25日，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，圍繞容量補(bǔ)償、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場作出指引。2018年我國啟動首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)，本次發(fā)布的文件從全國范圍內(nèi)提出電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則，意味著現(xiàn)貨市場即將從試點(diǎn)走向全面鋪開，而儲能是現(xiàn)貨市場最受益方向之一。1）進(jìn)一步推行現(xiàn)貨交易將進(jìn)一步打開儲能的市場空間，現(xiàn)貨價差有望進(jìn)一步拉開并直接提高儲能的收益率；2）儲能同樣具備應(yīng)急保供能力，也將是市場化容量機(jī)制的收益方之一；3）儲能在參與調(diào)頻輔助服務(wù)方面具有很明顯的優(yōu)勢，逐步推進(jìn)調(diào)頻輔助服務(wù)和現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，將進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)調(diào)頻輔助服務(wù)市場化定價，發(fā)揮儲能調(diào)頻優(yōu)勢，提高儲能收益率；4）電力市場用戶、負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等廣泛參與到吸納或市場中來，儲能將極大豐富上述主體參與現(xiàn)貨市場的靈活性，預(yù)計未來用戶側(cè)市場將迎來蓬勃發(fā)展。獨(dú)立儲能經(jīng)濟(jì)性顯現(xiàn)，收益模式主要分為兩種。1）在電力現(xiàn)貨市場未建立的地區(qū)，如青海、寧夏和湖南等多個省市出臺了獨(dú)立儲能電站調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。獨(dú)立儲能收益模式以調(diào)峰補(bǔ)償+容量租賃為主。2）在山東等建立了電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，獨(dú)立儲能收益模式以現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補(bǔ)償為主。以山東為例，現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補(bǔ)償機(jī)制可使獨(dú)立儲能實(shí)現(xiàn)盈利。獨(dú)立儲能已初步具備盈利能力。以山東100MW/200MWh獨(dú)立儲能電站為例（全生命周期10年，循環(huán)次數(shù)6000次，年衰減1.5%），其儲能盈利模式為現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補(bǔ)償。山東省容量租賃標(biāo)準(zhǔn)采用市場競價方式，制定最高限價及最低保底價，假設(shè)成交價為200元/kW*年，容量電價為0.0991元/kWh，假設(shè)現(xiàn)貨市場價差維持在0.35元/kWh，年工作天數(shù)為300天，儲能系統(tǒng)成本為1.6元/Wh，則其全投資IRR可達(dá)7.20%。2.2新能源裝機(jī)量大增，帶動大儲快速放量硅料供給釋放推動價格下跌，光伏裝機(jī)意愿增強(qiáng)，大儲附帶受益。自2022年底，由于產(chǎn)業(yè)鏈上下博弈，硅料價格迎來大幅下挫后的反彈波動，組件價格開標(biāo)項(xiàng)目價格也呈現(xiàn)出下探趨勢。但短期價格博弈不改硅料產(chǎn)能供需格局。根據(jù)Solarzoom數(shù)據(jù)，全球硅料名義產(chǎn)能將從2022年底的128萬噸增長至23年底的240萬噸，預(yù)計23年多晶硅全球供應(yīng)量約為147萬噸，可支撐超400GW的交流側(cè)裝機(jī)。