如果說(shuō)火爆的儲能行業(yè)堪比新能源賽道上的皇冠，那么工商業(yè)儲能就是皇冠上的明珠。

提及儲能，人們習慣更多地關(guān)注源網(wǎng)側儲能電站（大儲）身上，探討發(fā)電側配儲、利用率、共享儲能模式等話(huà)題，但其實(shí)在國內，從收入模式和耦合性上考量，工商業(yè)儲能的增長(cháng)潛力和市場(chǎng)機會(huì )，要遠比大儲、戶(hù)儲更為誘人。

目前，大儲占了國內儲能市場(chǎng)近90%的份額，其中共享儲能約20%左右，剩下10%的蛋糕是用戶(hù)側儲能，包括工商業(yè)儲能、戶(hù)儲。國外則完全不一樣，海外市場(chǎng)則以用戶(hù)側儲能為主，尤其是在美國、德國、意大利等國家。2022年，歐洲戶(hù)儲增速高達71%，新增裝機3.9GWh，德國、意大利、英國、奧地利位列前四位。特別是德國戶(hù)用光伏的配儲率高達70%，位居全球第一。

這也不意外，高電價(jià)國家，或者電網(wǎng)設施薄弱的地區，戶(hù)用儲能往往發(fā)展較快。顯然，中國居民生活用電價(jià)格較低，并沒(méi)完全執行分時(shí)電價(jià)政策，且電能穩定性較高，限制了戶(hù)儲市場(chǎng)的發(fā)展空間。

在中國，工商業(yè)反哺居民生活用電，一直心照不宣，居民生活用電低價(jià)的“雷打不動(dòng)”是靠工商業(yè)用電的“彈性”來(lái)保障的，包括輸配電成本、運行費用等，均由工商業(yè)分攤。這意味著(zhù)工商業(yè)用電的分時(shí)電價(jià)政策、峰谷價(jià)差會(huì )更為劇烈地變化，由工商業(yè)分攤風(fēng)光新能源并網(wǎng)所帶來(lái)的更高的運行費、損益費。

于是，工商業(yè)儲能的商業(yè)邏輯越來(lái)越“硬核”。同為儲能，工商業(yè)大不同。隨著(zhù)中國各地峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉大，疊加鋰電池成本下降，工商業(yè)儲能IRR（內部收益率）穩步提升，經(jīng)濟性越來(lái)越明顯。工商業(yè)儲能成為儲能賽道中增速最快的分支。

表面看，儲能系統都是由電池、PCS變流器、BMS、EMS及其他電氣電路和保護、監控系統、ups電源系統和消防等幾大部分組成，但實(shí)際上，源網(wǎng)側儲能與工商業(yè)儲能在系統側重、商業(yè)邏輯、收入模式方面存在著(zhù)很大區別。

工商業(yè)儲能的集成度更強，會(huì )采用儲能一體柜的形態(tài)，而非大儲的集裝箱。工商業(yè)儲能的容量相對要小一些，因為更多地是滿(mǎn)足企業(yè)用戶(hù)光伏自發(fā)自用、降低用電成本，基本不參與電網(wǎng)調度，所以對系統控制的要求遠低于源網(wǎng)側儲能。

比如電池方面，工商業(yè)儲能不要求響應速度，更看重成本、循環(huán)充放電次數，所以通常為能量型電池，而非功率型的動(dòng)力電池，后者需要參與調頻、緊急備用等電力輔助服務(wù)，響應時(shí)間的要求更高。能量型電池更為持久，不需要太高的倍率，一般為2C左右，更像是馬拉松選手，而功率型電池就如短跑，需要的是爆發(fā)力。在電池管理精細度方面，工商業(yè)儲能電池系統不需要過(guò)于復雜、分層分級的管理策略，甚至部分PCS兼具BMS的功能。

再來(lái)看PCS（儲能變流器），工商業(yè)儲能PCS的功能要簡(jiǎn)單得多，更容易與電池系統一體化集成，適用于鋰電池、LEP等串并聯(lián)需求，單向充放電，對分布式光伏逆變器的適配性和耦合性更強。大儲的PCS還要具備一次調頻、功率快速響應能力，用于電網(wǎng)支撐功能。從個(gè)頭上看，工商業(yè)儲能PCS更小巧。

EMS（能量管理系統）也是同樣的道理，工商業(yè)儲能的能量管理系統屬于基礎版，側重于局域網(wǎng)的本地能量管理，而大儲則需要具備電網(wǎng)調度接口，支持多種通信規約，滿(mǎn)足源網(wǎng)荷儲等多能互補的能量管理和監控。

