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1、|研究院公司金融總部風險管理部Table_Yemei0行內偕作深度報告2023 年 06 月 14 日Table_Title1碳達峰碳中和系列研究之工商業儲能篇碳達峰碳中和系列研究之工商業儲能篇星星之火，可以燎原星星之火，可以燎原儲能商業模式仍處于探索期，目前工商業儲能盈利模式最為成熟清晰儲能商業模式仍處于探索期，目前工商業儲能盈利模式最為成熟清晰。儲能作為電力系統中重要的靈活性資源，是未來實現雙碳目標的關鍵。儲能下游應用場景主要在電源側、電網側和用戶側，其中表前大儲（電源和電網側）占比將近 90%。但目前表前大儲中，電源側儲能盈利模式尚不清晰，電網側儲能依賴兩部制電價補貼，獨立/共享儲能電站

2、未來或在表前大儲領域積極探索應用促進商業模式走向成熟。目前用戶側工商業峰谷電價差異明顯，這是當前儲能應用端商業模式最為成熟的領域。未來國內工商業儲能市場有望繼續保持高速增長未來國內工商業儲能市場有望繼續保持高速增長。國內工商業儲能應用場景廣泛，當前由于過去市場基數低整體處于高速增長階段，未來市場空間廣闊。在分時電價政策不斷優化調整拉大峰谷價差提升工商業配儲經濟性、工商業分布式電源高速增長以及城市微電網等新業態興起帶來工商業配儲需求、國內電力供需緊平衡工商業企業配儲保障安全連續生產等因素驅動下，保守預計未來三年國內工商業儲能新增裝機規模年均復合增速或將保持在70%以上。工商業儲能項目的經濟性評估

3、主要關注投資成本和峰谷價差工商業儲能項目的經濟性評估主要關注投資成本和峰谷價差。工商業儲能項目的投資成本主要和電芯、儲能 PCS 價格相關，未來電芯上游原材料價格回落，疊加儲能 PCS 核心元器件 IGBT 通過國產替代緩解供應緊缺及降低成本，可以預期儲能投資成本將處于下降趨勢并且存在較大的下行空間，未來5 年儲能系統成本有望降低 30%，未來 10 年儲能成本有望降低至 1.0-1.2 元/Wh。未來峰谷價差持續拉大，工商業儲能項目的經濟效應會顯著增強。與峰谷價差的拉大相比，儲能系統投資成本的下降對于項目全投資 IRR 的提升更加敏感。建議由公金總部牽頭推動相關資產投放，各分行經營團隊關注五

4、類投資主體建議由公金總部牽頭推動相關資產投放，各分行經營團隊關注五類投資主體的業務商機的業務商機。（本部分有刪減，招商銀行各行部如需報告原文，請參照文末方式聯系研究院）Table_Author1楊榮成楊榮成招商銀行研究院招商銀行研究院 行業研究員行業研究員：0755-82901273：尹亮亮尹亮亮總行公司金融總部總行公司金融總部：0755-83077927：侯曉樂侯曉樂總行風險管理部總行風險管理部：0755-22699016：相關研究報告相關研究報告碳達峰碳中和系列研究之電力行業篇構建新型電力系統，尋找確定性高成長賽道碳達峰碳中和系列研究之風電制造篇風電市場向好，深耕產業鏈經營碳達峰碳中和系列

5、研究之光伏制造篇藏器于身，待時而動|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告1/3目 錄1.儲能商業模式尚處于探索期，目前工商業儲能商業模式最為成熟清晰儲能商業模式尚處于探索期，目前工商業儲能商業模式最為成熟清晰.11.1 儲能應用場景可分為電源側、電網側和用戶側儲能應用場景可分為電源側、電網側和用戶側.11.2 目前工商業用戶側峰谷價差套利的商業模式最為成熟清晰目前工商業用戶側峰谷價差套利的商業模式最為成熟清晰.22.未來國內工商業儲能市場有望繼續保持高速增長未來國內工商業儲能市場有望繼續保持高速增長.62.1 國內工商業儲能應用場景廣泛，處于高速增長期國內工商業儲

6、能應用場景廣泛，處于高速增長期.62.2 經濟性、助力分布式電源消納并網、電力安全保供驅動工商業儲能市場持續增長經濟性、助力分布式電源消納并網、電力安全保供驅動工商業儲能市場持續增長.82.2.1 分時電價政策引導峰谷價差繼續拉大，經濟性驅動工商業配儲需求增長分時電價政策引導峰谷價差繼續拉大，經濟性驅動工商業配儲需求增長.92.2.2 分布式電源增長疊加微電網業態興起，工商業配儲助力消納并網分布式電源增長疊加微電網業態興起，工商業配儲助力消納并網.112.2.3 國內電力供需緊平衡，限電擔憂帶來工商業配儲需求高漲國內電力供需緊平衡，限電擔憂帶來工商業配儲需求高漲.123.工商業儲能項目經濟性評

