储能行业2024年度投资策略：多区域多场景储能需求持续释放重视结构性机会.docx

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1、多区域多场景储能需求持续释放，重视结构性机会储能行业2024年度投资策略1、储能：产能瓶颈打开，全球需求有望持续释放41.1、 2023年储能板块行情回顾41.2、 碳酸锂供需走向宽松，价格持续下降41.35、 能电芯相对过剩，电芯价格进入下降通道51.36、 在储能装机瓶颈为大功率IGBT模块51.37、 场空间：我们预计2025年全球储能装机将达约330GWh62、中国：表前大储期待商业模式突破，工商业储能蓄势待发82.1、 中国：强配政策仍是国内表前储能装机增长的重要因素82.2、 中国：部分地区独立储能电站模型已经具备了初步的经济性92.3、 中国：工商业储能有望成为国内储能装机的重要

2、组成部分112.4、 中国：铅碳技术路线有望占据一席之地143、表前：美国大储装机触底回升，英、澳需求有望放量163.1、 美国：IRA补贴细则落地，储能装机有望提速163.2、 美国：光伏装机提速，大储装机有望触底回升163.3、 美国表前储能装机有望实现稳步增长173.4、 英国：商业模式成熟叠加成本下降，英国大储蓄势待发183.5、 澳洲：输电线路大修与容量投资机制推广有望加速澳洲大储建设194、表后：欧洲去库稳步推进，亚非拉市场有望成为重要增长极214.1、 欧洲：户储去库持续推进，经济性保障市场发展前景214.2、 南非：电力危机加速户储市场发展，装机有望持续增长224.3、 东南亚

3、：电荒引发制造业停摆，储能需求迫在眉睫235、投资建议256、风险提示27图表目录图1：2022年-2023年12月储能指数回顾4图2：碳酸锂供需由紧平衡走向过剩4图3：碳酸锂价格持续下降（万元/吨）4图4：规划动力及储能电池产能超5000GWh5图5：储能电芯价格进入下降通道5图6：IGBT国产化率持续提升5图7：2021年IGBT模块市场依旧以海外供应商为主5图8：2023H1国内储能装机超2022年全年8图9：2023H1国内储能装机以表前储能为主8图10：2023年年内国内储能招标量稳步增长9图11：2023年以来储能系统与EPC中标单价整体有所下降9图12：湖南省储能电站收益来源于容

4、量租赁、辅助服务和充放电价差10图13：湖南省储能电站收益率相对可观10图14：工商业储能电站商业模式包括三种13图15：广东工商业储能电站收益率可观13图16：浙江工商业储能电站收益率可观13图17：2023年起国内峰谷电价差呈拉大趋势14图18：电力现货市场启用有望进一步加速工商业储能市场开发14图19：2023Q3美国光伏装机同比增长36.7%17图2()：美国储能装机量持续增长(单位：MWh)18图21：预计美国2023-2027年至少实现储能累计装机22L5GWh18图22：英国储能装机量持续增长19图23：2023年澳洲储能新增装机有望达4.8GWh19图24：2023年12月德国

5、电力期货价格回归0.1欧元以下(欧元/MWh)21图25：2023年对荷兰逆变器出口总体呈逐月下滑趋势21图26：成本持续下降下光储系统回报率可观21图27：2021年南非煤电装机占比73.8%22图28：2021年Eskom装机占比90%22图29：南非出台多项政策支持可再生能源发展23图3()：2023年对南非逆变器出口同比实现了大幅增长23图31：截至2023年5月越南北部水电占比43%23图32：截至2023年5月越南南部可再生电力占比43%23图33：6月国内对越南、泰国、马来西亚等地逆变器出口显著增加24表1：预计到2025年全球储能市场空间将达3300亿左右6表2：截至2023年

6、12月各省份纷纷推出强制配储政策8表3：2023年以来多省出台相关储能政策10表4：国内多地出台工商业储能补贴政策11表5：工商业储能电站收益机制丰富12表6：船炭电池建造成本较低，具备安全性优势14表7：铅炭电池在工商业储能、共享储能等场景建设进展明显加快14表8：对于大于IMW的储能项目其补贴额度最高可达70%16表9：美国光伏“双反”政策暂告一段落16表10：英国储能电站收益机制丰富18表11：澳大利亚储能电站收益机制清晰20表12：到2030年南非可再生能源装机有望达78GW22表13：受益标的公司盈利预测与估值251、储能：产能瓶颈打开，全球需求有望持续释放1.1、2023年储能板块

