如果说火爆的储能行业堪比新能源赛道上的皇冠，那么工商业储能就是皇冠上的明珠。

提及储能，人们习惯更多地关注源网侧储能电站（大储）身上，探讨发电侧配储、利用率、共享储能模式等话题，但其实在国内，从收入模式和耦合性上考量，工商业储能的增长潜力和市场机会，要远比大储、户储更为诱人。

目前，大储占了国内储能市场近90%的份额，其中共享储能约20%左右，剩下10%的蛋糕是用户侧储能，包括工商业储能、户储。国外则完全不一样，海外市场则以用户侧储能为主，尤其是在美国、德国、意大利等国家。2022年，欧洲户储增速高达71%，新增装机3.9GWh，德国、意大利、英国、奥地利位列前四位。特别是德国户用光伏的配储率高达70%，位居全球第一。

这也不意外，高电价国家，或者电网设施薄弱的地区，户用储能往往发展较快。显然，中国居民生活用电价格较低，并没完全执行分时电价政策，且电能稳定性较高，限制了户储市场的发展空间。

在中国，工商业反哺居民生活用电，一直心照不宣，居民生活用电低价的“雷打不动”是靠工商业用电的“弹性”来保障的，包括输配电成本、运行费用等，均由工商业分摊。这意味着工商业用电的分时电价政策、峰谷价差会更为剧烈地变化，由工商业分摊风光新能源并网所带来的更高的运行费、损益费。

于是，工商业储能的商业逻辑越来越“硬核”。

同为储能，工商业大不同

随着中国各地峰谷价差进一步拉大，叠加锂电池成本下降，工商业储能IRR（内部收益率）稳步提升，经济性越来越明显。工商业储能成为储能赛道中增速最快的分支。

表面看，储能系统都是由电池、PCS变流器、BMS、EMS及其他电气电路和保护、监控系统、消防等几大部分组成，但实际上，源网侧储能与工商业储能在系统侧重、商业逻辑、收入模式方面存在着很大区别。

工商业储能的集成度更强，会采用储能一体柜的形态，而非大储的集装箱。工商业储能的容量相对要小一些，因为更多地是满足企业用户光伏自发自用、降低用电成本，基本不参与电网调度，所以对系统控制的要求远低于源网侧储能。



比如电池方面，工商业储能不要求响应速度，更看重成本、循环充放电次数，所以通常为能量型电池，而非功率型的动力电池，后者需要参与调频、紧急备用等电力辅助服务，响应时间的要求更高。能量型电池更为持久，不需要太高的倍率，一般为2C左右，更像是马拉松选手，而功率型电池就如短跑，需要的是爆发力。在电池管理精细度方面，工商业储能电池系统不需要过于复杂、分层分级的管理策略，甚至部分PCS兼具BMS的功能。

再来看PCS（储能变流器），工商业储能PCS的功能要简单得多，更容易与电池系统一体化集成，适用于锂电池、LEP等串并联需求，单向充放电，对分布式光伏逆变器的适配性和耦合性更强。大储的PCS还要具备一次调频、功率快速响应能力，用于电网支撑功能。从个头上看，工商业储能PCS更小巧。

EMS（能量管理系统）也是同样的道理，工商业储能的能量管理系统属于基础版，侧重于局域网的本地能量管理，而大储则需要具备电网调度接口，支持多种通信规约，满足源网荷储等多能互补的能量管理和监控。

从收入来源上看，新能源配储更多依赖于平滑并网，减少弃风弃光，很少参与辅助服务；独立储能电站（含共享储能）的收入方式更为多元，包括容量租赁、电力辅助服务、峰谷差套利、容量补偿等。相比之下，工商业储能的价值更加多维。

从应用场景、收入模式上看，工商业储能可以单独配置储能，也可以光储一体，甚至与微电网耦合在一起，收入来源上也有很多：

比如峰谷价差套利，在电价谷时充电，峰时或尖峰时向电网放电获利，度电收益达到0.7元/Kwh，降低用电成本；提高光伏发电的自发自用率，在光伏大发时，暂时将电能储存在电池中，光伏发电不足时，电池中的电能释放出来供负荷使用；

此外，需量管理也是工商业储能的一项关键调整能力，变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，即电量电价+容量电价，前者是刚性的，但配备储能的话，容量或需量就能降下来，压缩容量电价成本；此外，工商业储能也会涉及到部分电力现货市场、电力辅助服务，但通常较少。

利好刺激，工商业储能起飞

源网侧储能基本上是大块头的生意，容量大，投资额大，更多的是电网公司、发电企业的五大四小的少数派游戏，而且是典型的买方市场，变现渠道主要是电力辅助服务，提供备用、调峰调频、爬坡、转动惯量、黑启动等服务。