7、估主要關注項目投資成本和峰谷價差工商業儲能項目經濟性評估主要關注項目投資成本和峰谷價差.143.1 工商業儲能投資成本未來有持續下行的空間工商業儲能投資成本未來有持續下行的空間.143.2 峰谷價差拉大和投資成本下降對于項目峰谷價差拉大和投資成本下降對于項目 IRR 的敏感性分析的敏感性分析.154.業務布局建議及風險分析業務布局建議及風險分析.17 PYuWiW9UkWQZrVbWnV8ObPaQmOmMnPtQlOmMsMjMsQtPbRsQmOvPrMqMuOnQoR|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告2/3圖目錄圖圖 1：儲能在電源側、電網側和用戶側的應

8、用場景：儲能在電源側、電網側和用戶側的應用場景.1圖圖 2：國內新型儲能新增裝機規模及同比增速：國內新型儲能新增裝機規模及同比增速.2圖圖 3：2022 年國內新增新型儲能應用場景占比年國內新增新型儲能應用場景占比.2圖圖 4：獨立：獨立/共享儲能電站運營模式共享儲能電站運營模式.3圖圖 5：633 號文兩部制電價政策要點號文兩部制電價政策要點.4圖圖 6：儲能應用于削峰填谷示意圖：儲能應用于削峰填谷示意圖.5圖圖 7：工商業儲能收益主要來自峰谷價差套利：工商業儲能收益主要來自峰谷價差套利.5圖圖 8：工商業儲能應用場景明細：工商業儲能應用場景明細.7圖圖 9：合同能源管理模式下的工商業儲能投

9、資：合同能源管理模式下的工商業儲能投資.7圖圖 10：國內用戶側儲能新增裝機規模及增速情況：國內用戶側儲能新增裝機規模及增速情況.8圖圖 11：2022 年已并網用戶側儲能項目地域分布年已并網用戶側儲能項目地域分布.8圖圖 12：中國屋頂分布式光伏市場容量預測：中國屋頂分布式光伏市場容量預測.8圖圖 13：工商業儲能市場新增裝機規模預測情況：工商業儲能市場新增裝機規模預測情況.9圖圖 14：工商業分布式光伏新增裝機及占戶用比重：工商業分布式光伏新增裝機及占戶用比重.12圖圖 15：工商業分布式光伏項目經濟性情況：工商業分布式光伏項目經濟性情況.12圖圖 16：工商業儲能是：工商業儲能是“微電網

10、微電網”的重要組成部分的重要組成部分.12圖圖 17：微電網市場空間預測（億元）：微電網市場空間預測（億元）.12圖圖 18：全國：全國 GDP 增速與全社會用電量增速情況增速與全社會用電量增速情況.13圖圖 19：不同情形下：不同情形下 2030 年中國電力需求預測年中國電力需求預測.13圖圖 20：2015-2022 年我國發電總裝機規模及增速年我國發電總裝機規模及增速.13圖圖 21：2015-2022 年我國新增發電裝機結構變化年我國新增發電裝機結構變化.13圖圖 22：電規總院預測：電規總院預測 2023 和和 2024 年全國電力供需形勢年全國電力供需形勢.14圖圖 23：儲能：儲

11、能 EPC 的成本構成的成本構成.15圖圖 24：儲能系統設備成本構成：儲能系統設備成本構成.15圖圖 25：電池級碳酸鋰價格變化情況（元：電池級碳酸鋰價格變化情況（元/噸）噸）.15圖圖 26：儲能系統設備成本下降曲線預測情況：儲能系統設備成本下降曲線預測情況.15表目錄表表 1：電源側、電網側和工商業用戶側儲能的盈利模式對比情況總結：電源側、電網側和工商業用戶側儲能的盈利模式對比情況總結.2表表 2：典型省份獨立：典型省份獨立/共享儲能盈利模式對比共享儲能盈利模式對比.3表表 3：部分省份儲能調峰價格情況：部分省份儲能調峰價格情況.3表表 4：山東和湖南獨立：山東和湖南獨立/共享儲能電站收

12、益模式共享儲能電站收益模式.3表表 5：2022 年全國電網代購電最大峰谷價差情況（一般工商業年全國電網代購電最大峰谷價差情況（一般工商業 1-10kv，單位：元，單位：元/kWh）.5表表 6：部分地區用戶側儲能補貼政策：部分地區用戶側儲能補貼政策.6|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告3/3表表 7：國家及地方關于完善分時電價機制的政策通知：國家及地方關于完善分時電價機制的政策通知.10表表 8：2023 年年 2 月部分地區最大峰谷價差月部分地區最大峰谷價差(一般工商業一般工商業 1-10KV，單位元，單位元/kWh).11表表 9：浙江某工商業儲能項目經