7、行情回顾2023年储能板块由估值驱动转为盈利驱动,核心投资方向为深耕细分场景区域的优质储能标的投资节奏要把握标的估值与其盈利预测的匹配性2023年至今，受全球宏观经济下行、通胀回落的影响，部分光储装机主力国家装机意愿出现了较大幅度的下降。同时伴随硅料、碳酸锂等光储上游原材料产能持续投放，产能出现了相对过剩，导致终端产品售价持续走低，板块估值受行业供需两端影响，出现了大幅杀跌。因此投资重点在行业基本面尚未出现大改善的情况下应当重视对特定场景与市场深耕的储能公司，在投资节奏方面要把握其估值与盈利兑现的匹配性。图1 : 2022年2023年12月储能指数回顾数据来源：Wind、开源证券研究所1.2、

8、碳酸锂供需走向宽松价格持续下降碳酸锂供需由紧平衡走向宽松价格年内降幅最高超80% “艮据百川盈孚统计， 在供应端考虑新增碳酸锂产能均能如期投产的情况下，预计到2023年底全球碳酸锂 产能将达109.2万吨，到2025年全球碳酸锂产能将达164.2万吨。需求端，在电动 车销售增速放缓的背景下，电动车领域2023-2025年的碳酸锂需求量预计分别为 53.17、65.2、75.7万吨。储能领域在当前的装机预期下其碳酸锂需求量有望达9.09. 14.82与23.03万吨。此外，加上消费与传统领域的碳酸锂需求2023-2025年间全 球碳酸锂需求有望分别达97.3、117.9、138.8万吨，产能相对

9、需求目前仍呈现相对过 剩的状态。2023年，因为电动车销售增速的下滑，碳酸锂价格自高点56万元吨的价 格最多下降至年内9.9万元/吨的低点，降幅超80%。图3 :碳酸锂价格持续下降（万元/吨）数据来源：百川盈孚、中经传媒智库公众号、开源证券研究所图2 :碳酸锂供需由紧平衡走向过剩ZXIRW 寸* 二 SeOe 80，.昌 OZ EQO.昌 Oe ZZ,60 .图W 二，60,GeOe 3000Qoe 80,80sc-l0e 司S昌OZ SONOQOe B,90Roe OTgOSeOe Fgosew 一*ZROa Wrq 昌Oe ZjCA0sZOz 一。，0，国 Oe E 一，8Sew 6,GZ

10、0z 2，一0Rorl碳酸锂价格（万元/吨）数据来源：Wind、开源证券研究所1.3、储能电芯相对过剩，电芯价格进入下降通道原材料宽松带动储能电芯相对过剩电芯价格有所下降。电动车、储能市场的高 速增长促使行业玩家纷纷开展产能扩张，根据电动中国统计，截至2022年9月，全国 动力及储能电池基地产能规划合计约5160GWh,其中动力电池产能超4800GWh同时 在新玩家持续入局、原材料供应相对宽松的背景下，储能电芯产能有望进一步扩张， 产能相对过剩导致行业竞争加剧。根据鑫穆锂电统计，截至2023年12月，储能电芯价格已降低至0.44元/Wh ,相对年初下降54%,相比年初价格已经腰斩。图5 ：储能

11、电芯价格进入下降通道图4 :规划动力及储能电池产能超5000GWh门 OoGWh(卜*&JtJa企计产值i0GU%隼勒中电N令讣产爆Q4)段北地3余计产Itna0G丹含针户鱼330Gqll合计“60Gwh数据来源：电动中国公众号、开源证券研究所数据来源：燕楞锂电、开源证券研究所1.4、 潜在储能装机瓶颈为大功率IGBT模块小功率单管国产化率显著提升，大功率IGBT模块供需仍然偏紧。受益于国内电动车与光储产业的快速发展，IGBT国产化进程显著加快，根据YoLE统计，我国IGBT国产化率有望由2017的12.3%提升至2023年的32.9%,多家逆变器企业均对自身的小功率光伏与储能逆变器产品进行了

