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储能行业专题报告：多层次电价政策变化，把握从0~1、点到面的投资机会。2022年系中国储能元年，全年并网规模达7.76GW/16.43GWh，容量口径yoy+235%。但从应用领域分布看，22年用户侧储能仅占总并网量 的10%（含部分铅炭储能项目）。因此，从应用领域看，我们预计2022年国内锂电池的工商业储能项目较少。 但站在23年初，工商业储能政策变化很明显，峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多、部分地区分时 电价每天设置两个高峰段，实现每天两充两放，工商业储能经济性加强等，因此我们认为2023年将是国内工商业储能元年，有望迎来0-1 的爆发。本篇报告聚焦：1）我们为什么在当前时点看好国内工商业储能市场？2）预计将有哪些投资机会？

当前时点，我们为什么看好国内工商业储能市场——核心变化是23年工商业电价的调整，带来经济性的变化。

1、23年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。从边际变化看，进入23年，峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多 （尖峰-谷 时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个）；横向看，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，典型如河南由22年 的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能 投资具有经济性，即在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外，对大工业用电而言， 安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出。

2、部分省份将正午时段设定为分时电价的谷时，仅装分布式光伏的经济性边际下降，但主动配储需求提升。23年1月，山东、山西、浙江 等8个省份将光伏发电高峰期的正午时段规定为谷时，其中青海、宁夏、甘肃三省的谷时划分几乎全覆盖日中光伏主要发电时间。此外， 23年起山东将正午划分为深谷（分时系数下降至0.1），据CEESA分析，山东省工商业深谷时段最低电价可能降至0.1元/kWh。考虑光伏出 力高峰期电价下降、全国范围内峰谷价差进一步拉大，纯光伏发电经济性被进一步削弱，有望带动新增及存量分布式光伏电站主动配储。

3、部分省份或可实现每天两充两放，我们测算回本周期有望缩短至6年内。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放： 如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等（分时电价每天设置了两个高峰段，且两高峰段间存在电价差，可在谷时/平时充电， 并分别于两个高峰段放电，实现两充两放）。储能系统的利用率大幅提升的情况下，我们预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。