目前各地峰谷價差逐漸拉大，碳酸鋰價格還在下跌，未來儲能項目的投資回收期有望進一步縮短。有機構數據預測，2023年到2025年，工商業光伏儲能累計新增裝機預計可達29.09GW，復合增速55.8％。業內認為，2023年有望成為工商業儲能的爆發“元年”。

2023年1月，國家發改委于發布《關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》，鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。其中，工商業儲能作為分布式儲能系統在用戶側的典型應用，成為了一個備受矚目的話題。隨著儲能技術的不斷發展和峰谷價差的不斷擴大，工商業儲能正在工業園區規模化應用，并成為企業實現可持續發展和經濟效益的重要手段，將會成為2023年國內儲能市場的重要增量市場。

01 工商業儲能的系統結構

(資料圖片)

工商業儲能系統通常采用與儲能電站基本一致的配置，但相對容量較小、功能相對簡單。其主要由蓄電池系統、電池管理系統(BMS)、交直流功率轉換器(PCS)、能源管理系統(EMS)以及其他電氣電路和保護、監控系統等組成。

在技術路徑上，主要分為PCS交流耦合和光儲一體機兩種方式。PCS逆變器通常采用雙向變流。不同于大型儲能電站，工商業儲能系統的EMS通常不需要考慮電網調度的需求，主要為本地提供電力，只需要具備局域網內的能量管理和自動切換功能即可。

工商業儲能主要應用場景

02 應用場景&盈利模式

工商業儲能主要應用場景包括單配置儲能、光儲一體、微電網等。單配置儲能主要應用于削峰填谷，以節約用電費用或作為備用電源使用。光儲一體主要應用于提高分布式光伏自發自用率、平抑充電樁中擊的作用。微電網分為離網型和并網型兩種，儲能可以平滑新能源發電和作為備用電源使用，也可以實現能源優化和節能減排。

工商業儲能的主要盈利模式是自發自用+峰谷價差套利或作為備用電源使用。配套工商業儲能可以利用電網峰谷差價實現投資回報，即在用電低谷時利用低電價充電，在用電高峰時放電供給工商業用戶，從而幫助用戶節約用電成本，并避免了拉閘限電的風險。而在商業模式方面，目前主要有工商業用戶自行安裝儲能設備、能源服務企業協助安裝儲能以及用戶側儲能新場景三種。

03 峰谷電價推進工商業儲能發展

在考慮工商業儲能投資的經濟性時，需要比較峰谷價差和儲能的成本，也就是LCOE。當峰谷價差超過儲能的LCOE時，儲能的投資就變得更加經濟。在具體的案例中，每天一次充電和放電的儲能LCOE約為0.63元/kWh。因此，當峰谷電價差大于儲能LCOE時，工商業儲能的投資就具有經濟性。我們選擇了0.7元/kWh作為工商業儲能用于峰谷價差套利的盈虧分界線。

進入2023年，電網代理購電電價的峰谷價差呈現明顯的增大趨勢，這意味著工商業儲能應用的市場前景變得更加廣闊。根據2023年3月電網代購電價，全國最大峰谷電價差來到1.34元/度電，尖峰-谷時價差超過0.7元/kWh的省市數量增多，由2022年7月的6個上升至2023年1月的18個。各地分時電價的峰谷比也有持續拉大的趨勢，例如河南由2022年的0.72元/kWh上升至2023年1月的1.021元/kWh。

工商業用戶利用獨立儲能，在電價谷時充電，于峰時放電供給自身使用，通過削峰填谷節約平均用電費用，工商業儲能需求有望提升。

對大工業用電而言，安裝工商業儲能能有效降低兩部制電價的兩部分電費支出：分布式光伏“自發自用”，結合峰谷時段合理利用儲能系統，有效減少實際用電費用；工商業儲能系統可大幅降低容量電費。