從產(chǎn)能擴(kuò)張的節(jié)奏看，下半年擴(kuò)張將持續(xù)加快，預(yù)計四季度的增長幅度尤其可觀。因此預(yù)計2023年全年硅料價格將較22年底30萬元/噸高點(diǎn)大幅下降，組件價格預(yù)計將回歸至合理水平。而對組件價格敏感度較高的集中式電站項(xiàng)目預(yù)計將迎來放量，國內(nèi)大儲將依托強(qiáng)制配儲政策迎來裝機(jī)量增長。22年下半年大儲招標(biāo)提速，風(fēng)光大基地貢獻(xiàn)較大。2022年6月國家發(fā)改委、能源局等發(fā)布《“十四五”可再生能源規(guī)劃》明確新型儲能可作為獨(dú)立儲能參與電力市場后，大儲逐步具備盈利預(yù)期，大儲招標(biāo)隨即加速。從招標(biāo)主要貢獻(xiàn)地區(qū)看，新疆、內(nèi)蒙古、山東、寧夏等風(fēng)光基地集中地區(qū)提供了大部分儲能招標(biāo)量。推動風(fēng)光大基地開工，儲能裝機(jī)預(yù)計進(jìn)一步受益。2023年4月12日，國家能源局印發(fā)《2023年能源工作指導(dǎo)意見》，指出推動第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目并網(wǎng)投產(chǎn)，建設(shè)第二批、第三批項(xiàng)目，積極推進(jìn)光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展；穩(wěn)妥建設(shè)海上風(fēng)電基地，謀劃啟動建設(shè)海上光伏，大力推進(jìn)分散式陸上風(fēng)電和分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)。隨著風(fēng)光大基地的推動，預(yù)計儲能將通過配儲形式受益增長。2023年儲能裝機(jī)預(yù)計將達(dá)16GW?！?023年能源工作指導(dǎo)意見》指出2023年全年風(fēng)電、光伏裝機(jī)增加1.6億千瓦。若按10%，2小時粗略計算，則預(yù)計2023年儲能將新增16GW/32GWh，同比增長119%/101%。根據(jù)CNESA的預(yù)測，未來五年預(yù)計保守場景下年均新增儲能裝機(jī)16.8GW，理想場景下年均新增儲能裝機(jī)25.1GW。3．工商業(yè)儲能盈利性大幅增強(qiáng)需求響應(yīng)政策擴(kuò)展應(yīng)用領(lǐng)域缺電電問題暴露出電力系統(tǒng)備用率不足，未來2-3年缺電問題嚴(yán)峻。2022年夏季西南、華東缺電暴露出電力系統(tǒng)備用率不足。2022年各電源新增裝機(jī)普遍低于預(yù)期，其中煤電新增裝機(jī)規(guī)模同比下滑31%，新增光伏裝機(jī)主要為發(fā)電能力相對較差的分布式，2023-2024年水電、核電新增裝機(jī)進(jìn)一步減少，慣性影響下預(yù)計2-3年內(nèi)缺電問題嚴(yán)峻。4月28日，中電聯(lián)發(fā)布《2023年一季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》，對今年夏天電力供需形勢做出判斷：（1）用電量：今年二季度電力消費(fèi)增速將明顯回升，拉動上半年全社會用電量同比增長6%左右。正常氣候情況下，預(yù)計2023年全年全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。（2）最高用電負(fù)荷：正常氣候情況下，預(yù)計全國最高用電負(fù)荷13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右；若出現(xiàn)長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負(fù)荷可能比2022年增加1億千瓦左右。增長幅度約6.2%~7.8%。