近期，中国化学与物理电源行业协会发布的《2023中国工商业储能发展白皮书》（以下简称“《白皮书》”）显示，预计至2025年，全球工商业储能累计装机可达到11.5GW，累计市场规模在190亿元～240亿元。其中，预计2025年年末我国工商业储能装机总量约为3.2GW，累计市场规模约为65亿元～80亿元 。

《中国经营报》记者采访了解到，政策和成本是驱动国内工商业储能市场潜力迸发的两大因素。由于浙江、广东和江苏等地峰谷价差较高，补贴政策多，因此当地投建工商业储能项目积极性较高。随着企业蜂拥而至，工商业储能项目备案量增加，市场变得更加火热。但市场对工商业储能投资经济性、可持续性、安全问题仍有所顾虑和担忧。

鑫椤资讯高级研究员龙志强预测，未来几年是工商业储能快速发展的黄金时期。但由于市场主要集中在华东和华南等经济较为发达地区，市场一旦饱和，增速是否放缓有待观察。

政策、成本和需求催化

工商业储能目前仍处于发展初期，下游主要为工商业企业。《白皮书》显示，2022年，我国工商业储能新增装机规模约257MW/928MWh，同比增长37%/179%，新增装机占新型储能新增装机的4.4%，产业发展仍有待破局。

近两年，分时电价、专项储能补贴、需求侧响应、两部制电价、分布式配储等政策陆续出台和完善，为工商业储能项目的投建创造了有利条件。特别是分时电价机制的进一步完善，峰谷价差拉大，提高了工商业储能的经济性。

据统计，在当前分时电价机制下，2023年上半年，全国共有19个地区峰谷价差超过0.7元/kWh，广东价差最大，高达1.35元/kWh。工商业储能用户可以通过谷时充电、峰时用电，节省电费支出。

不仅如此，浙江、湖北、安徽、湖南、上海、广东、海南等地的分时电价每天两个高峰段，实施“两充两放”，进而扩大了套利空间，缩短了投资回收周期。

由于工商业储能前期投入成本高，仅依靠峰谷套利并不能更好地彰显项目经济性优势，因此不少地区出台了用户侧（含工商业储能）补贴政策。

记者注意到，多省针对用户侧储能（含工商业储能）发布的相关补贴政策包括放电补贴、容量补贴以及投资补贴。比如，浙江温州和义乌、安徽合肥和芜湖、江苏苏州工业园区、湖南长沙、广东深圳等地都对用户侧储能给予一定放电补贴（0.2元/度～0.8元/度不等）。

此外，需求侧响应进一步拓宽了工商业储能的收益来源。

目前，全国多个省市对用户侧储能系统响应电网需求供电给予补贴。东吴证券此前分析，18个省市发布响应奖励，政策因地制宜。江苏、云南、宁夏、重庆地区，按削峰、填谷划分，最高补贴15元/kW。浙江、河北地区，按日前、日内等级，补贴电量及容量。山东、陕西、天津，区分邀约型与紧急型，按档位划分补贴金额。

除了政策支持，储能产业上游原材料碳酸锂价格大幅下降，使得工商业储能项目盈利空间进一步提升。

据记者观察，电池级碳酸锂价格从2022年年末开始回落，截至目前电池级碳酸锂价格均价报17.85万元/吨，较2022年年末的均价52.5万元/吨左右已经下降66%。随后，储能电池和系统价格也呈现下行趋势。据中关村储能产业技术联盟统计，2023年9月储能系统中标均价跌破1元/Wh。

据了解，目前工商业储能具有多种营利模式，除了上述提及的峰谷套利和需求侧响应模式，还包括需量管理、能量时移、虚拟电厂等。

奇点能源产品推广总监邱点兵表示，目前，工商业储能项目盈利以峰谷套利为主，支撑了工商业储能经济性，并通过需量管理、需求侧响应、能量时移、虚拟电厂等模式增厚盈利。

阳光电源储能业务人士告诉记者，在政策支持和成本下降情况下，工商业储能项目的利润变得可观。一般情况下，0.7元/kWh的峰谷价差是项目经济性的门槛价差，部分较高价差省份在1元/kWh以上。目前浙江、广东、江苏、北京和安徽等为代表的地区市场都不错，峰谷价差大一点，具有地方补贴，项目盈利状况就会好一些。

