一、新能源配储规模不足，消纳压力向终端用户传导
（一）新能源配储要求趋严，但配储比例仍显不足
2021年至今，新能源配储要求逐渐趋严。2021年7月，《国家发展改革委 国家 能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，对于配套建设或共享模式落 实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、 项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务 补偿考核等方面给予适当倾斜。自此，各省新能源配储政策纷纷出台。回顾过去两 年各省配储政策的变化，吉林、甘肃、青海等省区配储比例要求呈现提高态势。
对比午间用电负荷年增量与风光、风光储午间发电功率年净增量可知，即使在 较低风光新增装机、较高平均配储比例假设下，新能源消纳压力仍无法由所配储能 完全消除。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2022年国内新增投运新 型储能项目装机规模达7.3GW/15.9GWh。根据国家能源局披露数据，2022年国内光 伏、风电新增装机86GW、37GW。考虑到新投运储能项目中大部分为新能源配建储 能和新能源租赁的共享独立储能，故大致测算2022年新能源平均配储比例约6%、2h。 根据新能源、储能降本预期，我们非常乐观地假设2023、2024年新能源平均配储比 例翻倍增长，且光伏、风电新增装机保持120GW、50GW不变，测算2022-2024年午 间用电负荷增量分别为 45GW/52GW/59GW ，风光午间出力分别为 59GW/82GW/82GW，风光配储后午间净出力56GW/74GW/65GW。风光配储后午 间净出力仍大于午间用电负荷增量，显示出当前新能源配储难以完全消除新能源消 纳压力。
（二）新能源消纳压力向用户侧传导，电价已有直观显现
新能源配储比例不足，抽蓄、火电灵活性改造等调节性资源近年增长有限，故 新能源消纳压力持续加大。新能源消纳压力影响不同时段的电力供需形势，日内供需宽松和紧张时段交替出现，在电力加快市场化背景下，峰谷价差已明显拉大：
1. 中小工商业客户由电网代理购电，多省2023年峰谷价差明显拉阔
2023年多省市拉大电网代理购电峰谷价差，显示出调峰压力向终端中小工商业 客户传导。山东、河北等新能源发展较快省份已明显下调午间电网代理购电电价， 另有上海等地上调傍晚高峰电价，峰谷价差明显拉阔。终端中小工商业用户面对日 益加大的峰谷价差，或承担更高电费，或改变用电行为进行需求侧响应，或配储进 行峰谷套利，无论哪种方式皆显示出调峰压力在向用户侧传导。
目前全国大部分地区峰谷电价呈现日内“一峰一谷”特征，浙江等地已呈现“两 峰两谷”特征。2019年7月，浙江率先开始推行正午低谷电价，将11：00-13：00设 置为低谷电价以刺激新能源企业自行调节，此后蒙西、山西、山东、甘肃、青海、宁 夏、新疆等新能源发电占比高且消纳能力有限省份相继跟进，依据当地消纳条件将 正午2-6小时时长设置为低谷电价，高峰电价上移与正午低谷甚至深谷时段拉长。
（2）大型工商业客户通过电力中长期+现货市场购电，峰谷价差亦在走阔
2022年11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电 力现货市场监管办法（征求意见稿）》，明确现货市场参与成员、市场价格与衔接机 制，对现货市场近期及中远期目标做出整体规划，电力现货市场建设从试点向全国 推广再进一步。
以现货市场制度比较健全的山东、广东两省为例，现货市场电价实时电价峰谷 价差亦有扩大趋势。根据广东省电力交易中心数据，近两年电力现货市场峰谷价差 呈现扩大趋势，2023年3月现货市场日内平均最大峰谷价差达1141.22元/MWh，相较于2022年3月提高162.70元/MWh。具体来看，现货市场高峰、低谷时段相应延长， 峰谷差较大时段亦有扩大趋势。
（三）用户侧电价中枢上涨短期或受限，拉大峰谷价差成为大势所趋
