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工商业储能发展正当时证券分析师邓伟执业证书编号S0210522050005 证券研究报告|行业深度报告电力设备及新能源行业评级强于大市（维持评级） 2023年08月04日请务必阅读报告末页的重要声明摘要 ➢ 政策、经济性、能源安全推动工商业储能发展加速政策端电力源网荷储一体化，灵活发展用户侧新型储能，工商业储能政策支持力度加大。新型电力系统发展蓝皮书提出分散化需求响应资源进一步整合，用户侧灵活调节和响应能力提升至5 以上，促进新能源就近就地开发利用和高效消纳。经济性峰谷价差持续扩大，峰谷套利模式收益提升，现货市场有望再次提升工商业经济性。根据经济性模型测算，当前国内广东工商业储能IRR已超13（仅峰谷套利部分），此外工商业储能还可显著降低需量电费，并通过虚拟电厂削峰填谷方式获得收益。能源安全诉求冬夏高峰期高负荷企业“稳供电防限产“诉求，工商业储能实现降峰、供电双保险。经济高速发展刺激电力需求加大，日内负荷波动性提高，尤其夏季用电高峰期，对高负荷用户限电限产以进行需求响应事件频发，工商业用户配储以保证生产连续性需求驱动因素增强。 ➢ 一体化储能系统加速渗透，工商业产品趋向标准化供给侧新产品加速迭代，一体化储能系统渗透率有望提升工商业储能一体机产品交直流系统一体化设计，减少直流电缆及开关，产品成本更低；并且标准化设计，系统性交付，无需定制化产品，现场施工调试快。随技术进步迭代，储能产品集成度提升，目前多数工商业储能企业均推出了一体化机柜。 ➢ 销售渠道建立核心壁垒，技术迭代铸就强者恒强渠道优势成为工商业储能企业核心竞争力工商业储能单个项目规模相对较小，但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，因此具有广泛渠道布局及地域资源的企业或将率先实现突破。工商储技术迭代更快技术壁垒成为护城河工商业储能作为用户侧储能，主要目标客户为小工商业用户，对产品性能、寿命、运维等方面均提出较高要求，具有核心技术优势与研发能力赛道龙头更具竞争力。 ➢ 投资建议建议关注具备全球化布局能力的工商业储能集成龙头【科华数据】、【盛弘股份】、【阳光电源】；借助于工商业光伏/用户侧资源发力工商业储能EPC的领先公司【苏文电能】、【芯能科技】；业务横向拓展至工商业储能的大储/户储领先公司【南都电源】、【派能科技】、【华自科技】、【固德威】、【锦浪科技】、【德业股份】等；凭借技术和客户协同性切入到工商业储能设备集成的电网设备公司【杭州柯林】、【金冠股份】、【科林电气】、【三晖电气】、【威腾电气】、【西力科技】等；具备良好发展前景的光储充领军企业【星云股份】、【特锐德】等；此外建议关注【麦格米特】、【合康新能】等。 ➢ 风险提示电力市场化改革趋缓、原材料成本上升、宏观经济性风险 2 oPuNtRrRzQpNmNzQqQoRwOaQ8Q7NmOqQsQpMkPrRwOjMqQqN6MrQrOuOnNmQNZsQtQ 目录 3 ◼ 工商业储能行业概况及发展 ◼ 商业模式分析及IRR测算 ◼ 储能企业产品及销售模式 ◼ 市场空间及行业相关标的 ◼ 风险提示 ◼ 工商业储能行业概况 ◼ 欧美装机规模较小，成长空间广阔 ◼ 国内仍处发展初期，装机建设提速 1.1 工商业储能行业概况 ➢ 工商业储能系统Commercial and Industrial CI Energy Storage Systems，主要用于工业和商业企业的能源管理。 ➢ 根据应用场景及系统规模不同，可以对储能系统进行分类从应用场景看，工商业储能与户用储能同属于用户侧储能，通过与其他负载等构建微电网，主要作为负荷侧参与电网运行。从系统规模看，工商业储能电站规模一般在百千瓦时至数十兆瓦时之间（100kwh-10MWh），介于户储及大储之间。 4资料来源新型电力系统发展蓝皮书，华福证券研究所图源网荷各侧新型储能应用场景 1.2 用户侧储能重要性逐步显现 ➢ 作为用户侧储能，工商业储能广泛应用与智慧城市、工业园区、社区商圈、商业写字楼等大型工商业高耗能单位，实现能源智慧化管理。主要应用模式包括 ①削峰填谷通过谷时充电储能、峰时放电供能,减少企业或园区的用电成本,为客户节约用电端电费 ②需量响应当短期用电功率大于变压器容量时，储能系统进行快速放电，满足负载电能需量要求。 ③电力交易在电力市场交易平台上，结合负荷预测进行短期电力交易，实现收益最大化 ④离网备电在电力中断时，为重要负载进行不间断短时供电，减少由于负载突然掉电造成的经济损失。 