不言而喻，政策和成本两个因素催化了工商业储能市场增长，但事实上，在市场需求端，部分工商业企业用户也具有较强的市场需求。

龙志强告诉记者，工商业企业多位于经济发达地区，用电需求强。近几年，多地用电供需形势紧张，甚至出现“拉闸限电”的极端情况，储能系统还可以作为备用电源使用。从经济性考虑，企业通过储能系统可以节省电费成本，对自身有利。叠加部分企业拥有碳减排压力，对于新能源电力需求提升，同样需要储能系统给予支持。

亟待规模化发展

工商业储能备案量的快速增加是市场火热的一个重要体现。

广东省太阳能协会信息显示，据广东省备案系统统计，2023年8月，广东省共发布86个储能相关备案项目，累计规模超3271.23MW/7733.32MWh（不包含未公示规模的项目），总投资154.07亿元。其中，工商业储能占8月总储能备案的60.47%。

另外，业内一组统计数据显示，2023年6～8月，近三个月浙江省备案用户侧（工商业）储能项目已超300个，总规模超302.3MW/844.7MWh，涉及总投资金额超13亿元。

《白皮书》预测，预计2023年，我国工商业储能新增装机规模有望达到300～400MW。预计到2025年，我国工商业储能装机总量约占新型储能装机总量的4.5%，按新型储能装机总量约70GW估计，2025年年末我国工商业储能装机总量约为3.2GW。

随着工商业储能市场崛起，参与者越来越多，商业模式也越来越多元。

龙志强告诉记者，目前央企和民营企业陆续涌入了工商业储能赛道，除了工商业储能领域的老玩家，也包括此前布局电源侧、电网侧储能、户用储能领域的老玩家，以及新进入储能市场的新玩家。

龙志强认为，相比电源侧和电网侧储能，工商业储能市场竞争门槛略低一些，由于该市场仍处于发展初期，竞争格局并未形成，只要具备技术、资源和品牌等优势一定会有市场机会。

从工商业储能投资方所对应的商业模式来看，工商业储能商业模式包括合同能源管理模式、融资租赁+合同能源管理模式、业主自投和纯租赁模式。目前，合同能源管理模式较为常见，即能源服务方（投资方）投资购买储能系统，并以能源服务的形式提供给用电企业，按照事先约定的比例分享储能收益。《白皮书》指出，能源服务方大约5～6年回本，继而获得额外回报，用电企业一般可分配10%～20%的收益。

华西证券电新行业首席分析师杨睿指出：“从国内情况来看，由于投资成本较高、对项目运营不熟悉，早期市场更偏向于合同能源管理这类模式，有助于推动用电企业更加积极地采纳储能技术。”

值得一提的是，工商业储能市场热度高涨，在迈向市场化和规模化发展的同时，也存在有待进步和完善的地方。

《白皮书》指出，工商业储能成本仍有降低空间；产品质量参差不齐，企业用户对储能安全仍有顾虑；行业标准尚未细化；工商业储能循环次数不高；商业模式有待改善等。

InfoLink也指出，许多企业对于工商业储能持乐观态度，然而按照InfoLink的数据，2023年中国工商业储能市场需求仅为3GWh，占中国整体储能安装量比重约7%～8%。这是由于工商业企业在安装储能系统仍有许多考量，如厂区空间、变压器空间以及对于价格的不确定性及安全性等。

一位头部储能企业人士向记者表示，总体而言，全国工商业储能市场还是有较大市场增长空间的，公司内部预测2023年市场规模在3.5GWh～4GWh，2024年市场将翻1倍。同时，工商业储能市场机制需要进一步完善，标准有待进一步细化，稳定性和安全性也有待增强。

上述人士还担忧：“峰谷价差、地方补贴政策都存在一定变动性或实效性，一旦变化，有些地区经济性可能就不存在了，这也影响到市场的可持续性。”