2023年为经济恢复初期，用户侧销售电价中枢上涨或受限。2022年用电量排名 前七的省份中，除内蒙古与河北各类型电源装机规模较大、电力供应相对富裕外， 广东、山东、江苏、浙江、河南份终端电价均呈现小幅上涨态势。五省1kV一般工商 业高峰电价从2022年1月的1.118元/kWh提升至2023年1月的1.179元/kWh，涨幅 5.46%；平段电价从2022年1月的0.738元/kWh提升至2023年1月的0.756元/kWh，涨 幅2.44%，但考虑到2023年为疫后经济恢复初期，预期销售电价难以出现明显上涨。
若用户侧电价中枢上涨受限，则电源和电网侧难以配置足量灵活调节性资源， 故消纳压力将传导至用户侧，表现为用户侧峰谷价差拉大。2021年7月国家发展改革 委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出通过电价机制引导用户削峰 填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。此后，各省峰谷电价呈现走阔态势，根 据国家电网披露的电网代理购电价格数据，全国30省市的平均峰谷价差从2021年12 月的0.69元/kWh提升至2023年3月的0.81元/kWh，山东、江苏、浙江、广东、湖北、 湖南等省份峰谷价差拉阔趋势明显。全国电网企业代理购电的一般工商业用户最大 峰谷价差超0.7元/kWh的省份由2021年12月的14个提升至2023年3月的23个，峰谷 价差走阔大势所趋。
二、用户侧峰谷价差拉大，激发工商业储能，更催生综 合能源服务
（一）部分省份具备两充两放条件，工商业储能盈利性提升
“一充一放”模式仍难以实现盈利性，“两充两放”为储能盈利的前提条件。 目前，工商业储能的盈利模式仍以峰谷价差套利为主，在不考虑建设与运营补贴的 前提下，以目前储能系统平均1.8元/Wh、自有资金比例30%测算，“一充一放”模 式下自有资金LCOS为1.37元/kWh，而“两充两放”模式下自有资金LCOS为0.60元 /kWh，显著低于“两充两放”模式，利用率提升对工商业储能经济性改善明显。
广东等地的电网代理购电用户具备“两充两放”条件。以广东省珠三角五市为 例，电网代理购电电价高峰时段为10-12点、14-19点，低谷时段为0-8点，其余时段 为平段，峰平谷电价比例为1.7：1：0.38。尖峰电价执行时间为7、8、9三个整月， 执行时段为11-12点、15-17点共三小时，且尖峰电价在峰段电价的基础上上浮25%。 每日两充两放条件已经具备，即在非尖峰电价执行月份（非7-9月），0-8点低谷时段 充电、10-12点高峰时段放电，12-14平段时段充电、14-19点任意2小时高峰时段放 电。在尖峰电价执行月份（7-9月），0-8点低谷时段充电、10-12点高峰时段放电（其 中11-12点为尖峰），12-14平段时段充电、15-17点尖峰时段放电。
考虑广东省工商业储能可以在非尖峰电价月份执行一次峰谷套利和一次峰平套 利，在尖峰电价月份执行一次峰谷套利和一次尖峰平段套利，我们用广东省在尖峰 电价执行月份与非尖峰电价执行月份的平均峰谷价差进行测算。
测算广东的电网代理购电用户工商业储能已初具经济性。假设工商业储能建设 成本为1800元/kWh，循环次数7000次，对应每日两充两放条件下约10年生命周期， 充放电深度DOD 90%，运营期间净利润10%返利给业主方，按照广东省珠三角五市 峰谷电价对应时段测算，广东省工商业储能10年期IRR可达7.08%。考虑到地方对于 储能电站给予一定的建设补贴和税收补贴，实际收益率有望达到更高。
（二）用户侧源网荷储需要协同运行，综合能源服务具备长期发展潜力
工商业光伏面临电价下行风险，工商业储能峰谷套利亦存在较高不确定性，源 网荷储一体化运行具备长期发展优势。电力系统调节压力逐步向用户侧传导，根据 国家能源报报道，2019年12月全国电力市场首个负电价在山东出现，2022年2月1日 -2023年1月31日的12个月中，山东共有176天全天最低电价小于0元/kWh，其中135 天触及-0.08元/kWh的负电价下限，若以天计算，山东全年负电价出现概率达48%。 光伏装机快速增长，导致用户侧正午时段低电价甚至负电价的出现，显著影响了工 商业光伏的经济性。同理，工商业储能主要通过峰谷价差套利，亦面临电价波动风 险。而通过综合能源服务，实现用户侧资源（分布式光伏、储能、充电桩、可控负 荷等）一体化协同运行，能够最大限度适应电价波动，具备长期发展优势。
