如果說火爆的儲能行業(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(xí)慣更多地關(guān)注源網(wǎng)側(cè)儲能電站（大儲）身上，探討發(fā)電側(cè)配儲、利用率、共享儲能模式等話題，但其實在國內(nèi)，從收入模式和耦合性上考量，工商業(yè)儲能的增長潛力和市場機(jī)會，要遠(yuǎn)比大儲、戶儲更為誘人。

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

這也不意外，高電價國家，或者電網(wǎng)設(shè)施薄弱的地區(qū)，戶用儲能往往發(fā)展較快。顯然，中國居民生活用電價格較低，并沒完全執(zhí)行分時電價政策，且電能穩(wěn)定性較高，限制了戶儲市場的發(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，居民生活用電低價的“雷打不動”是靠工商業(yè)用電的“彈性”來保障的，包括輸配電成本、運行費用等，均由工商業(yè)分?jǐn)偂＿@意味著工商業(yè)用電的分時電價政策、峰谷價差會更為劇烈地變化，由工商業(yè)分?jǐn)傦L(fēng)光新能源并網(wǎng)所帶來的更高的運行費、損益費。

于是，工商業(yè)儲能的商業(yè)邏輯越來越“硬核”。同為儲能，工商業(yè)大不同。隨著中國各地峰谷價差進(jìn)一步拉大，疊加鋰電池成本下降，工商業(yè)儲能IRR（內(nèi)部收益率）穩(wěn)步提升，經(jīng)濟(jì)性越來越明顯。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(tǒng)都是由電池、PCS變流器、BMS、EMS及其他電氣電路和保護(hù)、監(jiān)控系統(tǒng)、ups電源系統(tǒng)和消防等幾大部分組成，但實際上，源網(wǎng)側(cè)儲能與工商業(yè)儲能在系統(tǒng)側(cè)重、商業(yè)邏輯、收入模式方面存在著很大區(qū)別。

工商業(yè)儲能的集成度更強，會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，因為更多地是滿足企業(yè)用戶光伏自發(fā)自用、降低用電成本，基本不參與電網(wǎng)調(diào)度，所以對系統(tǒng)控制的要求遠(yuǎn)低于源網(wǎng)側(cè)儲能。

比如電池方面，工商業(yè)儲能不要求響應(yīng)速度，更看重成本、循環(huán)充放電次數(shù)，所以通常為能量型電池，而非功率型的動力電池，后者需要參與調(diào)頻、緊急備用等電力輔助服務(wù)，響應(yīng)時間的要求更高。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(xì)度方面，工商業(yè)儲能電池系統(tǒng)不需要過于復(fù)雜、分層分級的管理策略，甚至部分PCS兼具BMS的功能。

再來看PCS（儲能變流器），工商業(yè)儲能PCS的功能要簡單得多，更容易與電池系統(tǒng)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(diào)頻、功率快速響應(yīng)能力，用于電網(wǎng)支撐功能。從個頭上看，工商業(yè)儲能PCS更小巧。

EMS（能量管理系統(tǒng)）也是同樣的道理，工商業(yè)儲能的能量管理系統(tǒng)屬于基礎(chǔ)版，側(cè)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(diào)度接口，支持多種通信規(guī)約，滿足源網(wǎng)荷儲等多能互補的能量管理和監(jiān)控。

從收入來源上看，新能源配儲更多依賴于平滑并網(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?shù)取Ｏ啾戎?，工商業(yè)儲能的價值更加多維。

從應(yīng)用場景、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，收入來源上也有很多：

比如峰谷價差套利，在電價谷時充電，峰時或尖峰時向電網(wǎng)放電獲利，度電收益達(dá)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，暫時將電能儲存在電池中，光伏發(fā)電不足時，電池中的電能釋放出來供負(fù)荷使用；

此外，需量管理也是工商業(yè)儲能的一項關(guān)鍵調(diào)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，即電量電價+容量電價，前者是剛性的，但配備儲能的話，容量或需量就能降下來，壓縮容量電價成本；此外，工商業(yè)儲能也會涉及到部分電力現(xiàn)貨市場、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(cè)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(shù)派游戲，而且是典型的買方市場，變現(xiàn)渠道主要是電力輔助服務(wù)，提供備用、調(diào)峰調(diào)頻、爬坡、轉(zhuǎn)動慣量、黑啟動等服務(wù)。

