2023年中国工商业储能政策回顾与展望

　　2023年，随着我国电改的持续推进，各地峰谷价差不断拉大，工商业户主用电需求稳定且量大，部署储能具备较高经济性，同时浙江、广东、江苏等地补贴政策同频发力，工商业储能需求持续放量，使得工商业储能商业化进程加速。

　　政策总量方面，2023年中国出台关于工商业储能的政策共计231条，其中规划政策32条、补贴政策36条、电价政策37条和其他类126条，补贴政策中主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴，补贴政策已成为继电价政策后又一推动中国工商业储能发展的有力手段。

　　补贴政策方面，2023年中国共10个省份发布专项补贴鼓励工商业储能发展。放电补贴中，温州、芜湖、深圳等15个地区按照储能设施年放电量给予度电补贴，补贴标准为0.2-0.8元/kWh且补贴年限2-5年不等；容量/功率补贴中，重庆铜梁、浙江永康、江苏无锡等15个地区按照储能设施容量或功率给予补贴，项目建成并网后一次性给予或三年逐步退坡的补贴；投资补贴中，浙江平湖、浙江、山西太原等6个地区按照储能设施投资额给予补贴，项目建成后按投资额2%-30%比例给予补贴。上述政策成为工商业储能项目重要获利来源，多模式增厚电站收益，助力投资方降低项目回收期从而降低投资风险，极大程度上推动了工商业储能在补贴政策覆盖区域内的发展进度。

　　电价政策方面，2023年中国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大，工商业储能经济性逐步凸显。峰谷价差方面，2023年12月全国近80%地区峰谷价差环比增加，峰谷电价差超4：1的省份多达17个，且全年平均峰谷价差超0.7元/kWh省份数量达20（单一制1-10kV）和21（两部制1-10kV)；峰谷时段方面，超20个省份可满足两充两放充放电策略，部分省份为“谷-峰”策略，多数省份为“谷-峰+平-峰”策略，理论上给予工商业储能发展土壤和盈利空间。

　　结合上述补贴政策及各省峰谷价差情况，当前浙江、江苏和广东三省工商业储能经济性优越，行业发展高增。假设配置1MW/2MWh工商业储能系统，变压器容量满足储能充电需求，项目EPC投资成本1.5元/Wh，每天2次充放，年工作天数300天，充、放电效率95%且其他装置效率98%，电池衰减2%/年，系统每年运维费率2%，相应税率及折现考虑在内，不考虑补贴政策及贷款情况，仅考虑峰谷套利下业主自投模式，经测算，广东省珠三角五市项目IRR17%（项目回收期5年），浙江省项目IRR11%（项目回收期7年），江苏省项目IRR15%（项目回收期6年），具备优越经济性。

　　政策方面，关于峰谷价差方向，现虽已出现个别省份峰谷价差有所减少的情况，但因我国当前仍需通过峰谷价差和时段来引导负荷侧的用电习惯，且当前工商业储能仍靠峰谷套利盈利，短期内峰谷价差并不会出现大幅度降低，但现阶段已有个别省份不再将输配电价纳入峰谷调整比例中，未来随着煤炭价格降低将带动电网从煤电机组代购电价格下降，在峰谷价差比例不变的前提下绝对值将小幅收窄，同时随着未来电力现货市场逐步放开，峰谷价差波动性或将进一步加剧且绝对值走低，最终电力现货市场化交易也将完全替代国家计划性代理购电价格和强制分时段等手段，全面完全电力市场改革。

　　关于峰谷时段方向，现河南省因分布式光伏消纳问题已调整峰谷时段使得该地区只能满足一充一放策略，未来全国一充一放或成大趋势；关于补贴政策方面，现阶段各地给予补贴期限均为短期2-5年不等，无法覆盖项目运行的全生命周期，且未来补贴政策发布频次与力度存在不确定性。

　　综上，峰谷价差降低叠加两充两放策略变为一充一放，未来工商业储能若以现阶段模型测算的盈利性将大幅下降，现阶段宜秉着早投早回本的心态进行项目投资。

　　未来潜力市场方面，综合考虑充放电策略、峰谷价差、政策补贴和工业发展情况，预计安徽、湖北和湖南三省的工商业储能在未来具备较大发展潜力。

　　首先，安徽、湖北和湖南三省具备两充两放条件；其次，安徽、湖北和湖南三省可再生能源发电占比和第三产业占比较高，因此日间能量供需错配且日内负荷曲线波动较大，在此背景下分时电价机制存在一定可持续性。虽然湖北现阶段已发布新的电价政策，午间谷电叠加峰谷价差的小幅缩小导致以原有模型测算的IRR大幅降低，但4小时储能系统可满足新时段划分所带来的场景需求叠加相应补贴政策仍可保障收益；再次，安徽和湖南两省均于2023年发布工商业补贴政策用以推动项目落地和行业发展；最后，安徽、湖北和湖南三省分别拥有超2万家规上工业企业，完全具备工商业储能发展所依赖的工业基础。

　　综上，现阶段广东、浙江和江苏三省为工商业储能较为成熟的发展市场，未来安徽、湖北和湖南三省将成为江、浙、粤外具备发展潜力的市场。

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