04 工商業儲能或可實現每天兩充兩放

在當前分時電價機制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、廣東、海南等工商業發達省份在峰谷電期間，通過工商業儲能實現兩充兩放的策略。這種策略可以充分利用分時電價的優勢，在兩個高峰段分別放電，實現兩充兩放，有望將回收成本的周期縮短至6年以內。隨著儲能系統利用率的提高，工商業儲能系統的成本回收周期將有效縮短。

浙江省:兩次充電均在谷時，兩次放電分別在尖峰段及高峰段，平均峰谷價差為0.85元/kWh，測得投資回收期約為4.75年。

廣東省：不考慮夏季尖峰段，兩次放電分別于谷時和平時，兩次充電分別在兩個高峰段，平均峰谷價差為0.73元/kWh，測得投資回收期約為5.70年。

在峰谷價差較大的地區，工商業儲能比大型儲能更具經濟性。我們對浙江、廣東和海南三省進行了儲能投資回收周期的測算，結果顯示均在6年以內。在能夠實現兩充兩放的省市，結合全國范圍內峰谷價差持續拉大，工商業儲能經濟性相當可觀。

我們以浙江省一工廠的3MW/6.88MWh用戶側儲能系統項目為例進行經濟性測算。假設該工廠在白天負荷穩定，可以消耗儲能釋放的電量，并且變壓器容量足以滿足儲能充電需求。該項目成本拆分為電池55%、集裝箱15%和BMS7%。

參考浙江工商業峰谷電價，根據經濟性測算，該項目在峰谷電價差0.93元/KWh，一年運行660次，項目壽命期為11年的情況下，IRR可達16.45%，預計5年可以收回投資，具備經濟性。未來隨著峰谷電價差進一步拉大，以及儲能投資成本下行，工商業側的儲能經濟性有望進一步凸顯。當投資成本為2元/Wh時，當峰谷價差超過1元/KWh時，IRR將達到20%以上。

盡管當前并非全國范圍內工商業儲能都具備經濟性，但在不斷增加的峰谷價差+適合儲能發展的峰谷時段設置趨勢下，預計全國層面適合投資工商業儲能系統的省份有望逐步增加。

05 限電下工商業儲能成為備電手段

2016-2021年中國工業用電量的復合增速為6%，保持穩定增長。從2022年中國全社會用電量情況來看，第二產業用電量57001億千瓦時，同比增長1.2%，其中全國工業用電量為56000億千瓦時，同比增長2%。其中工業用電量占全社會用電量的64.8%，占據主要份額。

工商業用電需求居高不下，“限電”政策或引發工商業用戶的用電焦慮問題。光儲一體系統可通過對光伏出力削峰填谷，既可提升光伏電能的利用率，又可在限電時保障正常的生產。工商業儲能或將成為國內企業實現緊急備電、維持正常經營、降低能源支出的重要手段。

06 補貼政策提升工商業儲能經濟性

近年政府出臺了一系列的儲能補貼政策，稅收政策、市場準入政策逐步明朗，都在鼓勵工商業用戶興建儲能電站；從而可以有效提升工商業儲能經濟性。這些政策在一定程度上降低了儲能設備的投資成本和運營成本，提高了儲能電站的收益水平，有助于吸引更多的投資和資本進入工商業儲能領域，提高行業的發展速度和規模。

目前，全國各地正在實施的儲能補貼政策超過30項，主要集中在用戶側，并注重與分布式光伏相結合。補貼方式主要包括容量補貼、放電補貼和投資補貼，其中與分布式光伏結合的補貼方向最為主要。浙江、江蘇、四川、安徽、廣東等地是政策密度最大的地區，而浙江省龍港市、北京市、重慶市銅梁區等地的政策支持力度較大。

隨著全國各地尖峰電價的增加和峰谷價差拉大，工商業用戶安裝儲能系統的經濟性已經顯著提高，這將推動工商業儲能行業持續高速增長。伴隨新型能源體系的建設推進、儲能電池成本的下降，儲能系統的投資成本也將得到進一步優化，激發工商業儲能市場潛力，為工商業儲能帶來更多發展機遇。

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