从政策红利和友好度来衡量，近年来，工商业储能的利好刺激显然要强于大储，主要是分时电价政策的推进，峰谷价差的继续拉大。

2023年上半年，广东、浙江、江苏等在内多地，密集调整工商业分时电价，同时马上入夏，再次面临去年高温限电、损益电价分摊给工商业带来的用电成本飞涨，分布式光伏、工商业储能的装机需求进一步增强。以2023年第一季度为例，分布式光伏安装18.13GW，其中工商业占了半壁江山，江苏、浙江排在前两位。



而且，这一轮分时电价调整，重点是峰值时段和尖峰电价的调整，进一步优化了峰值时段划分，像四川上午峰值时段增至2小时，让工商业储能可以做到两充两放，提升了储能投资的经济性；其次是尖峰电价的上涨，如江苏、四川、北京的尖峰电价设置为高峰电价基础上浮20%，进一步拉大了峰谷价差，储能收益相应增加。

此外，工商业的分布式光伏与储能的组合还有“天时地利”之和。在全天时段中，中午太阳能辐射强度高，光伏发电出力大，但这个时段电价较低，越是光伏装机量大的地区，中午电价越低，电力现货市场更是如此。这时就需要配置一定容量的储能，午间存储大发的光伏发电量，将电能搬移到下午的高峰或尖峰时段，既消纳了光伏发电，又能赚取更高的差价收益，或者在尖峰段降低用电成本。

能链研究院进行了简单测算，以浙江10MW/20MWH规模的工商业储能项目为例，在一充一放、原有分时电价机制下，储能的投资回收周期在8年以上，经济性一般，因此投资意愿低。但在新的分时电价机制下，按国网浙江发布的2023年6月代理工商业用户购电价格核算，尖峰电价1.71元/度，高峰电价1.43元/度，低谷电价0.46元/度，峰谷最大价差1.25元，4~5年就能回收成本。



如果是单一的峰谷价差套利的工商业储能项目，LCOE成本是一道生死线，0.7元/度的峰谷价差，IRR能达到9.82%，这个时候，投资储能是具备可操作性的。

可以预见，随着分时电价政策在各省市的推进，工商业储能进入正向盈利的省份地区越来越多，这必将刺激市场端更多储能项目投建的积极性，工商业储能将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低电费支出的重要手段。

融合性高，想象空间巨大

而且工商业储能以上收益测算并未考虑到补贴收益，目前，无论是税收、市场准入等，各地都在鼓励工商业用户建设储能电站，这些政策在一定程度上降低了储能总体的投资和运营成本。

目前，全国正在实施的补贴政策多达30项，向用户侧且注重分布式光伏耦合的项目倾斜，补贴方式包括容量补贴、放电补贴、投资补贴。比如合肥对1MW以上的项目按放电量给予0.3元/Kwh的补贴，连续补贴2年；深圳鼓励数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等布局储能，按实际放电量0.2元/Kwh补贴；江苏无锡则按容量补贴，直接按装机量给一次性0.1元/W，浙江多地的容量补贴则按0.2元/W、0.18元/W逐级退坡。

不仅仅有额外补贴收益，工商业储能被持续看好，还在于其具有更好的耦合性和融合性，不仅仅是单一配置储能的场景。工商业储能的商业模式更具延展性，可以与光伏分布式发电、微电网、能源管理、充电桩及充电站、虚拟电厂等新型能源消费形式融合在一起，带来更多元的收入模式，就具备了更大的想象空间。

相比大储，工商业的应用场景更为丰富，可广泛应用在工业厂房、商业楼宇、园区、数据中心、基站、电动汽车充电站、矿区/油田等场景。其中，在社会用电量中占比越来越高的EV充电站对配置储能的刚性需求越来越大。

能链研究院预计，2030年电动汽车公用充电量在社会用电量中的占比将翻24倍，从2022年的0.16%增至4%。2025年，全国充电站配建储能规模将达到23GW，投资规模近千亿元。2030年，这一数字将增至243GW，投资规模超过8700亿元。2023~2030年的CAGR达64%。未来，光储充将成为充电站的标配。

工业用电约占到全社会用电量的66%，即便未来20%的厂房、园区等配套储能，整个工商业储能的容量将会是数万亿的市场。

如潜龙在渊，蓄势待发，工商业储能正成为储能赛道中最具潜力的分支，也吸引了各路力量的参与。从工商业企业用户、分布式能源投资商到虚拟电厂、充电桩投资及充电服务商、售电公司等均跃跃欲试，开始投资工商业储能项目。

着眼更长远的未来，工商业储能一定是比拼融合性、智能化水平，单一形态的会越来越少。如何在复杂、多目标、高度集成的系统上进行智能化调节和运营，最终取得最高的效率、最大的收益，技术与商业模式上的创新是一道分水岭，也会是终极玩家们追求的目标。

原标题：夏季用电紧张，工商业不妨装个“充电宝”？