（3）氣溫及降水：氣象部門預(yù)計今年夏季（6月至8月）西南地區(qū)東部及華中中部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地降水偏少2～5成，可能出現(xiàn)區(qū)域性氣象干旱，將會對當(dāng)?shù)仉娏?yīng)以及電力外送產(chǎn)生影響。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年我國水電、煤電、氣電、生物質(zhì)、核電裝機(jī)容量分別凈增加2256萬、1464萬、591萬、325萬和227萬千瓦，總計4864萬千瓦。風(fēng)電、太陽能分別凈增加3673萬和8607萬千瓦?？紤]到風(fēng)電、太陽能幾乎無法提供頂峰供電能力，其余電源凈增加量依然與8000萬~1億千瓦的最高負(fù)荷增長有明顯差別。由于我國火電大規(guī)模核準(zhǔn)從去年下半年啟動，今年仍無法大規(guī)模投產(chǎn)，預(yù)計今年全國系統(tǒng)備用率仍將進(jìn)一步下降，下降幅度約2.7%~3.8%，與2022年下降幅度相當(dāng)。考慮到去年西南、華東等地已經(jīng)明顯缺電，且今年西南和華中部分地區(qū)降水仍然偏少，今年缺電形勢存在進(jìn)一步加劇的可能。根據(jù)電規(guī)總院的預(yù)測，2023年、2024年我國電力供需整體處于偏緊狀態(tài)，其中北方地區(qū)由于新能源的快速增長，整體電力供需處于緩解態(tài)勢，南方則由于新能源資源較差以及火電裝機(jī)投產(chǎn)尚需時間等因素影響，電力供需緊張加劇。尖峰負(fù)荷加劇使得僅依賴電源側(cè)大量投資解決缺電問題效果變差，需要用戶側(cè)更多參與調(diào)節(jié)。隨著新能源比例和第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用電量比例不斷上升，尖峰負(fù)荷會變的更加突出、時間更短，僅靠發(fā)電側(cè)投資解決高峰時段供不應(yīng)求的問題經(jīng)濟(jì)性太差，因此需求側(cè)資源參與保障供應(yīng)。工商業(yè)儲能低谷時段充電、高峰時段放電的策略，可以在不影響企業(yè)總用電量的情況下保證高峰時段供應(yīng)，同時保證企業(yè)正常生產(chǎn)運(yùn)營，是有效的解決缺電問題的手段，但過去這一功能主要受到三方面問題的制約：（1）經(jīng)濟(jì)性問題：用戶側(cè)電價靈活性不足，充放電價差太小導(dǎo)致工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性不足；（2）有序用電問題：我國解決缺電問題的主要手段是有序用電，即通過行政手段按照一定的規(guī)則輪流停電，導(dǎo)致企業(yè)停電時間過長，工商業(yè)儲能無法發(fā)揮解決缺電問題的能力；（3）需量電費(fèi)問題：大工商業(yè)企業(yè)一般實(shí)行兩部制電價，需要根據(jù)其最高用電負(fù)荷繳納需量電費(fèi)，工商業(yè)儲能充電時可能提高需量電價。當(dāng)下時點(diǎn)來看，這三大制約因素均有望得到解決。3.1峰谷價差拉大，工商業(yè)儲能投資回收期縮短工商業(yè)儲能應(yīng)用領(lǐng)域主要分為單獨(dú)配置、光儲一體和微電網(wǎng)。工商業(yè)儲能系統(tǒng)較大儲容量較小，功能相對簡單，主要由電池、BMS、PCS（通常采用雙向變流）、EMS及其他電氣電路和保護(hù)、監(jiān)控系統(tǒng)組成。不同于大儲，工商業(yè)儲能系統(tǒng)EMS通常不需要考慮電網(wǎng)調(diào)度需求，主要為本地提供電力，只需具備局域網(wǎng)內(nèi)的能量管理和自動切換功能。工商業(yè)儲能的應(yīng)用場景主要包括單獨(dú)配置儲能、光儲一體、微電網(wǎng)等。單獨(dú)配置儲能主要應(yīng)用于削峰填谷以節(jié)約用電費(fèi)用，光儲一體主要應(yīng)用于提高分布式光伏自發(fā)自用率，微電網(wǎng)領(lǐng)域主要是為離網(wǎng)型微電網(wǎng)平滑新能源發(fā)電和備電和為并網(wǎng)型微電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)能源優(yōu)化和節(jié)能減排。