源网荷储一体化运行，对内能够平抑分布式能源出力波动，对外能够提高微电 网弹性。2021年2月，国家发改委与能源局联合发布《关于推进电力源网荷储一体化 和多能互补发展的指导意见》，明确通过源网荷储一体化发展有望充分发挥负荷侧 的调节能力，以实现就地就近消纳，构建局部坚强电网。随着分布式光伏、储能在用 户侧渗透率的提升，源侧包含分布式光伏、小型风机等分布式新能源，储侧包含分 布式储能系统，荷侧涵盖充电桩、楼宇等多样化终端需求，各环节要素不断丰富，目 前用户侧已逐步具备实现源网荷储协同运行的条件。我们认为，通过强化用户侧源 网荷储各环节间协同互动，有利于充分挖掘用户侧灵活性调节能力，对内平抑分布 式新能源出力波动、对外提高微电网弹性，成为新型电力系统建设的重要一环。
综合能源服务通过整合用户侧源网荷储资源，为用户提供一体化能源解决方案。 综合能源服务商主要面向工商业企业，根据用户所在行业特性、外部资源禀赋与客 户自身特点、节能减排需求，通过优化能源供应结构、改变能源消费方式等，提升客 户的能源使用效率、减少能源使用费用与碳排放。通过在用户侧构建综合能源系统， 可以对以多能互补、梯次利用与综合供应为核心，协调优化电、热、冷、气、水等多 种能源的供应、转化、存储与消费，进一步优化企业的用能需求。
综合能源服务从项目设计、投资、建设到运营全过程管理，精准响应客户需求。 综合能源服务商多采用合同能源管理模式：前期结合客户外部资源禀赋与经营特点 等，因地制宜设计个性化解决方案，并以EPC方式完成项目建设，改造完成后对项 目实施运营管理并进行效益分享，合同期结束后将资产所有权转移至客户。
综合能源服务商能够提升分布式能源运营效率、降低项目风险、减轻企业初始 投资压力。（1）提升运营效率：一般用能企业缺乏运营分布式能源的专业化能力， 而综合能源服务商技术实力强，具备专业化、综合化管理优势，能够更高效更可靠 地运营分布式能源。目前峰谷价差拉大与辅助服务市场逐步开放，提升了分布式能 源系统管理的复杂度，综合能源服务商的专业化管理优势有望得到进一步彰显。（2） 降低项目风险：客户自持分布式能源项目，项目技术风险、投资风险与后续运营维 护风险均由客户自己承担，而在合同能源管理模式下，项目的设计、投资与运营管 理均由综合能源服务商承担，大幅降低业主的建设与运营风险。（3）减轻企业初始 投资压力：综合能源服务商采用合同能源管理方式（投资-建设-运营及效益分享-资 产转移至客户），显著降低客户的资金压力。
（三）政策支持用户侧资源一体化运行，综合能源服务呼之欲出
短期来看，综合能源服务有望在用户侧为工商业储能构建“类共享独立储能” 的价格机制，更早达到盈利拐点。共享独立储能仅通过峰谷套利难以实现盈利，故 通过增加容量租赁和容量补偿资金来实现合理收益。类似地，工商业储能仅广东等 部分地区的电网代理购电用户能够通过峰谷价差初步实现盈利，全国大部分地区尚 难以盈利，故需要增加额外的收益来源，峰谷套利+需求侧响应补贴有望成为当前阶 段的有效选择。广东等部分省份已明确用户侧储能可参与电力需求侧响应。
尖峰负荷快速增长，电力系统运行压力加大。由于气候变化和新型用电设备的 快速发展，最高负荷增速快速增长，对电力系统的安全稳定运行带来了巨大压力。 制冷制热设备、新能源汽车等负荷对电网整体负荷影响愈发显著，根据《2021年浙 江省国民经济和社会发展统计公报》，全省夏季降温负荷（空调为主）最高约3820 万千瓦、占全社会最高负荷近40%；冬季取暖负荷（含暖风机等制热设备）最高约 2060万千瓦，占全社会最高用电负荷超22%。浙江全省夏季负荷需求中空调降温负 荷占比已近四成，山东、湖南、湖北等地同样面对夏季制冷、冬季制热问题。此外， 根据国家电网预测，2030年新能源汽车充电造成的最高电力负荷有望达到1亿千瓦， 约占全社会最大用电负荷的5%。制冷制热、新能源汽车等特定负荷成为电网峰谷差 拉大、尖峰负荷凸显的重要原因之一。