13、濟性測算：浙江某工商業儲能項目經濟性測算.16表表 10：儲能系統投資成本與峰谷價差對于儲能項目全投資：儲能系統投資成本與峰谷價差對于儲能項目全投資 IRR 敏感性分析敏感性分析.17|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告1/17建設以新能源為主體的新型電力系統成為實現雙碳目標的關鍵路徑，隨著風電光伏等新能源在電力系統結構中的占比逐步提升，儲能作為電力系統調節的靈活性資源，其重要性愈發凸顯。面對儲能領域這上萬億的投資規模，商業銀行如何切入該領域的資產組織成為我們關注的焦點。本篇報告主要回答三個問題，一是目前電源、電網和用戶側儲能哪個的商業模式最為成熟清晰？二是作為

14、商業模式最清晰的工商業儲能未來能否持續保持高速增長？三是如何評估工商業儲能項目的經濟性？1.儲能商業模式尚處于探索期，目前工商業儲能商業模式最為成熟清晰1.1 儲能應用場景可分為電源側、電網側和用戶側儲能的應用場景豐富，主要可分為電源側、電網側和用戶側三大類。儲能的應用場景豐富，主要可分為電源側、電網側和用戶側三大類。當前儲能作為電力系統頗具潛力的靈活性資源，有望在“源-網-荷”三側充分發揮調控價值。在電源側，儲能是解決新能源并網和消納問題的有效手段，通過配儲對新能源發電出力的隨機性、波動性和間接性進行平滑控制達到并網要求，同時可通過能量時移緩解消納壓力。在電網側，儲能可參與調峰、調頻等輔助市

15、場服務，提高電網運行效率和安全穩定水平，除此之外還可參與電力現貨市場完善電力價格形成機制。在用戶側，儲能主要作為備用電源，參與到需求側響應中，在國內用戶側儲能主要以工商業儲能為主，工商業企業通過配儲保障生產的連續性和降低用電成本。圖圖 1：儲能在電源側、電網側和用戶側的應用場景：儲能在電源側、電網側和用戶側的應用場景資料來源：招商銀行研究院|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告2/17國內儲能市場處于高速發展初期國內儲能市場處于高速發展初期，其商業模式有待積極探索走向成熟其商業模式有待積極探索走向成熟。目前國內儲能仍處于高速發展的起步時期，根據中關村儲能聯盟的數據

16、，2022年國內新型儲能（非抽蓄）新增裝機規模達到 7.35GW，同比增速高達200.35%，國內儲能市場需求呈現爆發式增長。但目前國內儲能的商業模式依然不清晰，新增裝機占比最大的表前大儲中，電源側儲能盈利模式仍在探索階段，電網側儲能依賴電價補貼，因此國內儲能市場供給端的增速受到一定的制約。根據國家“十四五”新型儲能發展規劃要求，十四五期間積極推動新型儲能由商業化初期往規?；l展過渡，預計未來儲能商業模式在各方積極努力探索下走向成熟。圖圖 2：國內新型儲能新增裝機規模及同比增速：國內新型儲能新增裝機規模及同比增速圖圖 3：2022 年國內新增年國內新增新型儲能應用場景占比新型儲能應用場景占比資

17、料來源：CNESA、招商銀行研究院資料來源：電化學儲能電站行業統計數據、招商銀行研究院1.2 目前工商業用戶側峰谷價差套利的商業模式最為成熟清晰綜合比較電源側、電網側和用戶側儲能的盈利模式，目前工商業用戶側儲綜合比較電源側、電網側和用戶側儲能的盈利模式，目前工商業用戶側儲能最為成熟清晰。能最為成熟清晰。電源側儲能以自建形式目前難以實現盈利，而獨立的共享儲能在山東地區試點基本能夠實現盈虧平衡；電網側儲能僅依靠輔助服務市場收益難以覆蓋投資成本，抽水蓄能的“兩部制電價”政策能夠實現項目盈利上的托底；工商業用戶側儲能主要依靠峰谷價差套利實現盈利，在部分峰谷價差較高的地區盈利情況較好，是目前儲能細分市場

18、中盈利模式最為成熟清晰的。表表 1：電源側、電網側和工商業用戶側儲能的盈利模式對比情況總結：電源側、電網側和工商業用戶側儲能的盈利模式對比情況總結應用場景儲能價格儲能收益收益的持續性成本分攤電源側優先配套無按照政策強制配儲帶來的并網等收益無項目業主承擔電網側輔助服務參與調峰、調頻部分地區已有定價體系獨立或聯合電源企業，提供服務后獲取收益，兩部制電價補貼獲取收益取決于調度頻次和電價政策區域發電企業按發電量和系數分攤計入供電成本|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告3/17用戶側削峰填谷/配套分布式充放電價差谷電價/平電價充電，峰時放電谷峰時期用電情況賺取不同時段電價

