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22年新型储能新增装机快速增长，23年锂电储能成本快速下降。2022年中国新型储能新增装机容量7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%，占全球新增新型储能装机容量36%。22年我国储能装机主要以发电侧和电网侧为主，新能源强制配储成为主要原因，但22年装机量仍受到光伏组件和电芯价格双高影响，并未充分放量。22年底以来，供需持续改善导致锂价迅速下降，带动储能电芯价格下降，据CNESA统计23年4月储能系统招标价格已下降至约1.25元/Wh，储能平均EPC价格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC价格已有大幅下降。

国内大储与工商业储能盈利预期改善，投资经济性提升。国内大储成本受益于锂价下跌而降低，同时硅料价格下跌导致光伏组件价格逐步回归理性，叠加大基地开工建设，国内大储有望凭借强制配储政策迎来放量。新能源消纳压力下各地继续推行储能政策，包括储能容量租赁、容量补偿、调峰补偿等收益政策。山东省考虑现货价差0.3元/kWh的情况下大储全投资IRR已达到6%，大储已初步具备经济性。

峰谷价差拉大工商业储能盈利能力增强，自2021年7月26日国家出台政策完善分时电价机制以来，各地峰谷价差逐渐拉大，成为工商业储能收益的主要来源。截止2023年6月，全国共有17个省尖/峰谷价差超过0.7元/kWh，其中6个省尖/峰谷价差超过0.9元/kWh，加上两充两放策略得以实现以及上游价格下降，使得工商业储能初步具备盈利可能。我们测算两充两放平均价差为0.7元/kWh时，第三方运营商的全投资IRR可达到6.9%，基本具备投资潜力。

持续缺电助长工商业储能需求，需求侧响应可能成为重要推手。此外，近几年持续出现的缺电问题暴露出我国部分地区系统备用率不足、高峰时段供电能力下降等问题，停电限电直接影响企业生产，一定程度上助长工商业储能需求。但过去我国用电偏计划性质，在供电能力不足时通常采用有序用电方式，储能难以发挥作用。新版需求响应管理办法提出，有序用电将在需求侧响应后仍无法保证电力安全时启用。一方面工商业储能可以参与需求响应获取额外收益提高经济性，更重要的是需求侧响应大规模推广标志着采用经济激励等市场化手段决定用电次序成为可能，工商业储能解决缺电进而保证工商业生产的重要作用得以发挥。

输配电价改革鼓励用户进行需量管理，新增潜在重要收益来源。2023年5月15日第三监管周期省级电网输配电价及改革落地，其中比较关键的点有：（1）普遍提高容（需）量电价，降低电量电价；（2）给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。这两项政策指向性十分明确，即采用经济手段推动工商业用户对其最高用电负荷进行管理。工商业储能则是在不大规模改变用户用电习惯前提下进行需量管理的最佳手段之一。我们测算根据优惠条款，最大可将工商业储能全投资IRR从6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。当然由于需量管理会改变充放电策略进而导致峰谷价差套利部分收益降低，使得实际收益率提升难以达到理论计算，但不论如何，新的需量电费规则为工商业储能提供了可能的额外收益，也提高了用户侧提高需量管理的意愿，进而降低电力系统调节压力。

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来源：国际能源网/储能头条