尖峰负荷时刻保供压力明显加大，可控电源受制于经济性难以持续大规模建设， 加强需求侧响应迫在眉睫。电力需求的增长主要来自于用电量的增长和用电负荷的 提升，根据国家电网数据，2018-2022年全社会用电量增速为8.5%、4.5%、3.1%、 10.3%、3.6%（年均复合6.4%），夏季最高用电负荷增速达7.3%、6.0%、2.3%、 10.6%、8.2%（年均复合6.8%），可控电源（火电+水电+核电）装机增速3.8%、3.5%、 4.4%、4.5%、3.5%（年均复合3.9%）。最高用电负荷增速高于用电量增速，更明显 高于可控电源装机增速，尖峰负荷问题日益严峻、亟待加强需求侧响应。
以储能峰谷套利为基，结合需求侧响应等进行盈利渠道拓张，综合能源服务将 先于工商业储能到达盈利拐点。2022年3月，国家发改委印发《“十四五”现代能源 体系规划》，提出要大力提升电力负荷弹性，加强电力需求侧响应能力建设，力争到 2025年电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%-5%，需求侧响应进入实质阶段。地 方层面，各省相继跟进，湖南发改委提出健全电力需求侧响应交易平台；湖北省电 力负荷管理中心正式成立；内蒙古自治区能源局、工业和信息化厅发布关于印发《内 蒙古自治区蒙西电网需求侧响应实施细则（1.0版）》等，通过政府专项资金、尖峰 电价增收资金、跨区跨省富余可再生能源购电差价盈余、市场化用户交易电量电费 分摊、供电成本分摊等多来源资金为需求侧响应提供支持，如浙江省给予最高4元 /kWh的需求侧响应补贴、宁夏按照调峰2元/kWh、填谷0.35元/kWh标准发放补贴等。
长期来看，国家与地方积极推动用户侧资源一体化参与电力市场趋势明显，我 们认为综合能源服务才是符合工商业用户长期需求的商业形态。2022年以来，国家 发改委与能源局陆续出台多项政策鼓励开展综合能源服务，支持多种能源协调发展、 源网荷储协同互动，综合能源服务、一站式服务发展方向进一步明确。地方层面，广 东省能源局2023年3月下发《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见 稿）》，明确源网荷各侧储能参与电力市场的方式及品种，其中独立储能可作为独立 主体参与电力市场交易，电源侧储能与发电企业作为整体联合参与电力市场交易， 用户侧储能与电力用户作为整体联合参与市场交易，充分参与电力批发市场、现货 市场、零售市场并提供需求响应，浙江、山东等地亦提出相关配套政策，用户侧资源 一体化整合参与电力市场潜力有望加速释放。
三、综合能源服务是未来可期的蓝海市场
（一）电力系统“重发轻供不管用”，用户侧发展潜力巨大
配电、用电环节基础相对薄弱，更具发展潜力。长期以来，我国电力系统处于 “重发轻供不管用”状态，即重视发电、轻视供电、不管用电，电力系统呈现不均衡 发展态势。2009年以来经过数十年“坚强智能电网”建设与新一轮特高压建设，电 网结构薄弱、输电系统安全稳定性差、设备质量不高、配网结构薄弱，供电可靠性和 电能质量不满足要求等弊端已初步解决。但配电网由于电压等级多、覆盖面广、项 目繁杂、工程规模小，智能化改造难度相对较大，配电网建设长期处于相对落后状 态。展望未来，在主网架建设逐渐成熟的背景下，配电、用电环节更具发展潜力。
配电网改造日益成为新型电力系统建设重点，用电环节升级可期。十四五期间， 新能源渗透率快速提升推动电网投资进入上行周期，其中分布式光伏大规模接入带 来配电线路过载、电压质量等问题，亟需加快配电网改造。配电网改造体量较大，预 计将逐步推进。根据《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（2021-2030 年）》，国网配电网建设投资超1.2万亿元，占比超过60%，根据《南方电网“十四 五”电网发展规划》，南网配电网建设规划投资3200亿元，占比约48%。
（二）综合能源服务空间广阔，远期具备万亿市场潜力
综合能源服务2025年有望达万亿市场空间。如前所述，随着用户侧能源来源、 用能需求与盈利模式的多样化，综合能源服务顺势而生，通过提供多种能源与服务， 有望成为用户侧能源高质量发展的新动能。根据国网能源研究院《综合能源服务— 能源互联网时代的战略选择》一书测算，从终端能源需求角度，重点考虑以分布式 能源和集中式供应方式满足的冷、热、电、气终端需求的潜力，综合能源服务2020、 2025、2035年市场潜力有望达0.8、1.7、2.6万亿，市场潜力巨大。