從收入來(lái)源上看，新能源配儲更多依賴(lài)于平滑并網(wǎng)，減少棄風(fēng)棄光，很少參與輔助服務(wù)；獨立儲能電站（含共享儲能）的收入方式更為多元，包括容量租賃、電力輔助服務(wù)、峰谷差套利、容量補償等。相比之下，工商業(yè)儲能的價(jià)值更加多維。

從應用場(chǎng)景、收入模式上看，工商業(yè)儲能可以單獨配置儲能，也可以光儲一體，甚至與微電網(wǎng)耦合在一起，收入來(lái)源上也有很多：

比如峰谷價(jià)差套利，在電價(jià)谷時(shí)充電，峰時(shí)或尖峰時(shí)向電網(wǎng)放電獲利，度電收益達到0.7元/Kwh，降低用電成本；提高光伏發(fā)電的自發(fā)自用率，在光伏大發(fā)時(shí)，暫時(shí)將電能儲存在電池中，光伏發(fā)電不足時(shí)，電池中的電能釋放出來(lái)供負荷使用；

此外，需量管理也是工商業(yè)儲能的一項關(guān)鍵調整能力，變壓器容量在315千伏安及以上的大工業(yè)用電采用兩部制電價(jià)，即電量電價(jià)+容量電價(jià)，前者是剛性的，但配備儲能的話(huà)，容量或需量就能降下來(lái)，壓縮容量電價(jià)成本；此外，工商業(yè)儲能也會(huì )涉及到部分電力現貨市場(chǎng)、電力輔助服務(wù)，但通常較少。

利好刺激，工商業(yè)儲能起飛。源網(wǎng)側儲能基本上是大塊頭的生意，容量大，投資額大，更多的是電網(wǎng)公司、發(fā)電企業(yè)的五大四小的少數派游戲，而且是典型的買(mǎi)方市場(chǎng)，變現渠道主要是電力輔助服務(wù)，提供備用、調峰調頻、爬坡、轉動(dòng)慣量、黑啟動(dòng)等服務(wù)。

從政策紅利和友好度來(lái)衡量，近年來(lái)，工商業(yè)儲能的利好刺激顯然要強于大儲，主要是分時(shí)電價(jià)政策的推進(jìn)，峰谷價(jià)差的繼續拉大。

2023年上半年，廣東、浙江、江蘇等在內多地，密集調整工商業(yè)分時(shí)電價(jià)，已經(jīng)入夏用電高峰，再次面臨去年高溫限電、損益電價(jià)分攤給工商業(yè)帶來(lái)的用電成本飛漲，分布式光伏、工商業(yè)儲能的裝機需求進(jìn)一步增強。以2023年第一季度為例，分布式光伏安裝18.13GW，其中工商業(yè)占了半壁江山，江蘇、浙江排在前兩位。

而且，這一輪分時(shí)電價(jià)調整，重點(diǎn)是峰值時(shí)段和尖峰電價(jià)的調整，進(jìn)一步優(yōu)化了峰值時(shí)段劃分，像四川上午峰值時(shí)段增至2小時(shí)，讓工商業(yè)儲能可以做到兩充兩放，提升了儲能投資的經(jīng)濟性；其次是尖峰電價(jià)的上漲，如江蘇、四川、北京的尖峰電價(jià)設置為高峰電價(jià)基礎上浮20%，進(jìn)一步拉大了峰谷價(jià)差，儲能收益相應增加。

此外，工商業(yè)的分布式光伏與儲能的組合還有“天時(shí)地利”之和。在全天時(shí)段中，中午太陽(yáng)能輻射強度高，光伏發(fā)電出力大，但這個(gè)時(shí)段電價(jià)較低，越是光伏裝機量大的地區，中午電價(jià)越低，電力現貨市場(chǎng)更是如此。這時(shí)就需要配置一定容量的儲能，午間存儲大發(fā)的光伏發(fā)電量，將電能搬移到下午的高峰或尖峰時(shí)段，既消納了光伏發(fā)電，又能賺取更高的差價(jià)收益，或者在尖峰段降低用電成本。