12、国产化IGBT单管的导入。在应用于集中式光伏逆变器与大功率储能PCS的IGBT模块方面，国产化进度相对较慢，目前行业主流生产企业仍为英飞凌、富士等海外企业为主。海外企业相对下游需求较低的产能扩张速度使得IGBT模块仍然处于紧平衡状态,因此当前大功率储能电站装机瓶颈尚未完全打开,国产化率相对较低的IGBT模块使得PCS产能仍处于紧平衡状态。2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023E国内IGBT自给率(%)图7:2021年IGBT模块市场依旧以海外供应商为主1.5、 市场空间：我们预计2025年全球储能装机将达约330GWh我们预计到2025年全球储能市场装机规模将达3

13、31.7GWh,新增装机市场空间将达3302.7亿元（此前5645.5亿元）主要系储能系统售价因原材料成本下降下调。其中中美欧及新兴市场储能均有望实现高速发展。/中国：我们预计国内到2025年表前储能新增装机有望达113.4GWh,表后工商业储能装机有望达19.7GWho两大应用市场均有望实现高速发展。/欧洲：我们预计欧洲到2025年表前大储新增装机有望达27.8GWh,表后户储与工商业储能有望达26.9GWho受此前库存高累影响，2023年表后储能装机增速有一定下调，不过大储发展有望提速。/美国：我们预计美国到2025年表前大储装机有望达67.8GWh,表后户储及工商业储能装机有望达10.5

14、GWho美国储能装机在IRA政策刺激及当地新能源装机占比提升背景下有望实现高速增长。/新兴市场：我们预计到2025年包括澳洲、中东非等地在内的表前大储装机有望达46.6GWh,以南非、东南亚等地为代表的表后储能市场装机有望达19GWh.表1:预计到2025年全球储能市场空间将达3300亿左右I项目202120222023E2024E2025EI表前储能系统新增装机规模（GWh）3.714.644.772.1113.4储能系统单位价格（元/Wh）1.801.801.050.810.74表前储能市场规模（亿元）66.5262.4467.7581.8837.3中国表后储能系统新增装机规模（GWh）1

15、.21.64.99.819.7储能系统单位价格（元/Wh）1.801.801.301.090.99表后储能市场规模（亿元）21.929.563.8106.8195.5储能系统新增装机规模（GWh）4.916.249.681.9133.1储能市.场规模（亿元）88.5291.9531.5688.71032.8表前储能系统新增装机规模（GWh）7.412.727.645.367.8储能系统单位价格（元/Wh）2.162.161.381.171.05表前储能市场规模（亿元）160.3273.8379.5529.2713.5工国表后储能系统新增装机规模（GWh）1.41.95.07.510.5储能系统

16、单位价格（元/Wh）2.042.041.471.341.23表后储能市场规模（亿元）29.239.073.11.3128.4储能系统新增装机规模（GWh）8.914.632.652.778.3储能市场规模（亿元）189.5312.9452.6629.4841.9表前储能系统新增装机规模（GWh）2.44.811.618.627.8储能系统单位价格（元/Wh）2.162.161.381.171.05表前储能市场规模（亿元）51.8103.7159.6217.0293.0欧洲表后储能系统新增装机规模（GWh）1.87.011.318.226.9储能系统单位价格（元/Wh）2.042.041.471

17、.341.23表后储能市场规模（亿元）37.7141.9166.0243.7330.0储能系统新增装机规模（GWh）4.211.822.936.754.7储能市.场规模（亿元）89.5245.6325.6460.7623.0其他表前储能系统新增装机规模（GWh）1.33.118.730.246.6I项目202120222023E2024E2025EI储能系统单位价格（元/Wh）2.162.161.381.341.23表前储能市场规模（亿元）28.966.8256.9405.0571.7表后储能系统新增装机规模（GWh）0.92.17.111.819.0储能系统单位价格（元/Wh）2.042.0

18、41.471.341.23表后储能市场规模（亿元）18.342.9103.7158.6233.3储能系统新增装机规模（GWh）2.25.225.742.065.6储能市场规模（亿元）47.2109.7360.6563.6805.0表前储能系统新增装机规模（GWh）14.935.1102.6166.1255.7表后储能系统新增装机规模（GWh）5.412.628.347.376.1全球储能系统新增装机规模（GWh）20.347.8130.9213.4331.7表前储能市场规模（亿元）307.6706.61263.71733.02415.5表后储能市场规模（亿元）107.1253.4406.660

