廣東省2h儲能系統充放電策略（2022）
注：不考慮貸款 資料來源：廣東電網官網，中金公司研究部
工商業儲能收益率敏感性測算（兩充兩放）
資料來源：廣東電網官網，中金公司研究部
需量管理
兩部制電價下，工商業儲能可節省容量電費。兩部制電價包含電量電費和基本電價，其中電量電價根據實際用電量計算，基本電價按照變壓器最大需量或固定容量計算，儲能系統可幫助工商業用戶降低變壓器容量需求，減少容量電費。同時針對電力容量不充足的情況，也可通過儲能實現快速便捷低成本擴容。
輸配電新政擴大兩部制電價適用范圍，同時鼓勵用戶提高負荷利用率，帶來工商業儲能更大的市場空間。2023年5月15日，國家發展改革委發布《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，針對用電容量在100kVA-315kVA的工商業用戶可選擇執行單一制或兩部制電價（原僅有315kVA以上的用戶執行兩部制電價），適用范圍進一步擴大。同時政策提出“當用戶每月每千伏安用電量達到260千瓦時及以上時，需量電價執行價為核定標準的90%”，按照每月30天計算，相當于用戶負荷利用率在36%以上時可獲得一定需量電價折扣。中金公司認為政策進一步鼓勵用戶提高負荷利用率，負荷利用率越高的用戶基本電費越低。工商業儲能能夠對客戶用電曲線進行削峰填谷優化，有望進一步打開需求空間。
兩部制電價概念及范圍
資料來源：各省市電力公司官網，北極星儲能網，中金公司研究部
此外，中金公司認為隨著電力市場改革推進及虛擬電廠（VPP）的商業模式成熟，工商業儲能可通過VPP進行聚合，參與電力現貨市場或輔助服務市場，進一步豐富盈利模式。
表前大儲快速放量，下半年有望持續高增
受原材料價格波動影響，2023年一季度儲能項目招標量旺盛，但項目實際開工較少。從儲能項目招標量看，2023年1-5月招標量超20GWh，月度招標量為歷史新高水平。但另一方面，2023年一季度碳酸鋰價格從高位約50萬元/噸快速下跌至20萬元/噸，原材料價格快速下跌使得項目實際開工延后，觀望情緒較強。
碳酸鋰價格企穩回升，項目有望加速落地。2023年5月起碳酸鋰價格逐步企穩回升，疊加國內630項目并網搶裝，中金公司預計表前大儲項目開工建設有望迎來加速。
2023年中國儲能項目招標旺盛
資料來源：Energy Storage News，北極星儲能網，中金公司研究部
2023年一季度碳酸鋰價格快速回落
資料來源：Wind，中金公司研究部
2023年1-4月中國新增投運新型儲能項目規模
資料來源：CNESA，中金公司研究部
國內獨立儲能項目占比快速提升。2023年1-4月，新增新型儲能項目（含規劃、建設中和運行）中，74%為電網側獨立儲能，相比2022年已并網儲能項目約44%的占比出現明顯大幅提升。
2022年已并網儲能項目應用分布
資料來源：CNESA，中金公司研究部
2023年1-4月新增新型儲能項目應用分布
資料來源：CNESA，中金公司研究部
中金公司看好在經濟性與政策驅動下，國內獨立儲能項目占比進一步提升。目前獨立共享儲能主要盈利模式包括：1）容量租賃：多數省份對新能源項目配儲具有強制要求，獨立儲能向新能源項目出租容量并收取租賃費。2）現貨市場峰谷套利：在開展電力現貨市場的省份，獨立儲能可參與電力現貨市場進行峰谷套利。3）輔助服務：獨立儲能可參與調頻等輔助服務，在未開展電力現貨市場的省份也可參與調峰輔助服務獲取調峰補償。4）容量補償：目前山東對參與電力現貨市場的獨立儲能給予容量補償。
獨立儲能具備參與市場的盈利模式，有望提升對儲能產品質量要求，產業鏈有望獲得合理的盈利能力。當新能源強制配儲并未產生較好的盈利模式，儲能多僅用于減少棄風棄光限電，甚至部分儲能長時間閑置，根據中電聯調研數據，2022年新能源配儲項目的平均等效利用系數僅約6%，遠低于電網側及用戶側儲能。盈利模式的限制與較低的調用需求導致新能源強制配置的儲能均以絕對成本為導向，甚至出現“劣幣驅逐良幣”情況，相關電芯及逆變器供應商盈利能力較差。而在獨立儲能模式下，儲能具備參與市場獲利的多種方式，對儲能電池循環壽命、產品安全穩定性等方面提出較高要求，中金公司預計將改變原先以價格為絕對導向的采購方式，轉而強化對質量的要求。中金公司認為在新能源強制配儲逐步轉向獨立儲能模式趨勢下，終端客戶原以絕對價格為導向將逐步轉變為價格和質量并重，進而推動上游供應鏈企業盈利能力恢復。
新能源配儲項目儲能利用率低
資料來源：中電聯，中金公司研究部
一帶一路國家需求快速增長
風光資源豐富奠定裝機增長基礎，國家電網薄弱亟待可行解決方案
地理環境造就亞非拉豐富風光資源，近年裝機持續增長。南美洲、非洲、東南亞均分布于赤道兩側，西亞、中亞以沙漠氣候、大陸性氣候為主，日照時間長、光照資源豐富；部分沿海地區風能資源豐富。根據SolarGIS數據顯示，非洲、南美、西亞地區國家的風光資源均相較中國更加豐富，具有發展風光發電的自然優勢。根據IRENA數據，2018-2022年非洲光伏與風電裝機年復合增長率分別為11.60%/56.16%，南美洲分別為8.86%/15.00%，亞洲除中國與印度以外地區達17.69%/18.10%，風光裝機持續增長。
部分地區2018-2022年光伏裝機容量
資料來源：IEA，中金公司研究部
部分地區2018-2022年光伏裝機容量
資料來源：IEA，中金公司研究部
受限于經濟發展水平、地理氣候等因素限制，部分“一帶一路”國家電網薄弱、穩定性差。根據世界銀行和非洲開發銀行的報告，2020年全球通電人口比例為91%，仍有近7.33億人生活在無電環境中，其中有6.4億人分布在非洲。152個“一帶一路國家”中，2020年有53個國家的電網覆蓋率低于全球均值86.46%，57個國家無電人口超過全國總人口的10%，撒哈拉以南非洲國家的電網平均覆蓋率僅略超50%，即大約每2個人中就有1人無電可用。根據World Bank數據，在非洲經濟較發達的南非，2020年電網覆蓋率也不足85%，企業典型月份平均停電次數達7.7次，2022年超過200天大范圍停電，保障性電網建設及電力穩定成為地區發展的重要議題。在東南亞地區，其特殊的地理環境使得許多國家島嶼分散、臺風多發，大規模電網建設難度大、運維成本高，居民與企業用電常受影響。
各地區一帶一路國家電網覆蓋率均值
資料來源：World Bank，中金公司研究部
一帶一路國家電網覆蓋率分布
資料來源：World Bank，中金公司研究部
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