据数据库不完全统计，6月广东、浙江、江苏、山东、福建等省份共211个用户侧储能（工商业储能）项目完成投资备案，其中浙江省114个工商业储能项目完成备案，涉及总投资金额超4.6亿元；广东用户侧储能37个，涉及总投资金额超9.8亿元；从投资备案项目数据来看，工商业储能项目落地即将进入快车道。

我国政策推动工商业峰谷电价差增大，鼓励工商业用户安装储能系统，自行调节峰谷负荷。目前，工商业储能系统在多个省份已拥有较好经济性。东部和中部用电量高的多个省份，如浙江、广东、湖南等，单日两次充放电的等效价差超过1.2元/kWh，工商业储能项目理论IRR超过15%，投资回报率优良，2023年工商业储能有望“从0到1”。另一方面，工商业储能市场尚处于早期阶段，产品尚未标准化，竞争格局较为分散。

1 储能可应用于电力系统各个环节

电力系统由发电、输电、变电、配电、用电等环节构成，储能可用于电力系统的各个环节。

供应端（表前市场）：表前储能即安装于用户侧电表外的储能系统，包括安装于电源侧、电网侧的储能系统，由于装机规模较大，又称为大储。储能可以实现调峰、调频、备用容量、平滑出力、缓解电网阻塞等功能，从而提升电力系统灵活性，并显著提高新能源发电电能质量和消纳水平。

应用端（表后市场）：主要包括居民、工商业等用电方，配置储能（可结合分布式光伏配置）可节约用电成本、保障用电稳定。

国内新型储能装机再创新高，2022年新增装机7.3GW/15.9GWh。据CNESA 数据，2022年中国电力储能项目新增装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增9.1GW；新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。

国内装机形式以大储为主。2022年我国新增投运的新型储能项目中，大储装机容量占据装机增量的90%。其中，新能源配储和独立储能是两大主要类型，容量占比分别为45%和44%。

2 政策驱动工商业储能经济性显现

1、工商业储能产品形态以机柜为主

工商业储能安装于用户侧，在电力系统中可以提供需求侧响应功能，平滑负荷，提高电力系统的稳定性。对于用户而言，在分时电价机制下，工商业储能系统可以通过“峰谷套利”，即谷时充电、峰时用电，帮助用户节省电费支出；同时，工商业储能系统可以起到不间断供电、应急供电的作用，提升用电稳定性。经济性和用电稳定性构成用户购置工商业储能系统的主要动力。

从产品形态来看，工商业储能产品通常为百千瓦时级的户外机柜，采用模块化设计。工商业储能电站规模通常在数百千瓦时-数兆瓦时不等，较电力储能（大储）更为轻量级。因此，各主要参与者的工商业储能产品多为单体几百kWh的户外机柜（MWh级项目则采用大储集装箱），产品集成度较高，采用模块化设计，便于安装与扩容。

2.政策推动经济性显现

国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价进行充放电套利。

工商业用户是我国电力消耗的主力，根据国家统计局数据，2022年全国工业用电量5600TWh，占全社会用电量的64.8%。在分时电价机制下，工商业储能系统可通过谷时充电、峰时用电，为用户节省电费支出。

政策推动国内工商业分时电价机制完善、电价市场化程度持续提升，峰谷价差拉大，推动工商业储能经济性显现。此外，高温限电带来的备电需求，以及分布式光伏装机的持续推进，也有望进一步推动工商业储能渗透，国内工商业储能行业有望“从0到1”迅速发展，潜力充足。

目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业用户侧储能在浙江、海南、广东（部分区域）、上海、湖北等多个省份可实现优良经济性。

1）“一充一放”，工商业储能IRR可达9%

由于工商业储能项目规模大小不一，我们采用单kWh容量投资和预期收益对工商业储能IRR进行了测算。考虑原料价格下降和工商业储能规模增加带来的降本作用，假设单Wh投资金额为1.5元。

测算在峰谷价差0.7元时，工商业储能项目IRR为9.1%，静态投资回收期9.59年。基于右表假设测算可得，东部几个重点省份，工商业储能项目一充一放IRR理论可达11%以上。