能鏈研究院進(jìn)行了簡(jiǎn)單測算，以浙江10MW/20MWH規模的工商業(yè)儲能項目為例，在一充一放、原有分時(shí)電價(jià)機制下，儲能的投資回收周期在8年以上，經(jīng)濟性一般，因此投資意愿低。但在新的分時(shí)電價(jià)機制下，按國網(wǎng)浙江發(fā)布的2023年6月代理工商業(yè)用戶(hù)購電價(jià)格核算，尖峰電價(jià)1.71元/度，高峰電價(jià)1.43元/度，低谷電價(jià)0.46元/度，峰谷最大價(jià)差1.25元，4~5年就能回收成本。

如果是單一的峰谷價(jià)差套利的工商業(yè)儲能項目，LCOE成本是一道生死線(xiàn)，0.7元/度的峰谷價(jià)差，IRR能達到9.82%，這個(gè)時(shí)候，投資儲能是具備可操作性的。

可以預見(jiàn)，隨著(zhù)分時(shí)電價(jià)政策在各省市的推進(jìn)，工商業(yè)儲能進(jìn)入正向盈利的省份地區越來(lái)越多，這必將刺激市場(chǎng)端更多儲能項目投建的積極性，工商業(yè)儲能將成為國內企業(yè)實(shí)現緊急備電、維持正常經(jīng)營(yíng)、降低電費支出的重要手段。

融合性高，想象空間巨大。而且工商業(yè)儲能以上收益測算并未考慮到補貼收益，目前，無(wú)論是稅收、市場(chǎng)準入等，各地都在鼓勵工商業(yè)用戶(hù)建設儲能電站，這些政策在一定程度上降低了儲能總體的投資和運營(yíng)成本。

目前，全國正在實(shí)施的補貼政策多達30項，向用戶(hù)側且注重分布式光伏耦合的項目?jì)A斜，補貼方式包括容量補貼、放電補貼、投資補貼。比如合肥對1MW以上的項目按放電量給予0.3元/Kwh的補貼，連續補貼2年；深圳鼓勵數據中心、5G基站、充電設施、工業(yè)園區等布局儲能，按實(shí)際放電量0.2元/Kwh補貼；江蘇無(wú)錫則按容量補貼，直接按裝機量給一次性0.1元/W，浙江多地的容量補貼則按0.2元/W、0.18元/W逐級退坡。

不僅僅有額外補貼收益，工商業(yè)儲能被持續看好，還在于其具有更好的耦合性和融合性，不僅僅是單一配置儲能的場(chǎng)景。工商業(yè)儲能的商業(yè)模式更具延展性，可以與光伏分布式發(fā)電、微電網(wǎng)、能源管理、充電樁及充電站、虛擬電廠(chǎng)等新型能源消費形式融合在一起，帶來(lái)更多元的收入模式，就具備了更大的想象空間。

相比大儲，工商業(yè)的應用場(chǎng)景更為豐富，可廣泛應用在工業(yè)廠(chǎng)房、商業(yè)樓宇、園區、數據中心、基站、電動(dòng)汽車(chē)充電站、礦區/油田等場(chǎng)景。其中，在社會(huì )用電量中占比越來(lái)越高的EV充電站對配置儲能的剛性需求越來(lái)越大。

能鏈研究院預計，2030年電動(dòng)汽車(chē)公用充電量在社會(huì )用電量中的占比將翻24倍，從2022年的0.16%增至4%。2025年，全國充電站配建儲能規模將達到23GW，投資規模近千億元。2030年，這一數字將增至243GW，投資規模超過(guò)8700億元。2023~2030年的CAGR達64%。未來(lái)，光儲充將成為充電站的標配。

工業(yè)用電約占到全社會(huì )用電量的66%，即便未來(lái)20%的廠(chǎng)房、園區等配套儲能，整個(gè)工商業(yè)儲能的容量將會(huì )是數萬(wàn)億的市場(chǎng)。

如潛龍在淵，蓄勢待發(fā)，工商業(yè)儲能正成為儲能賽道中最具潛力的分支，也吸引了各路力量的參與。從工商業(yè)企業(yè)用戶(hù)、分布式能源投資商到虛擬電廠(chǎng)、充電樁投資及充電服務(wù)商、售電公司等均躍躍欲試，開(kāi)始投資工商業(yè)儲能項目。

著(zhù)眼更長(cháng)遠的未來(lái)，工商業(yè)儲能一定是比拼融合性、智能化水平，單一形態(tài)的會(huì )越來(lái)越少。如何在復雜、多目標、高度集成的系統上進(jìn)行智能化調節和運營(yíng)，最終取得最高的效率、最大的收益，技術(shù)與商業(yè)模式上的創(chuàng )新是一道分水嶺，也會(huì )是終極玩家們追求的目標。