近期，中國化學與物理電源行業協會發布的《2023中國工商業儲能發展白皮書》（以下簡稱“《白皮書》”）顯示，預計至2025年，全球工商業儲能累計裝機可達到11.5GW，累計市場規模在190億元～240億元。其中，預計2025年年末我國工商業儲能裝機總量約為3.2GW，累計市場規模約為65億元～80億元 。

《中國經營報》記者采訪了解到，政策和成本是驅動國內工商業儲能市場潛力迸發的兩大因素。由于浙江、廣東和江蘇等地峰谷價差較高，補貼政策多，因此當地投建工商業儲能項目積極性較高。隨著企業蜂擁而至，工商業儲能項目備案量增加，市場變得更加火熱。但另一方面，市場對工商業儲能投資經濟性、可持續性、安全問題仍有所顧慮和擔憂。

鑫欏資訊高級研究員龍志強預測，未來幾年是工商業儲能快速發展的黃金時期。但由于市場主要集中在華東和華南等經濟較為發達地區，市場一旦飽和，增速是否放緩有待觀察。

政策、成本和需求催化

工商業儲能目前仍處于發展初期，下游主要為工商業企業。《白皮書》顯示，2022年，我國工商業儲能新增裝機規模約257MW/928MWh，同比增長37%/179%，新增裝機占新型儲能新增裝機的4.4%，產業發展仍有待破局。

近兩年，分時電價、專項儲能補貼、需求側響應、兩部制電價、分布式配儲等政策陸續出臺和完善，為工商業儲能項目的投建創造了有利條件。特別是分時電價機制的進一步完善，峰谷價差拉大，提高了工商業儲能的經濟性。

據統計，在當前分時電價機制下，2023年上半年，全國共有19個地區峰谷價差超過0.7元/kWh，廣東價差最大，高達1.35元/kWh。工商業儲能用戶可以通過谷時充電、峰時用電，節省電費支出。

不僅如此，浙江、湖北、安徽、湖南、上海、廣東、海南等地的分時電價每天兩個高峰段，實施“兩充兩放”，進而擴大了套利空間，縮短了投資回收周期。

由于工商業儲能前期投入成本高，僅依靠峰谷套利并不能更好地彰顯項目經濟性優勢，因此不少地區出臺了用戶側（含工商業儲能）補貼政策。

記者注意到，多省針對用戶側儲能（含工商業儲能）發布的相關補貼政策包括放電補貼、容量補貼以及投資補貼。比如，浙江溫州和義烏、安徽合肥和蕪湖、江蘇蘇州工業園區、湖南長沙、廣東深圳等地都對用戶側儲能給予一定放電補貼（0.2元/度～0.8元/度不等）。

此外，需求側響應進一步拓寬了工商業儲能的收益來源。

目前，全國多個省市對用戶側儲能系統響應電網需求供電給予補貼。東吳證券此前分析，18個省市發布響應獎勵，政策因地制宜。江蘇、云南、寧夏、重慶地區，按削峰、填谷劃分，最高補貼15元/kW。浙江、河北地區，按日前、日內等級，補貼電量及容量。山東、陜西、天津，區分邀約型與緊急型，按檔位劃分補貼金額。

除了政策支持，儲能產業上游原材料碳酸鋰價格大幅下降，使得工商業儲能項目盈利空間進一步提升。

據記者觀察，電池級碳酸鋰價格從2022年年末開始回落，截至目前電池級碳酸鋰價格均價報17.85萬元/噸，較2022年12月底的均價52.5萬元/噸左右已經下降66%。隨后，儲能電池和系統價格也呈現下行趨勢。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2023年9月儲能系統中標均價跌破1元/wh。

據了解，目前工商業儲能具有多種營利模式，除了上述提及的峰谷套利和需求側響應模式，還包括需量管理、能量時移、虛擬電廠等。

奇點能源產品推廣總監邱點兵表示，目前，工商業儲能項目盈利以峰谷套利為主，支撐了工商業儲能經濟性，并通過需量管理、需求側響應、能量時移、虛擬電廠等模式增厚盈利。

陽光電源儲能業務人士告訴記者，在政策支持和成本下降情況下，工商業儲能項目的利潤變得可觀。一般情況下，0.7元/kwh的峰谷價差是項目經濟性的門檻價差，部分較高價差省份在1元/kwh以上。目前浙江、廣東、江蘇、北京和安徽等為代表的地區市場都不錯，峰谷價差大一點，具有地方補貼，項目盈利狀況就會好一些。