5资料来源盛弘股份官网，华福证券研究所图用户侧储能主要应用模式 ①削峰填谷 ②需量响应 ③电力交易 ④离网备电 6 1.3 海外欧美工商业光储主要政策梳理资料来源cpuc,seia,ibb,miteco，华福证券研究所国家光储减/免税光储补贴是否含工商业美国 IRA延长ITC十年和提高基础抵免比例至30 部分州提供储能补贴（如加州SGIP储能激励政策，户储0.15- 0.5美元/Wh；非户储补贴0.18-0.36美元/Wh）含德国 2023年起全国免除发电量所得税及19VAT 柏林等部分地区仍有储能补贴柏林300欧元/kWh。免除发电量所得税及VAT含容量不超过30KW的商业物业意大利无提供安装费用110的收入税抵免，从2023年起该比例将逐年退坡。含西班牙停止征收光伏发电自用税（7），最高减免购置费用20的收入税。 2021年可再生新能源的援助补贴为13.2亿欧元；其中针对储能补贴2.2亿欧元，户用可获70的储能购置费用抵免。含 ➢ 美国储能（包括大储、工商业及户储）均可获得IRA税收抵免。2022年8月通胀削减法案发布ITC新政，针对储能方面主要为延长ITC十年、提高税收基础抵免比例至30；新政相对之前不再要求储能必须配套光伏，独立储能（包括大储/工商业储能、户储）均可享受；另外部分州提供储能补贴政策，如加州SGIP针对非户储补贴（含工商业储能） 0.18-0.36/Wh。 ➢ 欧洲主要国家部分国家对工商业储能有政策支持。欧洲国家对于储能方面的税收减免或补贴政策相对更偏向于户储，工商业储能方面较少；其中德国对于光储的税收减免和补贴政策主要是针对家庭部门和不超过30KW的商业物业等；意大利和西班牙的光储政策含工商业部门。表海外国家工商业储能政策 1.4 欧美工商业储能当前装机规模较小，成长空间广阔 ➢ 主要国家目前工商业储能规模都相对仍较小，后续成长空间广阔。美国工商业装机规模持续高增工商业储能Q1装机69.1MW/ 203.3MWh，环比44/112，同比10/43；在美国大储与户储Q1装机均大幅下降的情况下，工商业储能实现环比大幅增长，主要由于部分原2022年预计完成的项目推迟至23Q1完成。德国工商业装机占总装机比例低于52021年工商业储能装机27MW/57MWh，分别占总装机4.2/3.4。 7 26 34.40 43.60 57.83 63 26 27 48 69 66 60.10 92.00 131.51 142 59 56 96 203 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 2021Q1 2021Q2 2021Q3 2021Q4 2022Q1 2022Q2 2022Q3 2022Q4 2023Q1 储能装机功率（MW 储能装机电量（MWh Grid scale（MW Residential （MW non-residential （MW Grid scale（MWh Residential （MWh non-residential （MWh 2 9 17 28 48 57 1 6 9 14 25 27 0 500 1,000 1,500 2016 2017 2018 2019 2020 2021 HSS年度装机情况（MWh） HSS年度装机功率（MW ISS年度装机情况（MWh） ISS年度装机功率（MW LSS年度装机情况（MWh） LSS年度装机功率（MW 年度总装机情况（MWh）年度总装机功率（MW）图美国储能装机数据图德国储能装机数据资料来源Woodmac，华福证券研究所 1.5 我国当前工商业储能发展仍处初期 ➢ 2022年我国用户侧储能装机占总装机比例约为5 根据CESA统计，2022年我国新增电化学储能5.9GW，其中用户侧储能新增装机0.3GW，约占新增储能装机规模5.2 ；其中分布式及微网0.10GW，约占新增总规模1.7，用户侧削峰填谷0.2GW，约占新增总规模3.5。（注用户侧储能户用储能广义工商业储能，广义工商业储能分布式光伏配储工商业独立储能，可认为我国户用储能暂无市场，用户侧储能全部为工商业储能）。 8 图CESA中国2022年新增电化学储能装机数据（GW）资料来源CESA，CNESA，华福证券研究所 2.2 , 38 0.6 , 10 1.4 , 24 0.10 , 2 0.20 , 4 1.1 , 19 0.20 , 3 新能源储能电源侧辅助服务电网侧储能分布式及微网用户侧削峰填谷共享储能其他图CNESA 2021年中国新增储能应用分类目录 9 ◼ 工商业储能行业概况及发展 ◼ 商业模式分析及IRR测算 ◼ 储能企业产品及销售模式 ◼ 市场空间及行业相关标的 ◼ 风险提示 ◼ 分布式光伏配储 ◼ 峰谷价差套利 ◼ 现货交易 ◼ 需量电费管理 ◼ 需求侧响应 2.1 工商业储能商业模式分类 ➢ 作为用户侧储能，一般情况下工商业储能通过电价差获得收益，主要包括以下三种商业模式 ①需求管理（Demand charge management）利用储能电池系统，减少客户峰值电力需求及相关费用。 ②峰谷套利（Time-of-use TOU arbitrage）随着分时电价、现货市场等全面推进，利用峰谷价差实现低充高放，从而实现峰谷价差套利。 ③自发自用（Self-consumption）光伏上网电价相比用电电价有大幅折价，通过工商业储能配套分布式光伏系统，实现光伏发电高比例自发自用。此外，随分布式微网、虚拟电厂等方式接入大电网，工商业储能也可通过参与调峰调频等辅助服务方式，获得一定收益（此时类似于电网侧储能）。 10资料来源国家电网，合康新能，华福证券研究所图江苏省7月分时电价（元/kwh）、工商业储能峰谷套利及需求管理 2.2 工商业分布式光伏配储（类户储模式） ➢ 工商业储能作为规模相对较大的用户侧储能（相比户储），同时兼具大储与户储商业模式。类比户用光储系统自发自用、日发夜用模式，工商业储能通过配套分布式光伏系统，如工业园屋顶光伏等，构建园区微电网，可以实现日间余电存储，夜间或峰时放电，从而降低企业用电成本。 11资料来源江苏电网，华福证券研究所表工商业光储收入测算工商业光储收益测算模型（江苏7月35kv工商业电价）假设以光伏上网电价作为充电成本，放电电量中，峰时与夜间各一半参数储能设备成本 1300 储能电站成本含设计及建设成本（元/kWh） 1500 储能功率 MW 5 储能时间（h） 2 光伏平均上网电价（元/kWh） 0.25 峰时电价（元/kWh） 1.13 夜间电价，以平时计（元/kWh） 0.66 放电深度（） 75 系统能量效率 90 循环寿命（次） 6000 储能单日充放电次数（天） 1 生命周期（年） 16.44 建设成本（万元） 1500 假设1放电电量中，峰时与夜间各一半每日节约电费（元） 4356.79 年节约电费（万元） 159.02 假设2放电电量中，均在峰时释放每日节约电费（元） 5956.20 年节约电费（万元） 217.40 ➢ 系统相关假设江苏某5MW/10MWh园区工商业储能电站建设总成本1500万元；以光伏平均上网电价作为系统充电成本，每日充放一次；放电深度 75，系统效率90。结果一若峰时与夜间各放电一半，年节约电费159万元结果二若全部峰时放出，年节约电费217万元图江苏省7月分时电价（元/kwh） 2.3 工商业峰谷价差套利模式 2.3.1 分时电价机制逐步完善 ➢ 分时电价机制逐步完善，峰谷价差拉大利于工商业储能盈利改善 2021年7月26日，发改委价格司发布关于进一步完善分时电价机制的通知，提出优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障三方面要求。其中，对于优化分时电价机制，重点提出完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。 12资料来源发改委，华福证券研究所表关于进一步完善分时电价机制的通知政策要求详细内容总体要求适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。优化分时电价机制完善峰谷电价机制科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。合理确定峰谷电价价差。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，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41；其他地方原则上不低于31。建立尖峰电价机制各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。强化尖峰电价、深谷电价机制与电力需求侧管理政策的衔接协同，充分挖掘需求侧调节能力。健全季节性电价机制日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。 2.3.2 峰谷价差加大显著提升工商业储能盈利能力 ➢ 峰谷价差套利是工商业储能目前最常见最普遍商业模式之一，通过低充高放实现套利。随着分时电价机制逐步完善，多省市推出季节性尖峰电价机制在夏季与冬季部分用电高峰月份，尖峰电价（部分省市还有深谷电价机制）进一步拉大峰谷价差；多省市更新峰谷电价政策，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高，意味着峰谷电价差进一步拉大，为储能打来更多盈利空间。 