19、差額的利潤資料來源：CNESA、招商銀行研究院獨立獨立/共享儲能是電源側儲能盈利模式走向成熟的重要探索。共享儲能是電源側儲能盈利模式走向成熟的重要探索。電源側配儲更多的是計入一次性成本投入，主要依靠國家政策強制配儲驅動，在電源側儲能尚未發揮其應有的調節價值前容易出現“配備成本低廉的儲能”和“儲能建而不用利用率低下”等現象?？紤]到不同電源側配置不同標準的儲能以及利用率低下等情況，國家政策開始鼓勵由第三方投資建設的大型集中式獨立儲能電站，除滿足自身電站需求，也為其它多個新能源電站提供服務。對于新能源發電廠，在共享儲能模式下只需支付每年的容量租賃費用，就能將租賃得到的容量作為儲能配額，避免了自建儲能

20、下初始投資的現金流壓力；對于共享儲能投資方，獨立共享儲能電站可以提供多種服務、實現多重收益，如幫助新能源場站實現棄電增發、減免考核，為系統提供調峰、調頻、黑啟動服務，參與電力現貨市場交易等。圖圖 4：獨立：獨立/共享儲能電站運營模式共享儲能電站運營模式表表 2：典型省份獨立：典型省份獨立/共享共享儲能盈利模式對比儲能盈利模式對比資料來源：國際能源網、招商銀行研究院資料來源：CNESA、招商銀行研究院表表 3：部分省份儲能調峰價格情況：部分省份儲能調峰價格情況表表 4：山東和湖南獨立：山東和湖南獨立/共享共享儲能電站收益模式儲能電站收益模式資料來源：北極星電力網、招商銀行研究院資料來源：北極星儲

21、能網、招商銀行研究院|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告4/17電網側儲能因容量需求導向以抽蓄為主，盈利依賴兩部制電價政策，而新電網側儲能因容量需求導向以抽蓄為主，盈利依賴兩部制電價政策，而新型儲能在電網側的盈利模式仍不明晰。型儲能在電網側的盈利模式仍不明晰。電網側儲能的成本難以通過輸配電價等形式傳導至終端電力用戶環節，因此電網對于成本較高的新型儲能投資積極性較低。目前電網側儲能的盈利模式為抽水蓄能的“兩部制電價”，通過對抽水蓄能電站實際投資成本的調查，基于彌補成本、合理收益的原則，按照資本金內部收益率（6.5%）對電站經營期內年度的凈現金流進行折現，以實現整個

22、經營期現金流收支平衡為目標核定電站容量電價容量電價，電量電價電量電價主要與電力系統對儲能電站一次性連續使用時長、調動頻次相關。因此容量電價對于儲能項目收益率起到兜底作用，電量電價則以競爭性方式形成，在整個抽水儲能電站項目收益中電量電價收入占比不足 3%。未來電網側儲能多元化發展和新型儲能加快滲透，需要相應的儲能電站也能夠享受到類似于抽水蓄能的“兩部制電價”政策，引入可向終端電力用戶傳導的容量電價作為項目投資方的固定補償，電網及其他主體投資電網側新型儲能的積極性或將被充分調動。圖圖 5：633 號文兩部制電價政策要點號文兩部制電價政策要點資料來源：國家發改委、招商銀行研究院工商業用戶側儲能盈利模

23、式已經成熟清晰，但呈現區域分化的特點。工商業用戶側儲能盈利模式已經成熟清晰，但呈現區域分化的特點。工商業用戶側儲能的收益主要包括峰谷價差套利、容量管理及需求響應，其中峰谷價差套利是最主要的收益來源，約占儲能收益的 50%-80%。根據 CNESA 對全國各地 2022 年最大峰谷價差的平均值統計，31 個典型省市的總體平均價差為 0.7 元/kWh，略高于儲能的平準度電化成本 LOCE（被普遍視為工商業儲能用于峰谷價差套利的盈虧分界線），因此 2022 年全國典型省市工商業用戶側儲能項目整體盈虧達平衡。與此同時，全國各省市針對于工商業用戶側儲能的補貼政策頻發，主要集中在容量補貼、放電補貼和投資