新增企业与项目投资额提速，行业景气度上行。据中国节能协会节能服务产业 委员会统计，2021年我国节能服务公司总数达8725家，较20年净增1679家，同比增 速达23.83%，创历史新高。新入局企业包括能源供应商、产品提供商、环保服务商、 新能源服务商等上下游多类别企业。合同能源管理作为综合能源服务主要业务方式， 2021年末我国综合能源服务产业总产值达6069亿元，合同能源管理项目年新增投资 额达1384.2亿元，同比增长11.1%，行业景气度明显上行。
地区特性明显，中东部区域更具发展潜力。综合能源服务商区域分布不均衡， 主要集中在中东部区域。截至2019年，华北、华东与华中区域企业占比达75%，2018- 2020年三地营收占全国综合能源服务总营收达75%，中东部区域经济发展水平与电 能需求远高于其他区域，需求导向驱动企业聚集。
（三）综合能源服务具有规模化扩张属性，支撑大型企业成长
从商业模式来看，综合能源服务商具有“类保险公司”属性，规模化扩张是其降 低风险的有效手段。随着用户参与电力市场程度加深，电价波动风险随之而来，如 电力现货市场负电价影响工商业光伏经济性等。从用户的本质需求来看，用户希望 获得较为固定的电价，因此综合能源服务商一方面需要给予用户较为固定、可预期 的电价方案，一方面又需要承担电力市场带来的电价波动风险，其商业模式具有“类 保险公司”属性。综合能源服务的商业本质有望驱动服务商进行规模化扩张，以此 分散其运营风险。
从竞争壁垒来看，综合能源服务商的发展短期依托渠道和资金优势，长期依靠 电力市场交易能力。构建电力市场交易能力，初始投资高，边际成本低，亦具有规 模化扩张属性。综合能源服务需要充分了解用户用能特征，并且多采取合同能源管 理模式，项目前期投入大、资金占用时间长，因此具备渠道和资金优势的企业短期 更具发展优势。长期而言，综合能源服务商的设计方案、运维能力或逐渐趋同，服务 商之间的竞争差异将逐步转变为其在电力市场的交易能力，而建立电力市场交易能 力，初始投资高，边际成本低，规模化扩张属性强，故具备专业化电力市场交易能力 的综合能源服务企业有望脱颖而出。
四、煤、硅、锂跌价有望带动综合能源服务收益上行
2023年以来，煤炭、硅料、碳酸锂供需格局缓解，价格相继进入下行通道，带 动火电成本、光伏组件价格、储能系统价格同步下行，原材料价格下跌有望增厚运 营商盈利空间。
1. 动力煤价格：2022年受俄乌冲突及火电超发因素影响，动力煤现货价格长期 高位，2023年以来价格已有所回落。2022年动力煤管控持续加强，但受海外因素、 运力等影响，动力煤价格仍处高位，后伴随火电发电量增速回落与运力恢复、煤炭 长协履约比例提升至75%，动力煤价格持续回落，2022年末秦皇岛5500大卡动力煤 已降至1203元/吨。2023年初受春节影响动力煤价格出现波动，但整体仍处于下行阶 段。同期，进口印尼动力煤价格走势与国内价格走势接近，作为占进口比重较大的 煤种，近期亦持续回落。
5500K动力煤下降100元/吨，单位发电成本下降0.042元/kWh，煤价下行释放电 力行业利润空间，用电侧综合能源服务亦有望受益。2022年10月31日，国家发改委 发布《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》中提出，2023年动力煤中长 期合同基准价格较2022年度下调25元/吨至675元/吨，新签中长期合同签订量不低于 资源量75%，同时对不按规定履行中长期合约的煤炭企业和电力企业加大惩戒措施， 进一步强化电力行业成本管控。根据国家发改委数据，2021年全国火电机组平均供 电煤耗降至302.5克标准煤/kWh，假设目前火电机组平均供电煤耗为300克标准煤 /kWh，对应5500K动力煤420克/kWh，若5500K动力煤价格每下降100元/吨，对应动 力煤价格下降127元/吨，单位发电成本下降0.042元/kWh，按照2022年我国火力发 电量5.85万亿千瓦时、预计2023年火电发电量持平测算，释放电力行业2458亿元利 润空间。考虑到电网企业通过输配电价形式获利，盈利模式相对单一，煤价下跌带 来的行业利润主要由发电主体和用电主体分摊，用电侧综合能源服务同样有望受益。