13 省市发布时间相关政策峰谷时段划分季节性电价峰谷比价水平河南 11月5日全年峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时，其中，高峰时段为10-14时和17-21时，低谷时段为23时至次日7时，其余时段为平段每年1月、7-8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 峰平谷电价比调整为1.6410.41，峰段电价以平段电价为基础上浮64、谷段电价以平段电价为基础下浮59 每年1月、7-8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18-19时，7-8月尖峰时段为每日12-14时和20-21时，用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20 江西 11月7日其他季节2-6、10-11月1600-2200为高峰时段，0000-0600为低谷时段，其余为平段冬季1月、12月每日1700-1900为尖峰时段，900-1200、1900-2000为高峰时段，0000-0600为低谷时段，其余为平段夏季7-9月每日2000-2200为尖峰时段，1600-2000为高峰段，0000- 0600为低谷时段，其余为平段高峰时段电价上浮50,尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20,低谷时段电价下浮50 山东 11月29日全年峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时，其中，高峰时段为10-14时和17-21时，低谷时段为23时至次日7时，其余时段为平段每年1月、7-8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 峰平谷电价比调整为1.6410.41，峰段电价以平段电价为基础上浮64、谷段电价以平段电价为基础下浮59 每年1月、7-8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18-19时，7-8月尖峰时段为每日12-14时和20-21时，用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20 河北 12月6日其他季节每年3、4、5月及9、10、11月低谷1-6时、12-15时；平段0-1时、6-12时、15-16 时；高峰16-24时夏季6、7、8月低谷0-8时；平段8-15时、23-24时；高峰15-19时、22-23时；尖峰19-22时冬季每年12、次年1、2月低谷1-6时、12-15时；平段0-1时、6-12时、15-16时；高峰16-17时、 19-24时；尖峰17-19时平段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动70；尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20 湖北 12月9日尖峰时段每日2000-2200低谷时段每日2300-次日700 每年用电高峰月份夏季7月8月、冬季12月1月，尖峰时段基础电价浮动比例由1.8调整为2，低谷时段基础电价浮动比例由0.48调整为0.45 尖峰电价180，低谷电价48 上海 12月16日除夏季外其他月份高峰时段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 1、一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮60，低谷时段电价在平段电价基础上下浮50 2、其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮17，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45 资料来源各省发改委，北极星储能网，华福证券研究所表部分省市工商业峰谷电价政策更新 2.3.3 全国主要省份7月峰谷价差一览 ➢ 7月峰谷价差看，上海市、广东珠三角五市、广东江门、广东惠州、湖南省等地区峰谷价差居前 ➢ 以35kv大工商业两部制电价为例 ①广东、海南、上海、浙江等东部省份峰谷电价差相对较大 ②7月部分省市进入夏季尖峰月份，尖峰电价机制价差更高以珠三角五市为例，7月价差为1.2011元/kWh（尖峰- 低谷），6月价差为0.8885（高峰-低谷），环比35。 14资料来源各省电网，华福证券研究所图部分省市7月工商业峰谷电价差（元/kwh） 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 上海广东珠三角广东江门市广东惠州市江苏湖南安徽海南重庆广东东西两翼浙江河南广东粤北山区山东北京城区江西陕西河北天津四川吉林黑龙江福建辽宁广西北京郊区内蒙古东山西青海新疆云南宁夏甘肃尖峰-低谷高峰-低谷 ③峰谷价差扩大是长期趋势同比数据看，近七成的区域，7月峰谷价差同比增长；环比数据看，超过九成的区域7 月峰谷价差环比增长（7月进入尖峰电价有一定影响，若不考虑尖峰电价，仅比较高峰-低谷价差变动，全国仅5省环比下降，且降幅低于2分/kwh）。 ④江苏、安徽等省目前暂无普适性尖峰电价政策，但其高峰-低谷价差相对处于全国居前注本章及后续测算相关电价数据均选取35kv大工商业两部制电价作为标准 2.3.4 以湖北为例电价相关政策解读 ➢ 三期输配电价政策6月起运行，新方案对线损及系统运行费进一步细化 5月国家发改委发布了国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知，新的输配电价方案将于6月1日实施。在6月份的代理购电价格中，出现了上网环节线损折价、系统运行费用。其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。 ➢ 因此电价实际计算方式为 5月代理购电价输配电价政府基金及附加代理购电综合损益分摊（部分区域）容/需量电价 6月起代理购电价输配电价上网环节线损折价政府基金及附加系统运行费用容/需量电价。峰谷电价基础电价（代理购电价输配电价上网环节线损折价）系数政府性基金及附加系统运行费（不同省份对基础电价定义可能不同，如广东对系统运行费部分也纳入基础电价，计算峰谷电价时会乘以系数，而湖北省系统运行费不计算系数）（注容/需量电价独立计入，与度电电价无关） 15 资料来源国网湖北，湖北发改委，华福证券研究所表湖北省工商业电价构成方式（电价数据为23年7月）（元/kwh）代理购电价电度输配电价上网环节线损系数政府性基金及附加系统运行费用合计尖峰-低谷高峰-低谷尖峰 0.4899 0.1065 0.0214 2.00 0.0452 0.0025 1.2833 0.9576 0.6425 高峰 1.49 0.9682 平时（基础电价） 1.00 0.6655 低谷 0.45 0.3257 2.3.4 以湖北为例峰谷价差计算方式 ➢ 湖北分时电价政策更新，提高冬夏两季尖峰电价系数，降低低谷电价系数 2022年12月9日，湖北省发改委出台了关于进一步完善分时电价机制有关的通知（鄂发改价管〔2022〕406号），在每年冬季、夏季用电高峰月份（冬季1月、12月，夏季7月、8月），省内执行峰谷分时电价政策用户的尖峰时段基础电价倍率由1.8调整至2.0，低谷时段基础电价倍率由0.48调整至0.45。其他月份尖峰、低谷时段的基础电价倍率仍分别按1.8和0.48执行。 16 图湖北省工商业峰谷电价系数及时段表湖北省储能电站两次充放对应电价差（元/kwh） 0.48 1 1.49 1 1.8 1 0.48 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 湖北峰谷电价系数-其他月份 0.45 1 1.49 1 2 1 0.45 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 湖北峰谷电价系数-冬夏湖北尖峰时段2000-2200；高峰时段900-1500；低谷时段2300-次日700；其余为平时段。与其他省份不同，湖北省全年均有尖峰、高峰、平时、低谷四个时段，冬夏调整尖峰及低谷系数从而放大峰谷价差。假设日内两次充放，则实际运行价差为一次“谷-峰”一次“平-尖峰” 除冬夏外8个月）代理购电价电度输配电价上网环节线损系数政府性基金及附加系统运行费用合计高峰-低谷尖峰-平时尖峰 0.4899 0.1065 0.0214 1.80 0.0452 0.0025 1.1597 0.4942 高峰 0.4899 0.1065 0.0214 1.49 0.0452 0.0025 0.9682 0.6240 平时（基础电价） 0.4899 0.1065 0.0214 1.00 0.0452 0.0025 0.6655 低谷 0.4899 0.1065 0.0214 0.48 0.0452 0.0025 0.3442 冬季夏季4个月）代理购电价电度输配电价上网环节线损系数政府性基金及附加系统运行费用合计高峰-低谷尖峰-平时尖峰 0.4899 0.1065 0.0214 2.00 0.0452 0.0025 1.2833 0.6178 高峰 0.4899 0.1065 0.0214 1.49 0.0452 0.0025 0.9682 0.6425 平时（基础电价） 0.4899 0.1065 0.0214 1.00 0.0452 0.0025 0.6655 低谷 0.4899 0.1065 0.0214 0.45 0.0452 0.0025 0.3257 资料来源国网湖北，湖北发改委，华福证券研究所 2.3.4 以湖北为例工商业储能峰谷套利IRR测算 ➢ 我们以湖北为例测算了工商业储能峰谷套利，当前电价差下，预期湖北省工商储全投资IRR约为5.59。 ➢ 关键假设如下 1）工商业储能电站成本1.5元/Wh 2）生命周期6000次，每日充放电2次 3）放电深度75，系统效率90 注两段充放电价差取全年算数平均值（冬夏4个月低谷与尖峰系数调整） ➢ 测算湖北工商业储能全投资IRR为5.6，主要原因由于湖北基础电价（0.6655元/kwh）相对较低，高峰时段系数也较小（1.49），因此两次充放电全年平均价差0.58元/kwh。 17 表湖北省工商业储能峰谷套利IRR测算资料来源国网湖北，湖北发改委，华福证券研究所参数储能设备成本 1300 储能电站成本含设计及建设成本（元/kWh） 1500 储能功率 MW 5 储能时间（h） 2 充放价差1（元/kWh） 0.63 充放价差2（元/kWh） 0.54 平均充放价差（元/kWh） 0.58 放电深度（） 75 系统能量效率 90 循环寿命（次） 6000 储能单日充放电次数（天） 2 前33生命周期容量保持率 90 33-66生命周期容量保持率 80 66-100生命周期容量保持率 70 运维成本（/系统成本） 8 其他成本（/系统成本） 10 电站残值（/系统成本） 5 建设成本（万元） 1500 表湖北省工商业峰谷套利测算相关参数单位万元 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 初始投资 -1500 运营利润 287.17 287.17 278.87 255.26 255.26 238.65 223.35 223.35 48.95 运维成本 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -3.20 其他成本 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -4.00 电站残值 75.00 现金流 -1500 254.32 254.32 246.02 222.41 222.41 205.80 190.50 190.50 116.75 IRR 5.59 2.3.5 以江苏为例工商业储能峰谷套利IRR测算 ➢ 我们以同样的参数测算江苏工商储全投资IRR为9.42，已具有一定盈利性江苏峰谷时段及系数如下江苏省高峰时段8-11，17-22；平时时段 11-17，22-24；低谷时段0-8。高峰系数1.7196，低谷系数0.4185。江苏IRR相比湖北有明显提升，主要由于更大的电价系数差带来更高峰谷价差，2次充放全年平均价差达0.67元/kwh，显著高于湖北0.58的价差注江苏对315千伏安及以上工业用电执行夏季尖峰电价，时间段为14-15，20-21，同时17-18调整为平时，尖峰电价为峰时电价上浮20，因无普适性此处测算暂不考虑江苏尖峰电价。 18 表江苏省工商业储能峰谷套利IRR测算资料来源国网江苏，华福证券研究所表江苏省工商业峰谷套利测算相关参数 0.28 1.13 0.66 1.13 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 7月江苏35kv工商业两部制分时电价（元/kwh）参数储能设备成本 1300 储能电站成本含设计及建设成本（元/kWh） 1500 储能功率 MW 5 储能时间（h） 2 充放价差1（元/kWh） 0.86 充放价差2（元/kWh） 0.47 平均充放价差（元/kWh） 0.67 放电深度（） 75 系统能量效率 90 循环寿命（次） 6000 储能单日充放电次数（天） 2 前33生命周期容量保持率 90 33-66生命周期容量保持率 80 66-100生命周期容量保持率 70 运维成本（/系统成本） 8 其他成本（/系统成本） 10 电站残值（/系统成本） 5 建设成本（万元） 1500 单位万元 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 初始投资 -1500 运营利润 327.85 327.85 318.37 291.42 291.42 272.46 255.00 255.00 55.89 运维成本 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -3.20 其他成本 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -4.00 电站残值 75.00 现金流 -1500 295.00 295.00 285.52 258.57 258.57 239.61 222.15 222.15 123.69 IRR 9.42 2.3.6 以广东为例峰谷价差相关政策及测算 ➢ 广东21年起即开始拉大峰谷价差，调整峰谷系数 21年9月，广东发改委发布关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知其中明确提出，拉大峰谷电价差，峰平谷比价从1.6510.5调整为1.710.38。