电力设备新能源行业：工商业储能乘势而上，市场环境持续优化

分析师：杨睿SAC NO：S1120520050003分析师：李唯嘉SAC NO：S1120520070008 2023年9月21日 摘要 工商储市场有望迎可观增速。受益于工商业储能系统的经济性提升以及企业备电需求提升，工商业储能市场在今年有望迎来高增。根据《2023中国工商业储能发展白皮书》预测，2023年中国工商业储能新增装机规模有望达到300-400MW；到2025年末中国工商业储能装机总量有望达到3.2GW。 国内市场环境持续优化，商业模式多样发展。1）成本端：原材料价格下跌将带来电芯成本压力缓解；2）政策端：国家及地方层面出台多类政策，鼓励工商业储能发展，并推进灵活的电力市场环境，为工商储盈利创造良好条件。一方面作为工商储主要盈利来源的峰谷价差在拉大且套利空间在持续扩大；另一方面工商储的盈利渠道更为丰富，已拓展至需量管理、需求侧响应等；3）市场端：“工商业储能+虚拟电厂”的结合增强了电力系统与电力市场化的衔接性。综上，我们认为，目前国内环境多维度赋能工商储的市场发展，推动工商储应用规模持续扩大。 供给侧发力，产业链积极布局。在工商业储能快速发展的背景下，产业链各环节包括锂电池及系统制造商、光伏产业链公司以及专业的储能集成商，都在积极布局相关领域，推动技术快速迭代以顺应市场需求。 投资建议：具备渠道资源、区域客户资源和较强品牌影响力的企业有望率先受益；致力于降本增效、技术创新以提升产品性能的企业有望率先突围；随着电力市场化持续深入，“工商业储能+虚拟电厂”的结合模式成为发展趋势，对于已经掌握核心软硬技术、优质灵活性资源的平台企业或将在未来形成较高壁垒；具备海外开拓优势的企业有望受益于全球需求共振。 受益标的：阳光电源、科华数据、盛弘股份、上能电气、金盘科技、科士达、锦浪科技、宁德时代、亿纬锂能、国能日新、芯能科技等。 风险提示：上游原材料价格上涨风险；电力市场化改革发展不及预期；下游用电需求放缓；市场竞争加剧等风险。 01储能必要性凸显，衍生工商业场景应用 新能源比例持续提升。近年，国内光伏和风电装机占比持续提升，到2022年我国光伏和风电的装机占比达30%。新能源具备间歇性、波动性等特征，大规模接入对电力系统提出了更高的要求，电力系统的各个环节包括电源侧、电网侧、用户侧以及储能侧都需要不断创新发展予以转型适配。 根据《新型电力系统发展蓝皮书》，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。其基本特征包括：安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合。 1场景多样性发展，衍生工商业储能模式 新型电力系统下，储能发挥重要作用。 储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术。 电力系统是储能领域的主要的应用场景，储能可提供调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务；此外，储能在通信、数据中心、轨道交通等其他应用领域也具备增长空间。 场景多样性发展，衍生工商业储能模式1 工商业储能是用户侧重要的可调配资源。 根据在电力系统中的应用环节不同，储能可分为电源侧、电网侧以及用户侧储能。其中用户侧储能又可细分为户用储能和工商业储能，目前我国用户侧储能主要以工商业储能为主，是指在工业或商业终端使用的储能系统，可以实现自发自用、峰谷价差套利以提高用能经济性、作为备用电源以提高用电可靠性、改善分布式光伏消纳等目标。 工商业储能的应用场景主要包括：单独配置（小型工厂、商场）、光储（充）电站以及与微电网耦合。 图：工商业储能的主要应用场景 单独配置： 微电网： 小型工厂、商场：通过储能削峰填谷、需量管理来削减用电费用，储能在商场中还可用作备用电源。 微电网既可以并网运行又可以离网运行，现阶段的微网项目，以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网居多。在微网场景中，通常会有光伏、柴油发电机、风机等多种能源供应，而储能作为中间协调，可稳定电源供应与负荷需求之间的平衡。 光储（充）电站： 光伏发电，储能设备可实现余电存储和提供电能充电；光储充集成助力削峰填谷和综合经济性提升，降低对电网冲击。 02主要工商业储能市场发展现状 中国：工商业储能发展迈入快车道2.1 工商业储能发展迈入快车道。 工商业储能规模快速增长。 •根据《2023中国工商业储能发展白皮书》统计及预测：2023上半年，中国用户侧储能项目新增装机规模约138MW，其类型主要是工商业储能；预计2023年中国工商业储能新增装机规模有望达到300-400MW，到2025年末中国工商业储能装机总量有望达到3.2GW。•根据GGII预测：2023年国内工商业储能新增装机规模将达8GWh，同比增长300%。 基于智研咨询统计的2022年中国工商业储能累计装机为705.5MW，按照2025年3.2GW测算，2022-2025年累计装机CAGR有望超60%。 华东区域的工商业储能投运规模最大。根据《2023中国工商业储能发展白皮书》统计，2022年华东区域的工商业储能投运规模累计达到373MW，占全国工商业储能装机总功率的37.8%；其中，浙江和江苏由于用电多、峰谷价差高等因素，工商业储能经济性突出，项目布局积极性较高。 美国：工商业储能装机快速增长2.2 IRA政策推出，推动储能行业发展。 ITC政策获强化，加大储能补贴力度。2023年1月1日美国IRA法案为储能项目提供的激励措施正式生效，储能项目有望获得30%以上的投资抵免，包含：1）基本抵免方面：IRA法案将ITC政策延长十年，而且首次将独立储能纳入ITC抵免范围；2）额外抵免方面：对于表前和工商业项目，以1MW规模为分界线，若满足相关条件则可获得额外的补贴。 