如果說火爆的儲能行業堪比新能源賽道上的皇冠，那么工商業儲能就是皇冠上的明珠。

提及儲能，人們習慣更多地關注源網側儲能電站（大儲）身上，探討發電側配儲、利用率、共享儲能模式等話題，但其實在國內，從收入模式和耦合性上考量，工商業儲能的增長潛力和市場機會，要遠比大儲、戶儲更爲誘人。

目前，大儲佔了國內儲能市場近90%的份額，其中共享儲能約20%左右，剩下10%的蛋糕是用戶側儲能，包括工商業儲能、戶儲。國外則完全不一樣，海外市場則以用戶側儲能爲主，尤其是在美國、德國、意大利等國家。2022年，歐洲戶儲增速高達71%，新增裝機3.9GWh，德國、意大利、英國、奧地利位列前四位。特別是德國戶用光伏的配儲率高達70%，位居全球第一。

這也不意外，高電價國家，或者電網設施薄弱的地區，戶用儲能往往發展較快。顯然，中國居民生活用電價格較低，並沒完全執行分時電價政策，且電能穩定性較高，限制了戶儲市場的發展空間。

在中國，工商業反哺居民生活用電，一直心照不宣，居民生活用電低價的“雷打不動”是靠工商業用電的“彈性”來保障的，包括輸配電成本、運行費用等，均由工商業分攤。這意味着工商業用電的分時電價政策、峰谷價差會更爲劇烈地變化，由工商業分攤風光新能源並網所帶來的更高的運行費、損益費。

於是，工商業儲能的商業邏輯越來越“硬核”。

同爲儲能，工商業大不同

隨着中國各地峰谷價差進一步拉大，疊加鋰電池成本下降，工商業儲能IRR(內部收益率)穩步提升，經濟性越來越明顯。工商業儲能成爲儲能賽道中增速最快的分支。

表面看，儲能系統都是由電池、PCS變流器、BMS、EMS及其他電氣電路和保護、監控系統、消防等幾大部分組成，但實際上，源網側儲能與工商業儲能在系統側重、商業邏輯、收入模式方面存在着很大區別。

工商業儲能的集成度更強，會採用儲能一體櫃的形態，而非大儲的集裝箱。工商業儲能的容量相對要小一些，因爲更多地是滿足企業用戶光伏自發自用、降低用電成本，基本不參與電網調度，所以對系統控制的要求遠低於源網側儲能。

比如電池方面，工商業儲能不要求響應速度，更看重成本、循環充放電次數，所以通常爲能量型電池，而非功率型的動力電池，後者需要參與調頻、緊急備用等電力輔助服務，響應時間的要求更高。能量型電池更爲持久，不需要太高的倍率，一般爲2C左右，更像是馬拉松選手，而功率型電池就如短跑，需要的是爆發力。在電池管理精細度方面，工商業儲能電池系統不需要過於復雜、分層分級的管理策略，甚至部分PCS兼具BMS的功能。

再來看PCS（儲能變流器），工商業儲能PCS的功能要簡單得多，更容易與電池系統一體化集成，適用於鋰電池、LEP等串並聯需求，單向充放電，對分布式光伏逆變器的適配性和耦合性更強。大儲的PCS還要具備一次調頻、功率快速響應能力，用於電網支撐功能。從個頭上看，工商業儲能PCS更小巧。

EMS（能量管理系統）也是同樣的道理，工商業儲能的能量管理系統屬於基礎版，側重於局域網的本地能量管理，而大儲則需要具備電網調度接口，支持多種通信規約，滿足源網荷儲等多能互補的能量管理和監控。

從收入來源上看，新能源配儲更多依賴於平滑並網，減少棄風棄光，很少參與輔助服務；獨立儲能電站（含共享儲能）的收入方式更爲多元，包括容量租賃、電力輔助服務、峰谷差套利、容量補償等。相比，工商業儲能的價值更加多維。

從應用場景、收入模式上看，工商業儲能可以單獨配置儲能，也可以光儲一體，甚至與微電網耦合在一起，收入來源上也有很多：

比如峰谷價差套利，在電價谷時充電，峰時或尖峰時向電網放電獲利，度電收益達到0.7元/Kwh，降低用電成本；提高光伏發電的自發自用率，在光伏大發時，暫時將電能儲存在電池中，光伏發電不足時，電池中的電能釋放出來供負荷使用；此外，需量管理也是工商業儲能的一項關鍵調整能力，變壓器容量在315千伏安及以上的大工業用電採用兩部制電價，即電量電價+容量電價，前者是剛性的，但配備儲能的話，容量或需量就能降下來，壓縮容量電價成本；此外，工商業儲能也會涉及到部分電力現貨市場、電力輔助服務，但通常較少。

利好刺激，工商業儲能起飛

源網側儲能基本上是大塊頭的生意，容量大，投資額大，更多的是電網公司、發電企業的五大四小的少數派遊戲，而且是典型的买方市場，變現渠道主要是電力輔助服務，提供備用、調峰調頻、爬坡、轉動慣量、黑啓動等服務。