尖峰电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25。尖峰电价执行时间为7月、8月和9月三个整月，尖峰电价每天的执行时段为11-12时、15-17时共三个小时。 19资料来源南网广东，发改委，北极星储能网，华福证券研究所图广东省工商业峰谷电价系数及时段表实际测算广东充放电价差（珠三角五市） ➢ 以珠三角五市电价为例尖峰-低谷价差为1.2011元/kwh，高峰-低谷价差为0.9086元/kwh 假设日内两次2h充放广东省内夏季为 “谷2h充-峰1h放尖峰1h放 ” “平2h充-尖峰2h放”，其他季节为 “谷2h充-峰2h放” “平 2h充-峰2h放”。综合测算广东珠三角五市全年加权平均充放价差为0.75元/kWh。0.38 1.7 2.125 1 2.125 1.7 1 0 0.5 1 1.5 2 2.5 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 广东峰谷电价系数-夏季 0.38 1 1.7 1 1.7 1 0 0.5 1 1.5 2 2.5 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 广东峰谷电价系数-其他春秋冬9个月）代理购电价电度输配电价上网环节线损系统运行费用系数政府性基金及附加合计充放1 充放2 高峰 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 1.70 0.0277 1.1978 0.9086 0.4818 平时（基础电价） 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 1.00 0.0277 0.7160 低谷 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 0.38 0.0277 0.2892 夏季3个月）代理购电价电度输配电价上网环节线损系统运行费用系数政府性基金及附加合计充放1 充放2 尖峰 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 2.13 0.0277 1.4903 1.0548 0.7743 高峰 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 1.70 0.0277 1.1978 平时（基础电价） 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 1.00 0.0277 0.7160 低谷 0.5659 0.1009 0.0158 0.0057 0.38 0.0277 0.2892 2.3.6 以广东为例工商业储能峰谷套利IRR测算 ➢ 6000次循环下广东工商业IRR可达13.2； 8000次循环下广东工商业 IRR可达17.9。以珠三角五市电价测算，参数主要假设与前述相同，夏季由于执行尖峰电价政策，两次充放分别为“谷2-峰1尖峰1” “平2-尖峰2”；全年取夏季与春秋冬充放电价差加权均值。 ➢ 我们认为在峰谷价差相对较高的广东省，工商业储能经济性已经较为优秀，且随着储能技术不断改进迭代，目前中高端的工商业储能产品已经可以实现8000次以上循环，对应全投资IRR达18。 20 表广东省工商业储能峰谷套利IRR测算（6000次循环）资料来源南网广东，华福证券研究所表广东省工商业峰谷套利测算相关参数单位万元 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 初始投资 -1500 运营利润 369.58 369.58 358.89 328.51 328.51 307.14 287.45 287.45 63.00 运维成本 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -14.60 -3.20 其他成本 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -18.25 -4.00 电站残值 75.00 现金流 -1500 336.73 336.73 326.04 295.66 295.66 274.29 254.60 254.60 130.80 IRR 13.17 单位万元 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 初始投资 -1500 运营利润 369.58 369.58 369.58 355.29 328.51 328.51 328.51 300.05