冯胜：配储经济性提升，工商业储能迎来发展元年
作者 冯胜 中泰证券先进产业研究首席分析师
目前全球能源供需格局进入调整阶段，越来越多的国家将储能列为加速其清洁能源转型的必选项。中国现阶段已形成较为完整的储能产业体系及一批有国际竞争力的市场主体。工商业储能作为新型储能下电化学储能的一种，目前处于发展初期。2023年，随着“源网荷储”政策不断引导、用电形势严峻备电需求增加、配储经济性整体提升以及零碳园区加速铺开，我们认为2023年将迎来工商业储能从0到1的产业化元年。
第一，电力政策不断调整，推动局部电网建设。工商业企业选择调节能力强的可再生能源场站组织开展“隔墙售电”交易，可支持分布式电源开发建设和就近消纳，从而实现“源-网-荷-储”各环节优化配置。因此，为加快工商业储能的渗透率，尽早实现商业化，国家和省市层面均出台了辅助服务、补贴、隔墙售电以及“源网荷储一体化”等相关政策，引导建立工业绿色微电网。
第二，电力紧缺条件下，工商业储能成为企业备电首选。随着经济复苏，全社会用电量有望持续增长，叠加夏季极端高温现象或将持续，国内电力供需关系预计将呈现相对紧张的状态。为应对“迎峰度夏”时段电力突发事件，国家能源局在6月份举办华东区域跨省区大面积停电事件应急演练。缺电导致的拉闸断电或限电为企业安全生产带来隐患，所以，在中国电力紧张状况短期内难以消除条件下，工商业备电可降低断电带来的生产经营风险，具有迫切的现实需求。
第三，电芯价格骤降叠加峰谷价差扩大，工商业储能经济性凸显。
成本端，电池模块构成储能系统最大成本，且国内储能电池大多采用磷酸铁锂路线。2022年四季度以来，电池成本占比最高的碳酸锂、磷酸铁锂价格腰斩，成本端压力明显缓解，下游企业配储投资压力随之减轻。收入端，随着全国峰谷价差普遍拉大，全国峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量不断增加；叠加浙江、安徽、广东、海南等省市实施两充两放策略，有效提升了储能系统的利用率，缩短成本回收周期，套利空间扩大。我们测算工商业储能的成本回收时间普遍缩短至6年及以内，投资回报率超过10%，经济性显著。
第四，零碳园区或将引领需求爆发，工商业储能未来大有可为。随着园区脱碳要求日益提高，2022年以来，零碳园区在全国范围内加速铺开并逐步成熟，而储能系统是零碳园区标配，因此零碳园区或将成为工商业储能打开的第一个量化市场。据储能产业网，工商业储能需求高增长，预计到2025年，工商业储能装机容量将达到66GW左右。