IRA细则发布，进一步明确相关要求。2023年5月，美国国税局和财政部正式发布了针对IRA法案中本土制造相关激励补贴的指导细则，具体要求明确后，利于项目税收抵免实施和项目建设推进。 2.2美国：工商业储能装机快速增长 美国储能装机增长，23Q1工商业占比提升。 近 年，美国 储 能 装 机 实 现 快 速增长。2021年 和2022年 新增总的 储能 装 机 规 模 分 别 为3.6GW/10.9GWh和4.8GW/12.2GWh，同 比 分 别 增 长149.30/209.14%和34.21/11.84%。 2023Q1工商业储能新增装机明显提升。根据Wood Mackenzie统计，2023年Q1美国工商业储能新增装机规模达到69.1MW/203.3MWh，同比增速达119%/145%；2023Q1美国新增工商业储能装机占比超8%，较2022年和2021年的所占比例有明显提升。 工商业储能装机有望快速增长。美国储能需求释放以及延期项目交付下，根据Wood Mackenzie预测，预计2023年美国工商业储能装机规模将增长1倍以上；到2027年，工商业储能年新增装机将达到1.1GW。 2.3全球：工商业储能迎来黄金发展期 工商业储能迎来黄金发展期 根据《2023中国工商业储能发展白皮书》统计： •2022年全球新型储能的累计装机量达到46.2GW，其中工商业储能装机总量为4.2GW，约占全球新型储能累计装机量的9.1%；•从全球区域分布来看，全球工商业储能主要集中在美国、德国、日本和中国，四个国家工商业储能装机量约占全球装机总量的79%。 根据《2023中国工商业储能发展白皮书》预计： •2023年全球工商业储能新增装机量将达到1.5GW；•2025年全球工商业储能累计装机有望到11.5GW，美国和中国将成为两大主要市场。 03国内市场环境持续优化，商业模式多样发展 成本端：储能系统成本有望下行3.1 原材料价格回落，储能系统成本呈下行趋势。 电池级碳酸锂价格自2022年末开始回落。根据WIND统计，2023年9月18日电池级碳酸锂(99.50%,国产)均价为18.1万元/吨，较2022年12月底的价格53万元/吨下降了65.85%。按照单GWh电池碳酸锂需求量为600吨粗略计算，碳酸锂单吨价格每下降10万元，电芯成本将下降约0.06元/Wh，目前储能电芯价格较年初下降。根据鑫椤资讯，截至2023年9月19日，方形磷酸铁锂储能电芯价格0.56元/wh，相较于2月15日价格0.92元/wh下降约39.13%。原材料价格回落、电池产能释放加之市场竞争下，储能系统报价下行明显。根据储能与电力市场统计，2小时储能系统加权平均报价在2023年8月达到新低，为1.052元/Wh。 资料来源：WIND，华西证券研究所 政策端：推进分布式配储3.2 多地出台分布式光伏配储政策。 根据国家能源局统计，2023年上半年全国新增分布式光伏装机达4096.3万千瓦，同比高增108.43%；分地域来看，河南、江苏、山东、安徽、浙江为分布式光伏装机增长前五省份，其中江苏和浙江的工商业光伏装机增长显著。目前，分布式光伏装机发展领先的省份中，已有多地陆续发布分布式光伏配储相关政策。从配储要求上看，储能配置比例一般为8%及以上，个别达到15%及以上；配储时长大部分未做要求，少部分地区是在2小时及以上。 专项补贴政策鼓励工商业储能拓展。多省份针对用户侧储能发布了相关补贴政策，补贴方式包括放电补贴、容量补贴以及投资补贴：1）放电补贴：浙江温州瓯海区、龙港出台较高的补贴标准，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴；2）容量补贴：对项目给予容量补贴，补贴年限方面包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴，统计到的补贴标准在100-300元/kW之间；3）投资补贴：广东等地按照装机容量/总投资额给予储能投资补贴，投资补贴比例在2%-30%之间。 政策端：创造更为灵活的市场环境3.2 分时电价机制推动峰谷价差拉大。 2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出：1）合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。2）建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。各地方逐步推进落实分时电价相关政策。 2021年以来已有多省份出台相关政策确定峰谷电价、尖峰电价，工商业的分时电价逐渐完善。表：工商业用户分时电价政策（部分省份） 3.2政策端：创造更为灵活的市场环境 分时电价机制推动峰谷价差拉大。 多地平均峰谷价差拉大。根据CNESA统计，2023年上半年有18个省/市/地区的电网代理购电（一般工商业1-10kV）最大峰谷价差平均值超过了2022年，其中有6个地区的峰谷价差增加超0.1元/kWh，江西、山东以及河北（南网）的增加尤为显著，分别为0.303元/kWh、0.178元/kWh以及0.141元/kWh。 多地平均峰谷电价差已达经济性门槛。工商业用户可采取电网代理购电方式从电力市场购电，低电价时充电、高电价时放电的重要收益方式决定了其对峰谷价差的敏感性。考虑到储能的度电成本，根据CNESA对一般工商业10kV电价变化和各地电网代购电最大峰谷电价差平均值统计，0.7元/kWh是用户侧储能实现经济性的门槛价差，2023年上半年统计的32个省/市/地区的总体平均价差约为0.72元/kWh，其中有19个省/市/地区超过0.7元/kWh；2023年上半年平均峰谷电价差前三的地区分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖南省0.985元/kWh。 3.2政策端：创造更为灵活的市场环境 “两充两放”，扩大峰谷价差套利空间。 