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

2023年上半年，廣東、浙江、江蘇等在內(nèi)多地，密集調(diào)整工商業(yè)分時電價，已經(jīng)入夏用電高峰，再次面臨去年高溫限電、損益電價分?jǐn)偨o工商業(yè)帶來的用電成本飛漲，分布式光伏、工商業(yè)儲能的裝機(jī)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，這一輪分時電價調(diào)整，重點是峰值時段和尖峰電價的調(diào)整，進(jìn)一步優(yōu)化了峰值時段劃分，像四川上午峰值時段增至2小時，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(jì)性；其次是尖峰電價的上漲，如江蘇、四川、北京的尖峰電價設(shè)置為高峰電價基礎(chǔ)上浮20%，進(jìn)一步拉大了峰谷價差，儲能收益相應(yīng)增加。

此外，工商業(yè)的分布式光伏與儲能的組合還有“天時地利”之和。在全天時段中，中午太陽能輻射強度高，光伏發(fā)電出力大，但這個時段電價較低，越是光伏裝機(jī)量大的地區(qū)，中午電價越低，電力現(xiàn)貨市場更是如此。這時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段，既消納了光伏發(fā)電，又能賺取更高的差價收益，或者在尖峰段降低用電成本。

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

如果是單一的峰谷價差套利的工商業(yè)儲能項目，LCOE成本是一道生死線，0.7元/度的峰谷價差，IRR能達(dá)到9.82%，這個時候，投資儲能是具備可操作性的。

可以預(yù)見，隨著分時電價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(qū)越來越多，這必將刺激市場端更多儲能項目投建的積極性，工商業(yè)儲能將成為國內(nèi)企業(yè)實現(xiàn)緊急備電、維持正常經(jīng)營、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，無論是稅收、市場準(zhǔn)入等，各地都在鼓勵工商業(yè)用戶建設(shè)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成本。

目前，全國正在實施的補貼政策多達(dá)30項，向用戶側(cè)且注重分布式光伏耦合的項目傾斜，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(xù)補貼2年；深圳鼓勵數(shù)據(jù)中心、5G基站、充電設(shè)施、工業(yè)園區(qū)等布局儲能，按實際放電量0.2元/Kwh補貼；江蘇無錫則按容量補貼，直接按裝機(jī)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(xù)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、虛擬電廠等新型能源消費形式融合在一起，帶來更多元的收入模式，就具備了更大的想象空間。

相比大儲，工商業(yè)的應(yīng)用場景更為豐富，可廣泛應(yīng)用在工業(yè)廠房、商業(yè)樓宇、園區(qū)、數(shù)據(jù)中心、基站、電動汽車充電站、礦區(qū)/油田等場景。其中，在社會用電量中占比越來越高的EV充電站對配置儲能的剛性需求越來越大。

能鏈研究院預(yù)計，2030年電動汽車公用充電量在社會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(guī)模將達(dá)到23GW，投資規(guī)模近千億元。2030年，這一數(shù)字將增至243GW，投資規(guī)模超過8700億元。2023~2030年的CAGR達(dá)64%。未來，光儲充將成為充電站的標(biāo)配。

工業(yè)用電約占到全社會用電量的66%，即便未來20%的廠房、園區(qū)等配套儲能，整個工商業(yè)儲能的容量將會是數(shù)萬億的市場。

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、分布式能源投資商到虛擬電廠、充電樁投資及充電服務(wù)商、售電公司等均躍躍欲試，開始投資工商業(yè)儲能項目。

著眼更長遠(yuǎn)的未來，工商業(yè)儲能一定是比拼融合性、智能化水平，單一形態(tài)的會越來越少。如何在復(fù)雜、多目標(biāo)、高度集成的系統(tǒng)上進(jìn)行智能化調(diào)節(jié)和運營，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，也會是終極玩家們追求的目標(biāo)。