從政策紅利和友好度來衡量，近年來，工商業儲能的利好刺激顯然要強於大儲，主要是分時電價政策的推進，峰谷價差的繼續拉大。

2023年上半年，廣東、浙江、江蘇等在內多地，密集調整工商業分時電價，同時馬上入夏，再次面臨去年高溫限電、損益電價分攤給工商業帶來的用電成本飛漲，分布式光伏、工商業儲能的裝機需求進一步增強。以2023年第一季度爲例，分布式光伏安裝18.13GW，其中工商業佔了半壁江山，江蘇、浙江排在前兩位。

而且，這一輪分時電價調整，重點是峰值時段和尖峰電價的調整，進一步優化了峰值時段劃分，像四川上午峰值時段增至2小時，讓工商業儲能可以做到兩充兩放，提升了儲能投資的經濟性；其次是尖峰電價的上漲，如江蘇、四川、北京的尖峰電價設置爲高峰電價基礎上浮20%，進一步拉大了峰谷價差，儲能收益相應增加。

此外，工商業的分布式光伏與儲能的組合還有“天時地利”之和。在全天時段中，中午太陽能輻射強度高，光伏發電出力大，但這個時段電價較低，越是光伏裝機量大的地區，中午電價越低，電力現貨市場更如此。這時就需要配置一定容量的儲能，午間存儲大發的光伏發電量，將電能搬移到下午的高峰或尖峰時段，既消納了光伏發電，又能賺取更高的差價收益，或者在尖峰段降低用電成本。

能鏈研究院進行了簡單測算，以浙江10MW/20MWH規模的工商業儲能項目爲例，在一充一放、原有分時電價機制下，儲能的投資回收周期在8年以上，經濟性一般，因此投資意愿低。但在新的分時電價機制下，按國網浙江發布的2023年6月代理工商業用戶購電價格核算，尖峰電價1.71元/度，高峰電價1.43元/度，低谷電價0.46元/度，峰谷最大價差1.25元，4-5年就能回收成本。

如果是單一的峰谷價差套利的工商業儲能項目，LCOE成本是一道生死线，0.7元/度的峰谷價差，IRR能達到9.82%，這個時候，投資儲能是具備可操作性的。

可以預見，隨着分時電價政策在各省市的推進，工商業儲能進入正向盈利的省份地區越來越多，這必將刺激市場端更多儲能項目投建的積極性，工商業儲能將成爲國內企業實現緊急備電、維持正常經營、降低電費支出的重要手段。

融合性高，想象空間巨大

而且工商業儲能以上收益測算並未考慮到補貼收益，目前，無論是稅收、市場准入等，各地都在鼓勵工商業用戶建設儲能電站，這些政策在一定程度上降低了儲能總體的投資和運營成本。

目前，全國正在實施的補貼政策多達30項，向用戶側且注重分布式光伏耦合的項目傾斜，補貼方式包括容量補貼、放電補貼、投資補貼。比如合肥對1MW以上的項目按放電量給予0.3元/Kwh的補貼，連續補貼2年；深圳鼓勵數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等布局儲能，按實際放電量0.2元/Kwh補貼；江蘇無錫則按容量補貼，直接按裝機量給一次性0.1元/W，浙江多地的容量補貼則按0.2元/W、0.18元/W逐級退坡。

不僅僅有額外補貼收益，工商業儲能被持續看好，還在於其具有更好的耦合性和融合性，不僅僅是單一配置儲能的場景。工商業儲能的商業模式更具延展性，可以與光伏分布式發電、微電網、能源管理、充電樁及充電站、虛擬電廠等新型能源消費形式融合在一起，帶來更多元的收入模式，就具備了更大的想象空間。

相比大儲，工商業的應用場景更爲豐富，可廣泛應用在工業廠房、商業樓宇、園區、數據中心、基站、電動汽車充電站、礦區/油田等場景。其中，在社會用電量中佔比越來越高的EV充電站對配置儲能的剛性需求越來越大。

能鏈研究院預計，2030年電動汽車公用充電量在社會用電量中的佔比將翻24倍，從2022年的0.16%增至4%。2025年，全國充電站配建儲能規模將達到23GW，投資規模近千億元。2030年，這一數字將增至243GW，投資規模超過8700億元。2023-2030年的CAGR達64%。未來，光儲充將成爲充電站的標配。

工業用電約佔到全社會用電量的66%，即便未來20%的廠房、園區等配套儲能，整個工商業儲能的容量將會是數萬億的市場。

如潛龍在淵，蓄勢待發，工商業儲能正成爲儲能賽道中最具潛力的分支，也吸引了各路力量的參與。

從工商業企業用戶、分布式能源投資商到虛擬電廠、充電樁投資及充電服務商、售電公司等均躍躍欲試，开始投資工商業儲能項目。

比如新能源服務商能鏈智電（NASDAQ：NAAS）與儲能系統集成商和服務提供商海博思創成立合資公司能鏈海博，還战略投資了工商業儲能創新企業樂駕（後更名爲樂創），就在於能形成用戶側的充電服務、儲能、光伏、虛擬電廠一體化解決方案，既能峰谷價差套利，降低充電站用電成本，又能進入電力交易市場，參與需求側響應。

着眼更長遠的未來，工商業儲能一定是比拼融合性、智能化水平，單一形態的會越來越少。如何在復雜、多目標、高度集成的系統上進行智能化調節和運營，最終取得最高的效率、最大的收益，技術與商業模式上的創新是一道分水嶺，也會是終極玩家們追求的目標。$能鏈智電(NASDAQ|NAAS)$

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