24、補貼方面，且補貼標準不一，在提高當地項目盈利水平的同時，也強化了工商業儲能的區域性特征。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告5/17圖圖 6：儲能應用于削峰填谷示意圖：儲能應用于削峰填谷示意圖圖圖 7：工商業儲能收益主要來自峰谷價差套利：工商業儲能收益主要來自峰谷價差套利資料來源：北極星儲能網、招商銀行研究院資料來源：招商銀行研究院表表 5：2022 年全國電網代購電最大峰谷價差情況（一般工商業年全國電網代購電最大峰谷價差情況（一般工商業 1-10kv，單位，單位：元元/kWh）資料來源：各省電網代購電公告、CNESA 全球儲能數據庫、招商銀行研究院|研究院公司

25、金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告6/17表表 6：部分地區用戶側儲能補貼政策：部分地區用戶側儲能補貼政策資料來源：招商銀行研究院2.未來國內工商業儲能市場有望繼續保持高速增長國內工商業用戶側儲能商業模式成熟清晰，下游應用領域十分廣泛，當前仍處于高速增長階段。我們預計在分時電價政策逐步拉大峰谷價差提升投資經濟性、工商業分布式光伏蓬勃發展帶來“微電網”等新業態配儲積極性增強以及國內整體電力供需緊平衡帶來限電擔憂等因素作用下，未來國內工商業儲能市場空間廣闊，并且新增裝機年均復合增速有望保持高位。2.1 國內工商業儲能應用場景廣泛，處于高速增長期工商業儲能應用領域十分廣泛，主要

26、包括了工商業產業園區、光儲充電站、微電網等。目前國內工商業儲能的投資模式主要有兩種，一種是由工商業企業用戶自行安裝儲能等設備，由用戶自身承擔初始投資成本以及后續的運維費用；|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告7/17另外一種是以合同能源管理模式投資，由專業化的能源服務企業協助工商業用戶安裝儲能，能源服務企業負責儲能電站的投資建設和運維，工商業用戶向其支付用電成本。圖圖 8：工商業儲能應用場景明細：工商業儲能應用場景明細圖圖 9：合同能源管理模式下的工商業儲能投資：合同能源管理模式下的工商業儲能投資資料來源：中泰證券、招商銀行研究院資料來源：招商銀行研究院國內工商

27、業儲能正處于高速增長期國內工商業儲能正處于高速增長期，未來市場空間廣闊未來市場空間廣闊。我國工商業用戶側儲能起步于 2016 年左右，早期主要依靠國家出臺的相關支持政策推動，隨著工商業儲能商業模式持續成熟清晰，工商業用戶側儲能新增裝機規模提速明顯。截至 2022 年，國內用戶側儲能新增裝機規模達 764.73MW，同比增速超過 100%，其中工商業儲能占用戶側新增裝機規模的 80%-90%左右，并且主要集中在浙江、廣東、安徽、江蘇等地，對于國內市場而言預計未來用戶側儲能將以工商業用戶為主。根據中國分布式光伏發展白皮書的預測，全國工商業屋頂分布式光伏的裝機市場空間在 384GW 左右，如果按照相

28、應的光伏裝機配比 20%的儲能來測算的話，國內工商業儲能裝機市場空間在 76.8GW 左右，與現在的基數相比，未來工商業儲能市場滲透率還有很大的提升空間。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告8/17圖圖 10：國內用戶側儲能新增裝機規模及增速情況：國內用戶側儲能新增裝機規模及增速情況圖圖 11：2022 年已并網用戶側儲能項目地域分布年已并網用戶側儲能項目地域分布資料來源：儲能與電力市場、招商銀行研究院資料來源：儲能與電力市場、招商銀行研究院圖圖 12：中國屋頂分布式光伏市場容量預測：中國屋頂分布式光伏市場容量預測資料來源：中國分布式光伏發展白皮書、招商銀行研究

29、院2.2 經濟性、助力分布式電源消納并網、電力安全保供驅動工商業儲能市場持續增長國內工商業儲能市場的發展主要與盈利端分時電價政策、工商業分布式電源發展以及電力供需情況這三方面因素緊密相關，根據我們對于上述三大因素未來短期趨勢分析：分時電價政策執行同時峰谷價差呈現拉大趨勢提高工商業儲能經濟性，吸引更多企業投資工商業儲能；工商業分布式光伏裝機提速，城市“微電網”等新業態興起，帶來工商業儲能需求相應增長；國內電力供需維持緊平衡，為了保證生產穩定或催生更多的工商業配儲需求。根據高工產研的預測，保守場景下未來 3 年國內工商業儲能新增裝機規模年均復合增速在 70%以上，2025 年工商業儲能新增裝機規模

