工商业储能供需及成本端情况如何？

工商业配储经济性提升， 工商储需求预期爆发。

1. 需求端：电力政策调整下工商储盈利性凸显，零碳园区或将引领需求爆 发

我国工商业用电需求旺盛，大部分地区电力供需紧张。2022 年全社会 用电量 86,332 亿 kWh，同比增长 3.9%，工业用电量为 55,943 亿 kWh， 同比增长 1.6%。随着经济平稳复苏，全社会用电量有望持续增长，国 内电力供需关系预计将呈现相对紧张的状态。据电规总院预测，2023 年全国将有 6 个省份电力供需形势紧张，17 个省份电力供需偏紧。

用电政策催生备电需求，工商储成为企业备电首选。2022 年极端高温 天气叠加复工复产，大部分省市发布有序用电通知，工商业用户对备用 电源需求激增。2023 年 6 月 15 日，国家能源局就在华东区域举办跨省 区大面积停电时间应急演练，以应对迎峰度夏等重要时段电力突发事件。 考虑到我国“十四五”正处于新型电力系统构建转型期，短期内电力紧 张状况难以消除，工商业储能系统作为备电的重要手段，在此形势下大 有可为。

分时电价机制完善，工商储经济性提升。 大部分地区峰谷价差进一步拉大。从 2022 年 4 月至 2023 年 4 月，全 国峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省市的数量从 6 个增至 8 个；22 个省市 价差扩大；全国平均峰谷价差由 0.55 元/kWh 上升至 0.61 元/kWh。各 地峰谷价差普遍拉大，意味着配置工商业储能的套利空间扩大。

部分省份率先实施两充两放，增强工商储运营动力。近年来部分省份 将午间时段从“平时段”调整为“低谷时段”，浙江、湖北、湖南、 上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段。 当存在两个高峰段时，工商业储能系统可在谷时/平时充电，并分别于 两个高峰段放电，实现两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短 成本回收周期。

浙江等多地投资成本回收时间普遍缩短至 6 年以内。浙江、广东、海 南等省份峰谷价差较大，有些地区甚至达到 0.8 元/KWh 以上，并实施 两充两放，投资成本回收时间普遍缩短至 6 年以内。以晶科能源浙江 3MW /6.88MWh 用户侧储能系统项目为例，假设项目投资成本为 1.75 元/Wh，储能设备每年运行 330 天，每天两充两放，单次充电 2 小时。 参考浙江工商业峰谷电价差 0.71 元/KWh。据此测算得出：在项目寿命 期为 10 年的情况下，IRR 可达 11.68%，预计 6 年可以收回投资，具备 经济性。

零碳园区方兴未艾，是工商储重要切入点。 园区脱碳要求日益提高，储能系统是关键一环。2020 年以来，国家积 极推动园区绿色低碳转型，从最初的生态示范工业园区到低碳示范园 区、近零碳园区，再到零碳园区，园区脱碳要求越来越高。零碳园区 强调园区的低碳化、数字化、智慧化转型发展，重点从能源供给、能 源综合管控两方面着手，包括储能系统、智能电网等一系列绿色组合 拳是零碳园区的“标配”。

标准体系渐趋完善，利于市场健康发展。今年 4 月内蒙古发布的我国 首个《零碳产业园区建设规范》正式实施，该标准有助于推进零碳产 业园落地，形成可执行、可参照、可复制的规范标准。在此以前，全 国信标委、中国节能协会等行业机构也分别编制了《零碳智慧园区白 皮书》和《零碳工厂评价规范》，为零碳园区标准体系建设和行业健 康发展奠定基础。

零碳园区建设如火如荼，贡献工商储未来主要增量。以政策文件和行 业标准为基础，全国积极推进低碳园区试点和零碳园区建设，2021 年 共开展了 6 个低碳省（区）和 81 个低碳城市、51 个低碳工业园区、 400 余个低碳社区和 8 个低碳城（镇）试点；2022 年，全国各地涌现 出多个新建或改建的零碳园区。目前零碳园区正在加速铺开并逐步成 熟，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。

2.供给端：行业竞争壁垒尚不明显，新进入者有望弯道超车

当前各企业的竞争壁垒尚不明显，新玩家有弯道超车可能。目前工商 业储能市场上除宁德时代、比亚迪、阳光电源、派能科技等龙头企业外， 新兴品牌不断涌入，形成新老玩家共舞局面。目前规模较大的企业包括 时代星云、沃太能源、奇点能源等。争壁垒尚不明显，未来新进入者可 以通过资本融资、差异化市场开发、销售渠道和品牌建设等来实现弯道 超车。

目前出货量普遍偏小。据高工锂能统计，除个别以租赁模式推广市场的 企业外，大部分企业年出货量规模均不超过 200 台；第一批进入市场的 企业出货量规模多数在 100-200 台之间；2022 年新进工商业储能企业 大部分还处于设计产品、组建团队和品牌宣传等阶段，尚未真正有产品 进入市场。

主流产品容量约 200kWh。目前国内工商业储能主流产品容量为 170- 220kWh ，形成满充满放 2 小时的能量存储时间。部分企业如阳光电源 主推 1000kWh 产品，瞄准园区等客户。而出口海外的工商业储能多以 300+kWh 产品为主。

3. 成本端：碳酸锂价格腰斩，行业盈利空间扩大

电池为储能系统第一大成本。储能系统成本主要由五部分构成：电池模 块、BMS 系统、集装箱（含 PCS 等）、土建及安装费用、其他设计调试 费。以浙江省一工厂的 3MW/6.88MWh 储能系统成本为例，电池模块占总 成本的 55%。

正极材料为锂电池主要成本。锂电池成本由五大原材料构成：1）正极 材料，国内储能电池绝大部分采用磷酸铁锂路线；2）负极材料即石墨； 3）电解液，溶质一般使用六氟磷酸锂。4）隔膜；5）锂电铜箔。以磷 酸铁锂电池为例，正极材料为第一大成本，占比达到 37%。

碳酸锂价格腰斩，成本端重压释放。2022Q4 以来，碳酸锂价格骤跌， 磷酸铁锂电池的正极材料价格随之下跌。截至 2023 年 6 月 30 日，碳酸 锂价格已跌至 30.70 万元/吨，距去年最高点已回落超过 45%；磷酸铁 锂正极材料已跌至 9.7 万元/吨，回落幅度同样超过 45%。作为储能系 统的最主要成本，电池价格腰斩有效释放成本端压力，增厚行业盈利。