工商業(yè)儲能運(yùn)營模式主要分為自建和合同能源管理模式。1）業(yè)主自建：工商業(yè)用戶自行安裝儲能。用戶自行承擔(dān)初始投資成本及每年設(shè)備維護(hù)成本；2）合同能源管理（市面較常見）：能源服務(wù)企業(yè)協(xié)助用戶安裝儲能，能源企業(yè)投資建設(shè)儲能資產(chǎn)并負(fù)責(zé)后期運(yùn)維，能源服務(wù)企業(yè)與用電企業(yè)分享儲能收益，目前一般按照90%:10%或85%:15%等比例。此模式對業(yè)主方而言僅需提供場地，按服務(wù)效果付費(fèi)，但對投資方而言存在資金壓力、收益波動和安全運(yùn)行的風(fēng)險，具備一定資金及產(chǎn)品服務(wù)壁壘，因此能源服務(wù)方一般以對儲能建設(shè)和運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)較多的綜合能源公司、能源集團(tuán)、儲能設(shè)備商為主。2022年工商業(yè)儲能占比僅為全國儲能能量口徑6.7%。用戶側(cè)儲能主要包含工商業(yè)儲能及戶用儲能，我國用戶側(cè)儲能以工商業(yè)儲能為主。根據(jù)中電聯(lián)公布的數(shù)據(jù)推算，2022年工商業(yè)及產(chǎn)業(yè)園區(qū)用儲能新增裝機(jī)容量約523MWh，約占2022年新增電化學(xué)儲能電站總能量口徑的6.7%，占比較小。從裝機(jī)地區(qū)看，用戶側(cè)項(xiàng)目主要在浙江、廣東、江蘇、安徽等地。當(dāng)前工商業(yè)經(jīng)濟(jì)性主要來源于峰谷價差套利。對于未使用光伏用戶，經(jīng)濟(jì)性主要體現(xiàn)在利用儲能進(jìn)行峰谷套利；對于光伏用戶而言，則可以通過自發(fā)自用節(jié)省購電成本。目前工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性主要來源于峰谷套利，同時還來自于能量時移、需量管理、備電需求以及未來的電力現(xiàn)貨市場套利及電力輔助服務(wù)。平均峰谷價差逐漸拉大，為工商業(yè)儲能套利提供可能性。2021年7月26日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，各省響應(yīng)出臺拉大峰谷價差。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2022年全國30省市平均峰谷價差已達(dá)到0.70元/kWh。自2023年以來，峰谷價差進(jìn)一步拉大，全國30省份1-6月平均峰谷價差達(dá)0.78/0.75/0.72/0.69/0.68/0.69元每度，除4月和5月以外，其他月份峰谷價差較2022年均有所上漲。進(jìn)入6月峰谷價差持續(xù)維持高位。2023年6月，17省份尖/峰谷價差超0.7元/kWh，其中5個省份尖/峰谷價差超0.9元。廣東、海南、浙江尖/峰谷價差持續(xù)維持高位，分別為1.35/1.24/0.97元/kWh。兩充兩放縮短投資回收周期。以工商業(yè)儲能配置時長2小時、每年可工作330天計算，則兩充兩放的情況下10年充放6600次，基本達(dá)到鋰電池壽命，是比較合理的充放電策略。我們以5MW/10MWh規(guī)模為例，假設(shè)其初始成本為1.6元/Wh，放電深度90%，充放電損耗90%，年運(yùn)維費(fèi)用為初始投資的1%?？紤]第三方工商業(yè)儲能模式，即全部由第三方儲能運(yùn)營商投資運(yùn)營，用戶和運(yùn)營商按15%和85%的比例分成。在此假設(shè)下，假設(shè)每天兩充兩放平均價差為0.7元/kWh，則第三方運(yùn)營商全投資收益率可達(dá)到6.9%，基本具備投資價值。我國各省峰谷電價設(shè)置主要有四種模式：（1）谷時段處于白天，可進(jìn)行一次峰谷和一次峰平套利：以新能源比例較高的西北部分省份，如寧夏、甘肅、青海等地為代表，通常整個白天均為谷時段，早上和晚上為峰時段。