30、或達 5.30GWH。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告9/17圖圖 13：工商業儲能市場新增裝機規模預測情況工商業儲能市場新增裝機規模預測情況資料來源：GGII、中電聯、國家能源局、招商銀行研究院2.2.1 分時電價政策引導峰谷價差繼續拉大，經濟性驅動工商業配儲需求增長分時電價政策不斷優化完善分時電價政策不斷優化完善，未來峰谷價差仍有拉大空間。，未來峰谷價差仍有拉大空間。近年來國家和地方均出臺了多項政策優化分時電價機制，峰谷價差不斷拉大，工商業側儲能通過峰谷價差套利的收入得到了基礎保障。2021 年 7 月，國家發改委發布關于進一步完善分時電價機制的通知，要

31、求各地進一步完善分時電價機制、合理確定峰谷價差，鼓勵工商業用戶通過配置儲能等方式削峰填谷、降低用電成本，并設置了 3:1 的峰谷價差下限。隨后地方各自優化省內分時電價機制，盡管峰谷電價的浮動比例存在省間差異，但整體峰谷價差有明顯拉大。我們認為在未來國內電力供需緊平衡、迎峰時段電力偏緊的大背景之下，整體峰谷價差仍然有繼續拉大的趨勢。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告10/17表表 7：國家及地方關于完善分時電價機制的政策通知：國家及地方關于完善分時電價機制的政策通知資料來源：國家發改委、各省文件、招商銀行研究院隨著峰谷價差不斷拉大隨著峰谷價差不斷拉大，未來工商業

32、儲能項目具備經濟性的區域不斷增加。，未來工商業儲能項目具備經濟性的區域不斷增加。根據 CNESA 對 2023 年 2 月各地一般工商業 10KV 的單一制電價進行的匯總測算，現有 19 個地區的最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh，其中廣東?。ㄖ槿俏迨校┖秃笔〉淖畲蠓骞葍r差超過 1 元/kWh；整體來看，2023 年 2 月各地區的最大峰谷價差和全國價差均值都高于 2022 年全年平均水平。未來隨著分時電價政策和電力現貨市場的繼續完善，峰谷套利空間進一步擴大，越來越多省份的工商業儲能項目將具備較強的經濟性。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告11/17表表

33、 8：2023 年年 2 月部分地區最大峰谷價差月部分地區最大峰谷價差(一般工商業一般工商業 1-10KV，單位元，單位元/kWh)資料來源：CNESA、招商銀行研究院2.2.2 分布式電源增長疊加微電網業態興起，工商業配儲助力消納并網國內工商業分布式電源興起，帶來分布式儲能裝機需求增加。國內工商業分布式電源興起，帶來分布式儲能裝機需求增加。截至 2022年，國內分布式工商業光伏新增裝機規模達到 25.9GW，同比增長 236%，分布式光伏在過去 2 年上游原材料價格高企的情況下已然成為光伏新增裝機的主力，占光伏新增裝機規模比重達到 50%-60%。工商業分布式由于工商業屋頂資源的稀缺性以及項

34、目高收益率的盈利性，在過去 2 年成為眾多新能源企業積極搶占的優質資源，未來在光伏上游原材料價格預期下行的情況下，會有更多滿足經濟性要求的工商業分布式光伏項目釋放，國內工商業分布式光伏裝機將維持高速增長。在工商業分布式光伏自發自用余電上網的模式下，工商業分布式電源的消納和并網成為未來亟待解決的重要問題，通過工商業用戶側配儲能可以在一定程度上可以解決相關問題，因此工商業儲能需求或將伴隨工商業分布式光伏的增長而增加。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告12/17圖圖 14：工商業分布式光伏新增裝機及占戶用比重：工商業分布式光伏新增裝機及占戶用比重圖圖 15：工商業分

35、布式光伏項目經濟性情況：工商業分布式光伏項目經濟性情況資料來源：國家能源局、招商銀行研究院資料來源：廣發證券、招商銀行研究院城市城市微電網建設加快節奏，微電網建設加快節奏，“源網荷儲源網荷儲”一體化對儲能需求有所拉動。一體化對儲能需求有所拉動。隨著工商業企業園區分布式電源不斷增加，未來以產業園區為獨立個體的“源網荷儲”一體化改造的模式有望在全國范圍內鋪開，這將帶來獨立于“兩大電網”體系的“微電網”業態逐步走向成熟。對于單個產業園區而言，會有第三方主體以類似于合同能源管理的模式投資分布式新能源發電、輸配電網以及儲能，這對于工商業儲能的投資將形成巨大的驅動。圖圖 16：工商業儲能是：工商業儲能是“

36、微電網微電網”的重要組成部分的重要組成部分圖圖 17：微電網市場空間預測：微電網市場空間預測（億元）（億元）資料來源：柏瑞科電氣官網、招商銀行研究院資料來源：頭豹研究院、招商銀行研究院2.2.3 國內電力供需緊平衡，限電擔憂帶來工商業配儲需求高漲國內用電需求保持旺盛，未來全社會用電量年均復合增速可能超預期。國內用電需求保持旺盛，未來全社會用電量年均復合增速可能超預期。2022 年國內全社會用電量達到 8.63 萬億千瓦時，同比增長 3.6%，國內用電需求增速與國內 GDP 增速呈現高度耦合的關系。根據 2023 年國內 GDP 增速的預期，預計今年全社會用電量增速在 6%以上，用電需求保持旺盛

