今年以来，光伏产业链价格下行、电芯成本下降、峰谷电价差扩大等多重有利因素影响着储能产业发展，储能市场环境预期向好。在上下游产业环境边际改善以及政策推动下，预计储能项目的安装条件向好、整体成本和盈利优化将打开国内的大储市场空间。
组件价格下降预计将带来光储项目成本压力释放和需求提升。从装机量上看，2022年组件价格高位造成光伏项目IRR不足，新能源配储增加成本进一步压制项目收益率水平。
图：碳酸锂价格持续下降（万元/吨）
在碳酸锂降价的大背景下，原材料价格松动下成本压力缓解，储能电站经济性改善有望推动电站装机持续放量。未来光伏组件价格下降带来光伏建设成本下行，在风光大基地需求支撑下，地面电站规模有望大幅释放，驱动配储项目推进。
用户侧储能：工商业配置储能为主，占比超40%
用户侧以工商业配置储能为主。截至2022年底，用户侧配置储能总能量约1.8GWh，同比增长49%，2022年新增总能量0.60GWh。其中工商业配置储能累计投运总能量0.76GWh、占比42%，同比增长106.3%；2022年新增能量0.39GWh、占比66%。目前工商业配储主要分布在江苏、广东、浙江等工商业大省，累计总能量占工商业总能量的82%。
图：2018-2022年用户侧储能累计装机规模
政策不断出台，优化分时电价机制。2022年12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，文件指出：各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。
此外，自2021年下半年以来，全国已有河南、江西、浙江、河北、山西、广东、山东等超过20个省市调整分时电价政策，要求适度拉大峰谷电价差水平。EnergyTrend储能整理了相关政策，如下：
图：我国工商业储能相关利好政策
工商业峰谷电价差呈扩大趋势
2023年4月有17个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，整体情况与3月份持平。其中，浙江以0.94元的峰谷价差继续位居首位，仍是全国用户侧项目投资最值得关注的区域；山东鼓励拉大峰谷电价差，以0.92元的电价差位列第二。
峰谷电价差持续拉大，4月有2/3的地区峰谷价差同比正增长。其中江西同比峰谷价差同比增幅最大，为70.54%；河北南峰谷价差同比增长也超过50%；其余河南、青海、广西、贵州、湖南等地区增幅明显。
图：2022年4月与2023年4月各地代理购电价峰谷价差对比（元/KWh）
2023年5月有10个区域峰谷价差超过0.7元/kWh。其中，浙江、山东峰谷价差继续领跑，排在前两位。国网超过七成区域5月峰谷价差同比增长。
其中江西、河北南峰谷价差同比增长超过50%。江西增幅最大，为68.69%。相较4月峰谷价差，约三分之二区域峰谷价差环比下降，例如四川和山西5月峰谷价差环比分别下降14.26%和5.67%，这主要与季节变化时，电价出现较大调整有关。
与2022年同期相比，超过七成的区域5月峰谷价差同比增长。国网区域内多数区域，23年各月峰谷价差均保持同比增长，峰谷价差扩大趋势越发显著。
图：2022年5月与2023年5月各地代理购电价峰谷价差对比（元/KWh）
分布式光伏配储后效率提高。对于商业和大工业用户，可通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用。由于工商业生产时段高峰期和光伏发电出力高峰期基本重合，工商业分布式光伏自发自用比例较高，配置储能系统后可提高光伏消纳率，目前储能系统容量与光伏功率多为1:1进行配置并逐步提升至2:1。
图：中国工商业储能市场空间测算
据华安证券预测，2023新增工商业光伏储能装机5.75GW/11.50GWh，2024新增工商业光伏储能装机9.39GW/18.78GWh，2025新增工商业光伏储能装机13.95GW/27.91GWh，2023-2025预计累计新增装机29.09GW/58.19GWh，复合增速55.8%。
当前，我国工商业储能发展提速，部分省份实现2充2放，大多省份工商业储能都具备较高经济性，配有储能系统的工商业用户可以利用更大的尖峰-谷时价差进一步扩大单次峰谷套利的收益，缩短成本回收周期，这将推动工商业储能行业持续快速发展。
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资料来源：EnergyTrend储能整理
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