2. 硅料价格：硅料供应瓶颈将在2023年起解除，组件进入降价通道，利润向下 游转移。2021-2022年由于硅料供给紧张，主产业链价格一路上涨，2023年以来随 着硅料新增产能项目陆续投产，叠加新疆运输恢复，硅料端采购意愿趋于宽松，硅 料价格已拐入降价通道，根据PV-infolink，2023年第三周多晶硅致密料均价已下降 至216元/kg，较2022年末再度下滑10.0%、较2022年内高点下滑28.7%。尽管在2023 年春节后需求逐步回暖，上下游进入博弈期，硅料价格出现反弹，但我们认为随着 硅料库存积压叠加新增产能释放，硅料价格仍将保持降价通道，主产业链迎来利润 重新分配机会，此外随着TOPCon、HJT、HPBC等电池新技术提升发电效率，度电 成本下降有望增厚新能源运营商整体盈利水平。
在产业链其他环节利润不变的情况下，硅料价格每下降5万元/吨，组件成本下 降133.5元/kW，成本下降增厚新能源运营商整体盈利水平。以182组件为例测算， 在考虑硅片切割磨损及倒角的情况下，单W硅耗量2.67g，以22Q4 275元/kg含税价 格测算，单W组件硅成本达0.73元，对应组件含税售价1.96元/W。据此测算硅料价 格每下降5万元/吨，组件价格下降133.5元/kW，长期若硅料价格下探至2021年初的 100元/kg，在产业链其他环节利润不变的情况下，组件价格有望下降至1.49元/W。 根据CPIA预测，2023年国内新增光伏装机120GW测算，硅料下跌有望释放光伏运营行业160亿元利润空间。
3. 碳酸锂价格：碳酸锂供需矛盾缓和，带动储能系统价格下行。2021年以来受 益于全球新能源汽车与储能市场的高景气，锂电材料需求景气度大幅上行，而供给 端则受制于海外上一轮锂矿产能出清、新矿开发周期较长影响开采受限，供需错配 下碳酸锂价格大幅上涨。2022年末以来，随着新能源汽车增速放缓、新增产能投产 以及盐湖提锂与云母提锂等新技术逐渐成熟，碳酸锂供应紧张逐步缓解，根据鑫椤 锂电数据，2023年3月末电池级碳酸锂价格下跌至30万元/吨，较2022年末下滑43%， 较2022年最高点下滑50%。根据工信部新闻报道，2023年2月中国电动汽车百人会 论坛上，中国电动汽车百人会理事长、中国科学院院士欧阳明高预计，未来碳酸锂 价格较为合理的平衡点约20万/吨；此外，宁德时代也在近期推出“锂矿返利”计划， 未来三年合作车企只要承诺约80%的电池采购来自宁德时代，即可享受部分动力电 池碳酸锂价格以20万元/吨结算。综上预计碳酸锂价格短期仍将继续保持下行通道。
碳酸锂价格每下降5万元/吨，电芯成本下降31元/kWh，储能系统成本有望持续 下探。以磷酸铁锂电芯测算，考虑锂元素的质量守恒与合理损耗，1kWh LFP电芯正 极材料需要碳酸锂0.57kg、电解液需要碳酸锂0.045kg，合计1kWh电芯需要碳酸锂 0.62kg，以22Q4约55万元/吨含税价格测算，单kWh电芯碳酸锂成本达341元，对应 电芯最高售价约1000/kWh（假设20%毛利率对应成本约833元/kWh）。据此测算碳 酸锂价格每下降5万元/吨，单kWh电芯成本下降31元，预计2023年国内大储新增装 机35GWh测算，碳酸锂下跌有望释放储能运营行业10.85亿元利润空间。长期若碳酸 锂价格跌至20万元/吨，若不考虑其他锂电材料成本下降与产业链利润分配变化，单 kWh电芯成本仍具有62元下降空间。
综上：根据原材料价格与单位材料用量之间的测算，5500K动力煤价格每下降 100元/吨，单位发电成本下降0.042元/kWh，释放发电端2458亿元利润空间；硅料 价格每下降5万元/吨，组件成本下降134元/kW，释放光伏运营端120亿元利润空间； 碳酸锂价格每下降5万元/吨，电芯成本下降31元/kWh，释放储能运营端11亿元利润 空间。煤、硅、锂跌价有望带动综合能源服务商收益上行。
（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤、纪成炜、陈昕）
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