不言而喻，政策和成本兩個因素催化了工商業儲能市場增長，但事實上，在市場需求端，部分工商業企業用戶也具有較強的市場需求。

龍志強告訴記者，工商業企業多位于經濟發達地區，用電需求強。近幾年，多地用電供需形勢緊張，甚至出現“拉閘限電”的極端情況，儲能系統還可以作為備用電源使用。從經濟性考慮，企業通過儲能系統可以節省電費成本，對自身有利。疊加部分企業擁有碳減排壓力，對于新能源電力需求提升，同樣需要儲能系統給予支持。

亟待規模化發展

工商業儲能備案量的快速增加是市場火熱的一個重要體現。

廣東省太陽能協會信息顯示，據廣東省備案系統統計，2023年8月，廣東省共發布86個儲能相關備案項目，累計規模超3271.23MW/7733.32MWh（不包含未公示規模的項目），總投資154.07億元。其中，工商業儲能占8月總儲能備案的60.47%。

另外，業內一組統計數據顯示，2023年6～8月，近三個月浙江省備案用戶側（工商業）儲能項目已超300個，總規模超302.3MW/844.7MWh，涉及總投資金額超13億元。

《白皮書》預測，預計2023年，我國工商業儲能新增裝機規模有望達到300～400MW。預計到2025年，我國工商業儲能裝機總量約占新型儲能裝機總量的4.5%，按新型儲能裝機總量約70GW估計，2025年年末我國工商業儲能裝機總量約為3.2GW。

隨著工商業儲能市場崛起，參與者也越來越多，商業模式也越來越多元。

龍志強告訴記者，目前央企和民營企業陸續涌入了工商業儲能賽道，除了工商業儲能領域的老玩家，也包括此前布局電源側、電網側儲能、戶用儲能領域的老玩家，以及新進入儲能市場的新玩家。

龍志強認為，相比電源側和電網側儲能，工商業儲能市場競爭門檻略低一些，由于該市場仍處于發展初期，競爭格局并未形成，只要具備技術、資源和品牌等優勢一定會有市場機會。

從工商業儲能投資方所對應的商業模式來看，工商業儲能商業模式包括合同能源管理模式、融資租賃+合同能源管理模式、業主自投和純租賃模式。目前，合同能源管理模式較為常見，即能源服務方（投資方）投資購買儲能系統，并以能源服務的形式提供給用電企業，按照事先約定的比例分享儲能收益。《白皮書》指出，能源服務方大約5～6年回本，繼而獲得額外回報，用電企業一般可分配10%～20%的收益。

華西證券電新行業首席分析師楊睿指出：“從國內情況來看，由于投資成本較高、對項目運營不熟悉，早期市場更偏向于合同能源管理這類模式，有助于推動用電企業更加積極地采納儲能技術。”

值得一提的是，工商業儲能市場熱度高漲，在邁向市場化和規模化發展的同時，也存在有待進步和完善的地方。

《白皮書》指出，工商業儲能成本仍有降低空間；產品質量參差不齊，企業用戶對儲能安全仍有顧慮；行業標準尚未細化；工商業儲能循環次數不高；商業模式有待改善等。

InfoLink也指出，許多企業對于工商業儲能持樂觀態度，然而按照InfoLink的數據，2023年中國工商業儲能市場需求僅為3GWh，占中國整體儲能安裝量比重約7%～8%。這是由于工商業企業在安裝儲能系統仍有許多考量，如廠區空間、變壓器空間以及對于價格的不確定性及安全性等。

一位頭部儲能企業人士向記者表示，總體而言，全國工商業儲能市場還是有較大市場增長空間的，公司內部預測2023年市場規模在3.5GWh～4GWh，明年市場將翻1倍。同時，工商業儲能市場機制需要進一步完善，標準有待進一步細化，穩定性和安全性也有待增強。

上述人士還擔憂：“峰谷價差、地方補貼政策都存在一定變動性或實效性，一旦變化，有些地區經濟性可能就不存在了，這也影響到市場的可持續性。”