“一充一放”初具经济性，但投资回收期较长。若储能系统成本下降、或充放电价差增加，工商业储能经济性可得到提升，投资回收期大幅缩短。

测算，在一充一放情形下，与基准假设（充放价差0.70元/Wh，单位初始投资1500元/kWh）相比，若充放电价差增加0.1元，则投资回报率提升1.8个百分点，静态投资回收期减少1.2年；储能系统单位初始投资下降0.1元/Wh，则投资回报率提升约0.9个百分点，静态投资回收期减少0.64年。

2）“两充两放”，工商业储能IRR可达16%

在允许两充两放的地区，工商业储能项目投资IRR可达16%。部分地区的峰谷时段安排中，可能存在2个峰段（尖峰或高峰），2h工商业储能系统可以在单日进行两个充放电循环，进一步提高工商业储能回报率。

测算在每日充放价差和为1.3元时，工商业储能项目IRR为16.1%，静态投资回收期5.17年。基于右表假设测算可得，东部几个重点省份，工商业储能项目IRR理论均在15%以上；浙江工商业储能回报率突出，可达26.4%，静态投资回收期仅3.57年，经济性优异。

两充两放经济性优良，储能系统成本下降和充放电价差增加可进一步提升经济性。

测算在两充两放情形下，与基准假设（充放价差1.30元/Wh，单位初始投资1500元/kWh）相比，若单日充放价差增加0.1元，则投资回报率提升1.8个百分点，静态投资回收期减少0.37年；储能系统单位初始投资下降0.1元/Wh，则投资回报率提升1.7个百分点，静态投资回收期减少0.34年。

3 工商业储能有望“从0到1”

2022年，我国工商业储能新增装机规模约1.6GWh。我国储能装机以大储为主，2022年用户侧储能容量1.64GWh（含3个10小时铅炭储能项目），占全年新增装机的10%。我国居民电价相对较低，户用储能安装动力不大，因此用户侧储能基本为工商业储能。

机构预测2023年全国工商业储能市场空间有望达到7.3GWh。工商业储能主要驱动因素为峰谷套利经济性，以及部分工商业业主使用绿电、保障用电的需求，其市场空间与工商业光伏装机挂钩程度不大，空间难以估计，业内也少有共识。我们认为，工商业储能峰谷套利，本质上来源于风光发电比例增加后产生的系统灵活性需求。我们采用全国工业用电总量和风光发电占比，近似估计了工业用电量中由风光提供的部分电量。这部分电量存在一定的波动性和非均匀性，是产生峰谷电价的根源之一。

《“十四五”现代能源体系规划》要求，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%。我们假设2023-2025年工商业储能提供的响应能力分别为0.7%/1.6%/3.0%，则对应的新增装机将分别达到7.3/14.6/26.1GWh，国内工商业储能有望“从0到1”快速发展。

全球市场工商业储能基数较小，2023年有望增长至20GWh以上。

由于欧美工商业电价相对较低，工商业储能装机占比相对较小，根据Wood Mackenzie数据，2021年工商业储能分别占欧、美储能累计装机的9%。

考虑到美国IRA将储能系统ITC补贴从26%提高到30%，并延长期限10年，以及欧洲工商业电力用户保障用电稳定性的需求，工商业储能在全球仍具有一定的增长空间。全球工商业储能统计数据较少，我们采用IEA全球工商业光伏装机预测数据进行粗略估算，预计2023年全球工商业储能新增装机有望超过20GWh，2025年有望超过50GWh。

4 工商业储能竞争格局

工商业储能市场处于早期阶段，竞争格局分散。

海内外头部储能企业、初创公司等积极入局工商业储能赛道。工商业用户包括中小型用户和大工业用户，所需储能规模在几百kWh~几MWh不等。我们整理了工商业储能主要参与者官网产品信息，具体如下：头部企业横向扩展：宁德时代、阳光电源、派能科技、海博思创等头部企业推出了针对中小型工商业用户的储能机柜，单体容量数百千瓦时。上述企业已具有大储和/或户储系统的拳头产品，横向扩展工商业产品，丰富产品线。

中小企业卡位工商业储能赛道：中小企业推出具有液冷、高集成度、智能化等特征的工商业储能产品，进入工商业储能市场。

部分大型企业采用大储产品供给工商业客户：特斯拉和比亚迪等企业官网尚未显示中小型机柜产品，其大储产品可供给工商业客户，产品采用集装箱集成，单体容量为MWh级，目前已有一定应用案例。

整体而言，工商业储能市场处于早期阶段，参与者繁多，竞争格局较为分散，产品尚未标准化。 

原标题：工商业储能，下一个爆发点？