這些地區(qū)可以設(shè)置兩充兩放策略，但僅能進(jìn)行一次峰—谷和一次峰—平套利，且由于本地電價水平較低，價差不明顯。以甘肅110kV兩部制電價為例，峰-谷價差僅為0.15元/kWh，峰-平價差0.063元/kWh，經(jīng)濟(jì)性較差。（2）中午和凌晨均設(shè)置谷時段，可進(jìn)行兩次峰谷套利：以浙江、新疆、山西等省份為代表，通常在午間和凌晨設(shè)置低谷時段，早上和下午（或晚間）設(shè)置高峰或尖峰時段，這樣可以享受兩次峰-谷套利，是最適合工商業(yè)峰谷套利的地區(qū)。浙江省110kV兩部制電價兩次峰—谷平均價差為0.7元/kWh，如果兩次尖峰—谷套利，價差則為0.9元/kWh，完全具備投資價值。（3）凌晨為谷時段，中午為平段，可進(jìn)行一次峰谷和一次峰平套利：其余大多數(shù)省份，通常凌晨為谷時段，午間為平時段，這些省份只能進(jìn)行一次峰—谷和一次峰—平套利，但由于部分發(fā)達(dá)省份電價水平較高且電價水平差距較大，仍有可能具備峰谷套利經(jīng)濟(jì)性。如廣東省110kV兩部制用戶平均價差0.68元/kWh，7—9月實(shí)行尖峰電價時平均價差0.97元/kWh，年平均價差達(dá)到0.75元/kWh。（4）僅中午設(shè)置谷時段，僅能進(jìn)行一次峰谷套利：代表省份是山東省，雖然中午設(shè)置為低谷甚至深谷，但由于高峰期緊貼深谷，僅能進(jìn)行一次峰谷套利，經(jīng)濟(jì)性不突出。3.2電改推動需求側(cè)資源發(fā)展工商業(yè)儲能成關(guān)鍵環(huán)節(jié)停電限電將直接影響企業(yè)生產(chǎn)，備電焦慮助長工商業(yè)儲能需求。2021年全國多地出現(xiàn)拉閘限電亂象，2022年以來，四川、山東、浙江、江蘇、安徽等省先后發(fā)布限電通知。電力雖占大多數(shù)行業(yè)成本比重不高，但停電限電將直接導(dǎo)致企業(yè)停產(chǎn)。引發(fā)而來的除停工時造成的經(jīng)濟(jì)損失外，更有啟停效率、成本等多種不利于生產(chǎn)的因素。因此以高耗能企業(yè)為代表的工商業(yè)用戶具有備電需求。而儲能系統(tǒng)可在停電或限電時可替代UPS電源實(shí)現(xiàn)備電，若疊加分布式光伏，則可實(shí)現(xiàn)電的自發(fā)自用，盡可能減少突發(fā)停電造成的經(jīng)濟(jì)損失。電改推動需求側(cè)資源發(fā)揮更大作用。隨著缺電現(xiàn)象愈演愈烈，電力體制改革加速，推動需求側(cè)資源發(fā)揮更大作用。5月19日，國家發(fā)改委發(fā)布了《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》和《電力負(fù)荷管理辦法（征求意見稿）》，對新形勢下需求側(cè)管理政策進(jìn)行整合和提升。首先，在定義上，電力負(fù)荷管理包括需求響應(yīng)和有序用電等措施，需求響應(yīng)是指應(yīng)對短時的電力供需緊張、可再生能源電力消納困難等情況，通過經(jīng)濟(jì)激勵為主的措施，引導(dǎo)電力用戶根據(jù)電力系統(tǒng)運(yùn)行的需求自愿調(diào)整用電行為，實(shí)現(xiàn)削峰填谷，提高電力系統(tǒng)靈活性，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，促進(jìn)可再生能源電力消納。此外，本次政策還提出要鼓勵需求側(cè)響應(yīng)主體常態(tài)化參與各類電能量、輔助服務(wù)市場、應(yīng)急備用服務(wù)、容量市場或容量補(bǔ)償?shù)仁袌觯S富收益來源，并建立完善與電力市場銜接機(jī)制。有序用電逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌龌瘷C(jī)制，工商業(yè)儲能有更大發(fā)揮空間。