19、9.4887.1储能市场规模（亿元）414.7960.01670.32342.43302.7数据来源：SEIA.EASE、CNESA.CESA.中电联、国家能源局、开源证券研究所2、中国：表前大储期待商业模式突破工商业睹能蓄势待发2.1、 中国：强配政策仍是国内表前储能装机增长的重要因素2023H1国内储能装机实现高增,表前储能为装机主力。2023年上半年，随着国内风光装机的持续增长与储能电芯价格下降，上半年国内储能装机量高达7.59GW/15.59GWh,超2022年全年水平。就2023年上半年国内储能装机类型分布而言，根据储能与电力市场公众号统计，可再生能源配储与独立储能装机占比分别为32

20、%与64%,用于调频的装机占比仅为1%,工商业用户侧储能装机占比3%。我国当前储能装机类型仍然还是以可再生能源配储与独立储能为代表的表前大储为主。图8 ： 2023H1国内储能装机超2022年全年一中国新型储能新增装机规模（MW,左轴）YOY（%,右轴）图9 : 2023H1国内储能装机以表前储能为主独立式.可再生能源调频用户侧数据来源：CNESA、开源证券研究所数据来源：储能与电力市场公众号、开源证券研究所强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占

21、比提出了50%的刚性要求。政策层面的强制性是国内表前储能放量的关键因素。表2:截至2023年12月各省份纷纷推出强制配储政策序号省份风电项目光伏项目比例时长比例时长1内蒙古15%215%22福建10%23上海暂未要求4山东30%25甘肃15%215%26安徽27%213%27青海15%215%28江西10%210%2Ql-8%28%210%210%210广西20%210%211西藏20%4序号省份比例风电项目光伏项目时长比例时长12广东10%110%113云南10%14湖北20%15贵州未明确，但有租用储能提法16河南10%210%217陕西暂时要求18河北冀南20%220%2冀北15%215

22、%2数据来源：各省政府官网、开源证券研究所招标量持续高增,中标价格受多重因素影响降幅明显。截至2023年12月，包括多个框架采购协议在内国内储能系统集成与EPC合计招标37.9GW93.9GWh,超去年全年。价格端，受原材料价格下降、下游商业模式不成熟与行业竞争加剧影响，国内储能系统与EPC中标单价持续走低，截至2023年12月，储能系统与EPC中标单价分别为0.77元ZWh与1.45元/Wh。图10 : 2023年年内国内储能招标量稳步增长图11：2023年以来储能系统与EPC中标单价整体有所下降储能项目招标功率（MW）储能项目招标容量（MWh）系统平均中标单价（元/Wh）数据来源：储能头条

23、公众号、开源证券研究所数据来源：储能头条公众号、开源证券研究所2.2、 中国：部分地区独立储能电站模型已经具备了初步的经济性湖南省内储能电站盈利主要来源于容量租赁、辅助服务和充放电价差三个方面：（1）容量租赁：收入来源于没有配置储能容量的新能源电站与储能电站业主签订的租赁合同，储能电站业主收取一定的租金。目前湖南省内并网的新能源项目都必须向电网提供签订的容量租赁合同或者自建的储能电站。根据华自科技公告，其签订的容量租赁十年长约价格在400元ZkW/年，时间相对较短的容量租赁单价在460元ZkW/年；（2）辅助服务：该收益来源储能电站按照电网调度指令提供辅助服务，根据湖南省电力辅助服务市场交易规

24、则（2022版）（征求意见稿）其报价区间为005元/kWh之间，紧急短时调峰服务费最高可达0.6元/kWh；（3）充放电价差：在电力现货市场运行前，新型储能项目参与电力中长期市场，充电时作为大工业用户签订市场合约，充电价格无需承担输配电价和政府性基金及附加，放电时作为发电主体签订市场合约，通过充放电价差进行套利。中性条件下测算储能电站资本金收益率可达8.8%。按照总投资3.6亿元的100MW/200MWh储能电站，在容量租赁单价为460元kW年，年充放电次数为300次。充放电价格参考湖南省2023年10月代理购电价格。年参与深度调峰频次为250次，调峰辅助服务收益为0.3元/kWh的情况下，其