37、。未來國內能源結構轉型以及“碳達峰碳中和”實施路徑下越來越多的場景對于用電需|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告13/17求持續增加，未來 10 年國內的全社會用電需求年均復合增速或將達到 5%以上，很有可能超出市場預期。圖圖 18：全國：全國 GDP 增速與全社會用電量增速情況增速與全社會用電量增速情況圖圖 19：不同情形下：不同情形下 2030 年中國電力需求預測年中國電力需求預測資料來源：Wind、招商銀行研究院資料來源：中電聯、招商銀行研究院“十四五十四五”期間國內期間國內電力供需呈現緊平衡電力供需呈現緊平衡，極端天氣易出現限電極端天氣易出現限電，工商業

38、工商業側配儲需求旺盛側配儲需求旺盛。目前全國 22 億千瓦的電力總裝機難以滿足年內 13.6 億千瓦的用電高峰負荷，如果用可用裝機容量（發電機組實際運行中能提供的可靠發電力）來計算的話，過去“十三五”平均裝機增長率（4.87%）遠低于全社會用電量增速（6.1%）和最大用電負荷增速（7.2%），因此我國可用電力裝機缺位情況客觀存在，可靠供電需要更多新能源裝機支撐。根據電規總院的預測，十四五期間全國可靠電力供應保障壓力仍然比較大，國內電力供需維持“緊平衡”，在極端天氣用電負荷高峰時期存在局部限電的可能性，工商業企業為保障其生產的連續性配儲需求旺盛。圖圖 20：2015-2022 年我國發電總裝機規

39、模及增速年我國發電總裝機規模及增速圖圖 21：2015-2022 年我國新增發電裝機結構變化年我國新增發電裝機結構變化資料來源：中電聯、招商銀行研究院資料來源：Wind、招商銀行研究院|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告14/17圖圖 22：電規總院預測：電規總院預測 2023 和和 2024 年全國電力供需形勢年全國電力供需形勢（本部分有刪減 招商銀行各行部請參照文末方式聯系研究院）資料來源：電規總院、招商銀行研究院3.工商業儲能項目經濟性評估主要關注項目投資成本和峰谷價差對于工商業儲能項目的經濟性分析，我們認為主要決定性指標在于投資成本和峰谷價差。未來隨著儲

40、能系統中電芯的上游原材料價格下降至底部趨穩、逆變器核心元器件 IGBT 國產替代以及系統級的規模效應降本，儲能的初始投資成本仍有較大的下降空間。疊加全國范圍內峰谷價差趨勢性拉大，工商業儲能的經濟性更強。3.1 工商業儲能投資成本未來有持續下行的空間儲能系統投資成本主要取決于電芯和儲能系統投資成本主要取決于電芯和 PCS 價格價格。儲能系統初始投資成本主要包括設備成本和施工建設成本，其中設備成本中以電芯成本占比最高，在60%到 70%左右，其次是儲能 PCS 成本占比 10%左右，其他 BMS、EMS 和冷卻系統等成本占比相對較低。因此儲能系統的投資成本主要受原材料電芯和PCS 的價格影響。電芯

41、方面，由于過去一年儲能電芯上游原材料碳酸鋰價格暴漲，儲能電芯的價格隨之上行，系統成本沒有按照之前預期的下降，反而上升到 30%-50%左右。儲能 PCS 方面，其核心元器件 IGBT 主要依賴進口廠商，在過去兩年全球缺芯潮的情況下供給相對緊缺，導致儲能系統投資成本處于高位。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告15/17圖圖 23：儲能：儲能 EPC 的的成本構成成本構成圖圖 24：儲能系統設備成本構成：儲能系統設備成本構成資料來源：招商銀行研究院資料來源：招商銀行研究院未來儲能系統投資成本仍有較大下降空間。未來儲能系統投資成本仍有較大下降空間。首先儲能電芯的上游

42、原材料電池級碳酸鋰的價格在今年一季度開始出現較大的下降幅度，預期二季度左右價格會觸底企穩，儲能系統成本較過去下降顯著。其次儲能 PCS 的核心 IGBT國內廠商已經部分實現國產替代，IGBT 供給緊缺的問題較過去也存在邊際好轉，國內廠商的產品開始逐步具備性價比優勢。疊加國內儲能市場需求端放量，儲能系統規?；当究善?。根據中國化學與物理電源行業協會數據，未來 5 年儲能系統成本有望降低 30%，未來 10 年儲能成本有望降低至 1.0-1.2 元/Wh。圖圖 25：電池級碳酸鋰價格變化情況：電池級碳酸鋰價格變化情況（元（元/噸噸）圖圖 26：儲能系統設備成本下降曲線預測情況：儲能系統設備成本下降

