广东省2h储能系统充放电策略（2022）
注：不考虑贷款 资料来源：广东电网官网，中金公司研究部
工商业储能收益率敏感性测算（两充两放）
资料来源：广东电网官网，中金公司研究部
需量管理
两部制电价下，工商业储能可节省容量电费。两部制电价包含电量电费和基本电价，其中电量电价根据实际用电量计算，基本电价按照变压器最大需量或固定容量计算，储能系统可帮助工商业用户降低变压器容量需求，减少容量电费。同时针对电力容量不充足的情况，也可通过储能实现快速便捷低成本扩容。
输配电新政扩大两部制电价适用范围，同时鼓励用户提高负荷利用率，带来工商业储能更大的市场空间。2023年5月15日，国家发展改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，针对用电容量在100kVA-315kVA的工商业用户可选择执行单一制或两部制电价（原仅有315kVA以上的用户执行两部制电价），适用范围进一步扩大。同时政策提出“当用户每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上时，需量电价执行价为核定标准的90%”，按照每月30天计算，相当于用户负荷利用率在36%以上时可获得一定需量电价折扣。中金公司认为政策进一步鼓励用户提高负荷利用率，负荷利用率越高的用户基本电费越低。工商业储能能够对客户用电曲线进行削峰填谷优化，有望进一步打开需求空间。
两部制电价概念及范围
资料来源：各省市电力公司官网，北极星储能网，中金公司研究部
此外，中金公司认为随着电力市场改革推进及虚拟电厂（VPP）的商业模式成熟，工商业储能可通过VPP进行聚合，参与电力现货市场或辅助服务市场，进一步丰富盈利模式。
表前大储快速放量，下半年有望持续高增
受原材料价格波动影响，2023年一季度储能项目招标量旺盛，但项目实际开工较少。从储能项目招标量看，2023年1-5月招标量超20GWh，月度招标量为历史新高水平。但另一方面，2023年一季度碳酸锂价格从高位约50万元/吨快速下跌至20万元/吨，原材料价格快速下跌使得项目实际开工延后，观望情绪较强。
碳酸锂价格企稳回升，项目有望加速落地。2023年5月起碳酸锂价格逐步企稳回升，叠加国内630项目并网抢装，中金公司预计表前大储项目开工建设有望迎来加速。
2023年中国储能项目招标旺盛
资料来源：Energy Storage News，北极星储能网，中金公司研究部
2023年一季度碳酸锂价格快速回落
资料来源：Wind，中金公司研究部
2023年1-4月中国新增投运新型储能项目规模
资料来源：CNESA，中金公司研究部
国内独立储能项目占比快速提升。2023年1-4月，新增新型储能项目（含规划、建设中和运行）中，74%为电网侧独立储能，相比2022年已并网储能项目约44%的占比出现明显大幅提升。
2022年已并网储能项目应用分布
资料来源：CNESA，中金公司研究部
2023年1-4月新增新型储能项目应用分布
资料来源：CNESA，中金公司研究部
中金公司看好在经济性与政策驱动下，国内独立储能项目占比进一步提升。目前独立共享储能主要盈利模式包括：1）容量租赁：多数省份对新能源项目配储具有强制要求，独立储能向新能源项目出租容量并收取租赁费。2）现货市场峰谷套利：在开展电力现货市场的省份，独立储能可参与电力现货市场进行峰谷套利。3）辅助服务：独立储能可参与调频等辅助服务，在未开展电力现货市场的省份也可参与调峰辅助服务获取调峰补偿。4）容量补偿：目前山东对参与电力现货市场的独立储能给予容量补偿。
独立储能具备参与市场的盈利模式，有望提升对储能产品质量要求，产业链有望获得合理的盈利能力。当新能源强制配储并未产生较好的盈利模式，储能多仅用于减少弃风弃光限电，甚至部分储能长时间闲置，根据中电联调研数据，2022年新能源配储项目的平均等效利用系数仅约6%，远低于电网侧及用户侧储能。盈利模式的限制与较低的调用需求导致新能源强制配置的储能均以绝对成本为导向，甚至出现“劣币驱逐良币”情况，相关电芯及逆变器供应商盈利能力较差。而在独立储能模式下，储能具备参与市场获利的多种方式，对储能电池循环寿命、产品安全稳定性等方面提出较高要求，中金公司预计将改变原先以价格为绝对导向的采购方式，转而强化对质量的要求。中金公司认为在新能源强制配储逐步转向独立储能模式趋势下，终端客户原以绝对价格为导向将逐步转变为价格和质量并重，进而推动上游供应链企业盈利能力恢复。
新能源配储项目储能利用率低
资料来源：中电联，中金公司研究部
一带一路国家需求快速增长
风光资源丰富奠定装机增长基础，国家电网薄弱亟待可行解决方案
地理环境造就亚非拉丰富风光资源，近年装机持续增长。南美洲、非洲、东南亚均分布于赤道两侧，西亚、中亚以沙漠气候、大陆性气候为主，日照时间长、光照资源丰富；部分沿海地区风能资源丰富。根据SolarGIS数据显示，非洲、南美、西亚地区国家的风光资源均相较中国更加丰富，具有发展风光发电的自然优势。根据IRENA数据，2018-2022年非洲光伏与风电装机年复合增长率分别为11.60%/56.16%，南美洲分别为8.86%/15.00%，亚洲除中国与印度以外地区达17.69%/18.10%，风光装机持续增长。
部分地区2018-2022年光伏装机容量
资料来源：IEA，中金公司研究部
部分地区2018-2022年光伏装机容量
资料来源：IEA，中金公司研究部
受限于经济发展水平、地理气候等因素限制，部分“一带一路”国家电网薄弱、稳定性差。根据世界银行和非洲开发银行的报告，2020年全球通电人口比例为91%，仍有近7.33亿人生活在无电环境中，其中有6.4亿人分布在非洲。152个“一带一路国家”中，2020年有53个国家的电网覆盖率低于全球均值86.46%，57个国家无电人口超过全国总人口的10%，撒哈拉以南非洲国家的电网平均覆盖率仅略超50%，即大约每2个人中就有1人无电可用。根据World Bank数据，在非洲经济较发达的南非，2020年电网覆盖率也不足85%，企业典型月份平均停电次数达7.7次，2022年超过200天大范围停电，保障性电网建设及电力稳定成为地区发展的重要议题。在东南亚地区，其特殊的地理环境使得许多国家岛屿分散、台风多发，大规模电网建设难度大、运维成本高，居民与企业用电常受影响。
各地区一带一路国家电网覆盖率均值
资料来源：World Bank，中金公司研究部
一带一路国家电网覆盖率分布
资料来源：World Bank，中金公司研究部
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