25、资本金收益率能够达到8.8%o图13 :湖南省储能电站收益率相对可观图12：湖南省储能电站收益来源于容量租赁、辅助服务和充放电价差租赞价格*mj9 Ji优价爱.r容殂货现货市场运行前充放电价 JHt供Ilfll况.0时应号 影哨.现货市场运行后员 活参与现货交易,可IE会获12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%-B.300 （次）r330 （次）资料来源：中南电力设计院公众号注：横轴为单位调峰辅助服务收益，纵轴为储能电站项目IRR数据来源：湖南省电网公司、华自科技公告、开源证券研究所储能电站成本回收机制有望实现突破性进展。独立储能电站虽然在部分地区具备了一定的经济性，不过

26、其容量租赁收入木质上仍是由新能源电站运营商所承担，并未秉承“谁收益，谁承担”原则，储能电站建设成本付出者与终端受益用户并非同一主体。不过随着宁夏和广东、新疆、广西等地开始对电网侧独立储能电站建设成本纳入输配电价回收进行探索，国内储能商业模式有望加速成型。国内表前储能有望从配套风光装机的成本项转变具备相当经济性的运营资产，同时其运营经济性在很大程度会仰仗于储能系统集成产品的性能。成熟的商业模式也会加速储能系统集成市场的出清，优化竞争格局。表3：2023年以来多省出台相关储能政策时间部门政策内容I旨在规范新建（包括扩建、改建）发电机组和独立新型储能进入及退出商业2023年6月国家能源局发电机组进入

27、及退运营管理，维护市场主体合法权益，促进电力系统安全稳定运行；独立新型出商业运营办法储能的市场主体与电力调度机构、电网企业签订并网调度协议和购售电合同：拥有独立新型储能的电力用户与电网企业签订高压供用电合同。完善新型储能市场价格机制,鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易；二是试行独立储能容量电价补偿，在国家出台统新型储能容量电价政策前,对我区投运的独立储能先行按照放电量实施02元/千瓦时的关于建立健全支持容量补偿，2024年起逐年递减20%直至2025年。三是加快推动独立储能参2023年5月新疆发展改革委新型储能健康有序发与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策，对根据电力

28、调度机构展配套政策的通知指令充电的，按照充电电量予以0.55元/千瓦时的补偿，放电时按照0.25元/千瓦时补偿，获得放电补偿时不再同时享受容量电价补偿：新疆电力辅助服务市场运营规则完善后，独立储能按照相关规则参与辅助服务市场交易2023年5月广西壮族自治区广西新型储能发展要求到2025年，新型储能装机3GW,其中集中式储能不低于2GW。由示发展和改革委员规划（202军2030年）范应用进入商业化初期，并向规模化发展转变；鼓励配建新型储能与所属电I时间部门政策内容E会源联合参与电力市场，鼓励探索同储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同，参与市场交易的模式；落实国家有关电网侧独立储能

29、电站容量电价机制，科学评估新型储能替代输变电设施的投资效益，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。到2025年，全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，年均增长50%以上，装机规模达到3GW,到2027年，全省新型储能产业营业收入达2023年3月广东省人民政府广东省推动新型储能产业高质量发展的到1万亿元，装机规模达到4GW推动建立电网侧独立储能电站容量电价机制，办公厅指导意见探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。根据电力供需实际情况动态调整峰谷电价，合理设置电力中长期市场、现货市场上下2023年

30、3月广东省能源局广东省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）独立储能可作为独i春参电力市拓交扇。施立储能指满足接入条件的、接入公共电网的新型储能项目；电源侧储能项目，与发电企业作为整体，联合参与电力市场交易。电源侧储能项目指在发电企业计量关口的并网的储能项目；用户侧储能项目，与电力用户作为整体联合参与市场交易通知指出“卜四五”末全区新型储能配置规模为5GW10GWh以上，此外2023年2月宁熨自治区发展宁夏“十四五”新型还要完善电网侧储能价格疏导机制，建立电网侧独立储能电站容量电价机改革委储能发展实施方案制，科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输

