熱錢流向儲能行業，屬于工商業儲能的增長故事才剛剛開始。

2023年上半年，中國用戶側儲能新增裝機項目以工商業儲能為主。高工產業研究院預測，2023年國內工商業儲能新增裝機規模同比將翻三倍，達到8吉瓦時。華西證券電新行業首席分析師楊睿表示，工商業儲能已經迎來黃金發展期。

只是理論上可行的商業邏輯并不意味著能順利落地。元年即紅海，工商業儲能行業存在的短板仍然不少。

企業電費管理專家黃川則對華夏時報記者表示，在電力現貨市場推行后，儲能的交易邏輯將會完全不同。陽光電源儲能營銷策略高級經理王歡表示，在實際操作過程中不乏并網不順和缺乏安全消防標準等問題。

工商業儲能迎來黃金發展期

從現實來看，經濟性不足已成為大儲發展的阻礙，有業內人士認為分布式的工商業儲能才是儲能的未來。

儲能的商業模式其實一直在摸索中前進。目前來看，相比靠租賃獲得收入、需要建設用地的大儲，工商業儲能的經濟性和增長潛力正因為峰谷套利和成本下行變得更吸引人。

相比被稱為階段性產品的大儲，工商業儲能正在被越來越多人看好。

山東太陽能行業協會常務副會長張曉斌表示大儲只是過渡性產品。從做得最早也最多的山東來看，在今年做到最好的情況下，大儲也是無經濟性的。個別大型獨立共享儲能電站可通過租賃做到盈虧平衡，但大部分租不出去的還是在虧錢。從社會角度來看，大儲不僅占用建設用地，一兩百兆瓦時的一年稅費也僅有幾十萬。所以未來儲能的發展還是在分布式，真正帶動儲能市場還是要靠網側，張曉斌也建議新能源企業要參與投資建設，然后由電網來進行運營管理。

根據《2023中國工商業儲能發展白皮書》統計，2023年上半年，中國用戶側儲能項目新增裝機規模約138兆瓦，其類型主要是工商業儲能。預計2023年中國工商業儲能新增裝機規模有望達到300至400兆瓦，到2025年末，中國工商業儲能裝機總量有望達到3.2吉瓦。根據高工產業研究院預測，2023年國內工商業儲能新增裝機規模將達到8吉瓦時，同比增長300%。

從預期看，工商業儲能在未來3年將實現飛躍式的增長。智研咨詢數據顯示，2022年中國工商業儲能累計裝機為705.5兆瓦，照2025年3.2吉瓦測算，2022-2025年累計裝機復合年增長率有望超過60%。

分地區看，華東區域的工商業儲能投運規模最大，根據《2023中國工商業儲能發展白皮書》，2022年華東區域的工商業儲能投運規模累計達到373兆瓦，占全國工商業儲能裝機總功率的37.8%。其中，浙江和江蘇由于用電多、峰谷價差高等因素，工商業儲能經濟性突出，項目布局積極性較高。

楊睿曾在2023工商業光儲研討會上表示，由于原材料價格回落、電池產能釋放加上市場競爭，儲能系統成本呈下行趨勢。按照單吉瓦時電池碳酸鋰需求量為600噸粗略計算，碳酸鋰單噸價格每下降10萬元，電芯成本將下降0.06元/瓦時。根據鑫欏資訊數據，截至2023年9月19日，方形磷酸鐵鋰儲能電芯價格為0.56元/瓦時，較2月15日的0.92元/瓦時大約下降了39.13%。儲能與電力市場統計數據顯示，2小時儲能系統加權平均報價在今年8月達到新低，為1.052元/瓦時。

除了變得更便宜，儲能的經濟性也在提升。

在電力系統當中，整體可以分為發電的電源側、輸配電的電網側和用戶側三個部分，儲能在其中可以發揮很多不同的作用，包括調峰、調頻、黑啟動和需求側響應等服務。根據功率大小，可以分為源網側的大儲、用戶側的工商業儲能和戶儲等類型。在政策推動下，目前國內的儲能市場近九成為大儲。