5月19日政策對有序用電和需求側(cè)管理機(jī)制進(jìn)行了重大調(diào)整，明確要用市場化手段、經(jīng)濟(jì)激勵為主的方式來提高需求側(cè)響應(yīng)能力，一方面除了電能量市場外，通過推動需求側(cè)資源進(jìn)入輔助服務(wù)市場和容量市場，使得需求側(cè)資源有更豐富的收益來源。仍以上述浙江5MW/10MWh為例，假設(shè)浙江按照杭州蕭山4元/kWh標(biāo)準(zhǔn)參與需求側(cè)響應(yīng)，并假設(shè)一年參與20次需求側(cè)響應(yīng)，放電深度90%，在不考慮容量電費(fèi)的情況下，可使得全投資IRR由6.9%提升至10.9%。目前需求側(cè)響應(yīng)時長正處于逐步完善并加速發(fā)展的過程中，需求側(cè)響應(yīng)市場基礎(chǔ)制度和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范逐漸出臺，預(yù)計未來需求側(cè)響應(yīng)等將成為工商業(yè)儲能盈利模式的重要補(bǔ)充。更加關(guān)鍵的是，有序用電將作為托底手段，工商業(yè)儲能保電能力將得到充分發(fā)揮。此次政策明確有序用電的實(shí)施條件，則規(guī)定必須在“提升發(fā)電出力、市場組織、需求響應(yīng)、應(yīng)急調(diào)度”等措施后仍無法滿足電力電量平衡，才可以實(shí)施。與此前版本表述最明顯的區(qū)別是，有序用電需要先用市場化措施，失效后才可以由行政手段接入，這將充分釋放工商業(yè)儲能保電能力。3.3輸配電價改革鼓勵用戶進(jìn)行需量管理新增潛在重要收益來源2023年5月15日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項(xiàng)的通知》。這預(yù)示著第三監(jiān)管周期輸配電價改革終于落地。此次輸配電價改革力度較大，其中比較關(guān)鍵的點(diǎn)有：（1）提高容（需）量電價，降低電量電價本輪輸配電價改革的一大亮點(diǎn)是普遍提高了容（需）量電價，而降低了電量電價。其中除了容（需）量和電量電價同時降低的省份外，只有廣東、北京、山西、四川等省份是降低了容（需）量電價而提高了電量電價，剩余省份均不同程度提高了需量電價。這一改革的目的，實(shí)際上是推動工商業(yè)企業(yè)更多的對其用電負(fù)荷進(jìn)行管理。（2）給與優(yōu)惠條款：每月每千伏安用電量達(dá)到260千瓦時及以上的，當(dāng)月需量電價按本通知核定標(biāo)準(zhǔn)90%執(zhí)行。這條政策主要目的是推動工商業(yè)企業(yè)進(jìn)行最高負(fù)荷管理，在保持總用電規(guī)模的前提下，盡量降低最高用電負(fù)荷即可享受相應(yīng)的優(yōu)惠。我們以前文所述浙江5MW/10MWh工商業(yè)儲能為例，假設(shè)公司配儲規(guī)模為變壓器容量的20%，即變壓器容量為25MW，假設(shè)接入110kV電網(wǎng)，每月變壓器等效利用率為40%，不配儲的情況下最高用電負(fù)荷為變壓器容量的70%，在配儲的情況下最多可以將最高用電負(fù)荷降低至變壓器容量的50%。在此假設(shè)下，采用工商業(yè)儲能降低需量電費(fèi)，第一年理論最大節(jié)省需量電費(fèi)可達(dá)218.4萬元，在考慮DoD和儲能衰減等情況下，最大可將工商業(yè)儲能全投資IRR從6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。當(dāng)然，這是一種比較理想的簡單估算，控制最高用電負(fù)荷可能會導(dǎo)致工商業(yè)儲能充放電策略發(fā)生變化，進(jìn)而導(dǎo)致峰谷價差套利空間減小，從而使得實(shí)際收益率難以達(dá)到理想值。但不論如何，新的需量電費(fèi)規(guī)則為工商業(yè)儲能提供了可能的額外收益，也提高了用戶側(cè)提高需量管理的意愿，進(jìn)而降低電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。4．關(guān)鍵結(jié)論與投