43、曲線預測情況資料來源：Wind、招商銀行研究院資料來源：CPIA、BNEF、招商銀行研究院3.2 峰谷價差拉大和投資成本下降對于項目 IRR 的敏感性分析我們以浙江某工商業儲能項目為例測算其 IRR 水平，以及其對于系統投資成本下降和峰谷價差拉大兩者的敏感性分析。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告16/17項目基本假設如下：（1）預設條件：浙江省新建 3MW-6.88MWh 用戶側儲能系統，工廠白天負荷穩定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足儲能充電需求；（2）運行電價：項目運行電價按大工業電價考慮：1.22 元尖峰，1.00 元高峰，0.29 元低谷；（3）

44、運行模式：考慮工廠休息及設備檢修，儲能設備每年運行 330 天，每天進行兩次充放電，第一次在夜間谷價充電，在上午尖峰電價放電 2 小時，第二次在午間谷價充電 2 小時，在下午尖峰電價放電 2小時；（4）收益計算：放電深度（DOD）考慮 90%，充放電效率均考慮93%，壽命考慮為 11 年，運維費用按每年 1%計算；（5）投資成本：項目總投資按 2 元/Wh 計算，預計投資 1376 萬元。按項目預設條件，建設 3MW-6.88MWh 儲能系統 10kV 接入，總投資需要 1376 萬元。每天 2 充 2 放，一年運行 660 次情況下，項目壽命期為 11 年?？鄢\維費用，11 年累計收益約為

45、2927 萬元，內部收益率（IRR）為 16.45%，預計 5 年可以收回投資。表表 9：浙江某工商業儲能項目經濟性測算：浙江某工商業儲能項目經濟性測算資料來源：晶科能源、招商銀行研究院儲能投資成本下降和峰谷價差拉大二者對全投資儲能投資成本下降和峰谷價差拉大二者對全投資 IRR 的影響相比的影響相比，投資成投資成本下降更加敏感本下降更加敏感。根據敏感性分析：當峰谷價差固定在 1.00 元/KWh 時，浙江該工商業分布式儲能項目的儲能投資成本降至 1.90 元/Wh，項目全投資 IRR有望提高至 20%，儲能系統的投資成本每下降 0.1 元/Wh，對應項目全投資IRR 提升約 2-3 個百分點；

46、當儲能投資成本固定在 2.00 元/Wh 時，浙江該工商業分布式儲能項目峰谷價差拉大至 1.05 元/KWh，項目全投資 IRR 有望增加至 20%，峰谷價差每增加 0.05 元/KWh，項目全投資 IRR 提升約 1-2 個百分點。|研究院公司金融總部風險管理部敬請參閱尾頁之免責聲明行內偕作深度報告17/17表表 10：儲能系統投資成本與峰谷價差對于儲能項目全投資：儲能系統投資成本與峰谷價差對于儲能項目全投資 IRR 敏感性分析敏感性分析資料來源：招商銀行研究院4.業務布局建議及風險分析（本部分有刪減，招商銀行各行部如需報告原文，請參照文末方式聯系研究院）|研究院公司金融總部風險管理部行內偕

47、作深度報告免責聲明本報告僅供招商銀行股份有限公司（以下簡稱“本公司”）及其關聯機構的特定客戶和其他專業人士使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶。本報告僅在相關法律許可的情況下發放，并僅為提供信息而發放，概不構成任何廣告。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。本報告的信息來源于已公開的資料，本公司對該等信息的準確性、完整性或可靠性不作任何保證。在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息保持在最新狀態。同時，本公司

48、對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司可能采取與報告中建議及/或觀點不一致的立場或投資決定。市場有風險，投資需謹慎。市場有風險，投資需謹慎。投資者不應將本報告作為投資決策的唯一參考因素，亦不應認為本報告可以取代自己的判斷。在決定投資前，如有需要，投資者務必向專業人士咨詢并謹慎決策。本報告版權僅為本公司所有，未經招商銀行書面授權，本研究報告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷貝、復印件或復制品，或再次分發給任何其他人，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍內使用，并注明出處為“招商銀行研究院”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。未經招商銀行事先書面授權，任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告。招商銀行版權所有，保留一切權利。未經招商銀行事先書面授權，任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告。招商銀行版權所有，保留一切權利。招商銀行研究院地址 深圳市福田區深南大道 7088號招商銀行大廈 16F（518040）電話 0755-22699002郵箱 傳真 0755-83195085