對于工商業企業來說，配備儲能可以節約用電成本，如今這種經濟性正隨著峰谷價差拉大而變得愈發明顯，也造成了工商業儲能的快速增長。

今年上半年，有18個省級行政區的電網代理購電(一般工商業1-10千伏)的最大峰谷價差平均值超過了2022年。根據中關村儲能產業技術聯盟數據，2023年上半年32個省級行政區的平均價差約為0.72元/千瓦時，有19個區域超過0.7元/千瓦時，也就是達到了用戶側儲能實現經濟性的門檻價差。

與此同時，在當前的分時電價機制下，浙江、湖南、湖北、上海、安徽、廣東和海南等工商業發達地區的峰谷價差分布可以實現兩充兩放，這樣能擴大收益，縮短回本時間。以峰谷電價差最大的浙江為例，10兆瓦/20兆瓦時的項目的靜態回收期為5至6年。廈門科華數能產品經理鄭智晟表示，投資的回報率最快可以縮短到4年以內。

工商業儲能也有其他增收手段。比如在電價調整的背景下，它還有為企業降低需量電費來實現需量管理、參與需求側響應獲得響應收益、給充電樁動態增容、虛擬電廠等獲利方式。從市場端來看，工商業儲能的商業模式以合同能源管理為主，但也正趨于多元化，包括融資租賃+合同能源管理、業主自投和純租賃等模式?？偟膩碚f，它們在出資購買方和獲取收益的方式上各有不同，參與者涵蓋儲能設備商、能源服務方、融資租賃方、業主承租方、出租方和業主等。

分布式儲能盈利模式或迎巨變

張曉斌表示，應該明確發展儲能的目的不是經濟性，而是為了新能源的發展。如果要把儲能做好，需要放大儲能的必要性，降低它的經濟性，從真正需要儲能的地方出發，思考如何推動儲能在當地的發展。

因為僅靠峰谷價差情況較好的幾個省和到2025年的幾個吉瓦的量并不足以支撐入行的幾萬家企業去發展儲能。他說，“這還只是在備案階段，具體并網還沒有到這個數字，所以我始終覺得這兩年如果是按照這個思路走的話，真正市場一打開，90%的企業就全死掉了。”

奇點能源產品推廣總監邱點兵表示，現在死掉的大部分公司都是因為商業模式或者說產品力不足的原因。

必要性需要依靠未來的市場化交易，也就是不只有用電分時電價，上網電價也分時。曾供職于國家電網的企業電費管理專家黃川表示，隨著電力現貨市場交易走向完善，真正的現貨交易會完全改變儲能的發展邏輯。走現貨市場就意味著不再有尖峰平谷這些概念，而是完全通過價格來反映。那么儲能和光伏等設備該如何配套使用就成了新的問題。比如針對具體企業的負荷預測，像國內也有國能日新等在做源網側電功率預測的企業。

邱點兵也表示，未來一旦電力市場化以后，就不會再只是通過分時電價來安排充放電賺差價這么簡單的模式了，而是可以通過操作能量管理系統來套利。

回到現在，擺在行業面前的還有許多實操層面的問題，比如最重要的安全問題。

相比大儲，工商業儲能的項目設計和施工相對復雜。王歡列舉了工商業儲能面臨的一些挑戰，包括可用電量低、循環效率低;故障率高，質量差;運維成本高，散熱不合理。人員財產密集，系統要求高;現場安裝調試耗時長，后期運維成本高，檢修靠人工和售后糾紛等方面。

一些安全問題可以靠技術來解決，比如儲能電站在運行過程中的電芯發熱或失效，可能會出現電池管理系統和儲能變流器兩邊都不管而發生安全事故的情況。邱點兵表示，這就需要儲能系統中的電池管理系統、儲能變流器和能量管理系統做到深度融合，來實現最大化的經濟性以及安全性。

其次是正在建設中的安全標準。王歡說，標準這一塊，尤其是消防標準還是不成熟的。在500千瓦時以下的工商業領域并沒有相應標準去規范。江蘇、浙江等地的地標目前還不夠具化，消防形式、檢測層級等細節都有待完善。

雖然說今年是工商業元年，但是元年就到紅海了，大家殺得比較激烈。王歡表示，加上進入工商業儲能門檻相對大儲較低，所以行業亂象也比較亂，還是呼吁國家盡快推出針對這一塊的標準來規范行業發展。(華夏時報)