31、配电价回收。资料来源：新疆发改委、广西发改委、广东省政府、广东省能源局、国家能源局等部门官网、开源证券研究所2.3、中国：工商业储能有望成为国内储能装机的重要组成部分工商业储能收益机制丰富同时受部分地方政府补贴。政策端，基于保障辖区内企业稳定连续生产与将电力保供职责交由相关企业自己负责的目的。包括安徽、广东、湖南、江苏、浙江等多个省份在内的地区政府均针对工商业储能推出了相关的补贴政策，相关补贴有望在短期对工商业储能装机放量形成刺激。从经济性角度考虑，工商业储能电站收益机制丰富具备包括峰谷套利、需量管理、配电增容等多种收益机制，相对成熟的商业模式在储能系统成本下降的大背景下也加速了国内工商业储能

32、电站的推广。表4：国内多地出台工商业储能补贴政策地区政策内容安徽合肥合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策实施细则对IMW以上的新型储能电站，按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh补贴，连续补贴不超过2年,同一-企业累计最高不超过300万元。安徽芜湖芜湖市人民政府关于加快光伏发电推广应用的实施意见按实际放电量给予运营主体0.3元/kWh补贴,同一项目年度最高补贴100万元。补贴年限为鼓励数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等结合电网需求布局储能系统，对已并网投运广东深圳深圳市关于促进绿色低碳产业高且装机规模1兆瓦以上的电化学储能项目，按质量发展的若干措施（征求意见稿）照实际放电量给予

33、最高0.2元ZkWh的支持，每个项目支持期限3年，资助总额最高300万元湖南长沙一八口也+.八UXT-U支持储能材料企业利用储能电站降低用电成长沙市人民政府办公厅关于支持1af入*心由本，按储能电站的实际放电量给予储能电站坦先进储能材料产业做大做强的实施期一AAC一“2dM人人U%,营主体0.3兀ZkWh的奖励，单个企业年度奖励KJ%额度不超过300万元。苏州工业园区支持光伏项目配置储能设施，2022年1月I苏州工业园区进一步推进分布式日后并网、且接入园区碳达峰平台的储能项光伏发展的若干措施目，对项目投资方按项目放电量补贴03元/kWh,补贴3年。浙江龙港关于进一步推进制造业高质量发对于实际投

34、运储能项目，按照实际放电量给予展的若干政策储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴。浙江义乌用ObLHASln心G54U.L根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25推动源网荷储协调发展和加快区.ULEkH2L山次-5兀ZkWh的补贴、补贴两年，补贴资金以500域光伏产业发展的实施细则丁一出I也万兀为上限。地区政策内容资料来源：能源电力说公众号、开源证券研究所表5：工商业储能电站收益机制丰富收益方式内容新能源消纳工商业光伏通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化峰谷套利用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供

35、电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。需量管理基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。配电增容当工商业用户而原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。需求侧响应企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿电力现货交易电力现货交易是指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供

36、电力服务的交易机制。电力辅助服务电力有偿辅助服务是指并网发电侧在基本辅助服务之外能够响应电力调度指令的可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合)所提供的辅助服务资料来源：瓦特电力、开源证券研究所工商业储能商业模式清晰商业模式成熟。目前主流的工商业储能电站项目开发模式包括业主自投、合同能源管理(EMC)与融资租赁方式，其中EMC方式是当前工商业储能电站的主要开发方式。主要为业主引入投资方合作，通过EMC合同将能源进行外包，并与投资方进行利润分享从而实现降低投资成本同时节省能耗的目的。图14 ：工商业储能电站商业模式包括三种资料来源：储能盒子公众号、开源证券研究所以浙江、广东为代表的工商业较为

37、发达的地区工商业储能电站已经具备了一定经济性。在广东地区，在仅考虑峰谷价差套利单一收益方式的情况下，工商业储能电站通过每天两充两放（一次谷充尖放、一次平充峰放）,初始投资成本为1.2元/Wh,最大峰谷价差在1.18元/度,投资方分成90%的情况下,其资本金收益率可达15.5%,投资回收期在4.6年左右。在浙江地区因为当地更加适合的峰谷平时分段，其在两充两放（一次谷充尖放、一次谷充峰放），初始投资成本为1.2元ZWh,最大峰谷价差为0.72元/度，投资方分成90%的情况下，其收益率可达14.6%,投资回收期在5年以内。此外包括江苏、上海等工商业相对发达的省份工商业储能电站均具备了相当的经济性。图

38、15 ：广东工商业储能电站收益率可观0.8 （元ZkWh） 0.9 （元ZkWh）I （元ZkWh） 1.1 （元/kWh）1.2 （元/kWh）图16 :浙江工商业储能电站收益率可观（）.8 （元ZkWh） 0.9 （ckWh）1 （元/kWh） 1.1 （元/kWh）1.2 （元/kWh）注：横轴为最大峰谷电价差，纵轴为工商业储能电站项目IRR数据来源：广东省电网公司、开源证券研究所注：横轴为最大峰谷电价差，纵轴为工商业储能电站项目IRR数据来源：浙江省电网公司、开源证券研究所峰谷价差持续拉大趋势有望进一步提升工商业储能电站边际经济效益。进入2023年全国电网企业代理购电价差相比2022年

39、持续拉大，根据北极星电力网统计,10月全国代理购电价差最大的广东省其代理购电价差高达1.4元/kWh,峰谷价差超过0.7元ZkWh以上的地区达到了18个。峰谷电价差的持续拉大、储能系统成本的持续下降与金融工具的有效应用有望进一步提升工商业储能电站的经济性，助力工商业储能电站的广泛推广。中长期看电力现货市场有望进一步拉大工商业储能电站收益率。以山东省开展的电力现货市场为例，其发达的分布式光伏市场使其在中午光伏大发时甚至出现了负电价，因此工商业储能用户通过电力现货市场的套利收益将会进一步提升。因此在中长期时间维度内看，随着国内分布式光伏持续上量和电力现货市场的推广，工商业储能既能够解决分布式光伏消

40、纳问题同时其在电力现货市场的收益率有望进一步提升，支撑其装机持续性。图17 : 2023年起国内峰谷电价差呈拉大趋势图18：电力现货市场启用有望进一步加速工商业储能市场开发1IiIMHM WimhiW 岫川案裱层 三 2023年1月脚衽许Z 柒 Hl2023主姻 2023年4月 2023年7月 2023年5月2023年8月耻爱转翻 照二2023年3月2023年6月. 2023年9月150碌皿叫OM 3心002023年10月日间现货实时市场发电1交易时段20225.12022.5220223.320225.4 2022.53-20225.6 2022.57 202258 2022.55数据来源：

41、北极星电力网、开源证券研究所资料来源：封开等著独立储能电站在湖南的商业投资价值分析2.4、中国：铅碳技术路线有望占据一席之地铅炭电池安全性优于锂电池,适宜人口密集地区的工商业储能，由于铅炭电池的电解液为稀硫酸的水基体系，只需要保持通风就不会发生燃烧爆炸，在安全性上具有优势。虽然其在响应速度及循环寿命上不及锂离子电池，但是其安全性特点让他在人口密集地区的工商业储能应用场景具备相对优势。成市场的出清，优化竞争格局。表6:铅炭电池建造成本较低,具备安全性优势储能技术输出功率放电时间（h）效率(PCS)建造成本（元kVh）寿命（年）铅炭电池kW级/00MW级0.1-0.575%-85%350-1,00

42、05-10高温钠基电池100kW级-100MW级1-1075%-85%2.000-3,00010-15锂离子电池kW级/00MW级0.23-180%-90%800-2.00010-20全钮液流电池kW级-IooMW级1-2075%-85%2,000-4,00010锌基液流电池kW级-MW级0.5-1070%-80%1,000-2,00010钠离子电池kW级-MW级0.3-3080%-90%750-15005-10资料来源：昆工科技公司公告、开源证券研究所国内多个铅碳储能项目开展了招标、建设工作。根据CNESA公众号与北极星储能网统计，2022年6月至2023年6月之间，国内多个铅碳储能项目完成

43、了签约、招标工作，累计项目量达到了近15GWho国内采用铅碳技术路线的工商业储能与共享储能项目装机量有望提升。表7:铅炭电池在工商业储能共享储能等场景建设进展明显加快时间项目相关主体地区容量事件2022.06.23通信备电合作服务采购项目中国铁塔浙江81.90MWh中国铁塔股份浙江省分公司2022年储能备电合作服务采购项目第二次招标开始2022.09.28江苏长强钢铁铅国家电投浙江分公司浙江25.2MW2433MWh国家电投集团浙江分公司江苏长强钢铁时间项目相关主体地区容量事件I炭储能电站铅碳电池储能电站项目EPC招标开始2022.12.07“和平共储综合智慈能源项目国家电投浙江分公司，太湖能谷浙江100.8MW1061.683MWh国家电投“和平共