今年以来，随着储能系统成本的逐渐降低，工商业储能系统的经济性也越来越好。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-6月，仅在项目备案方面，国内工商业储能项目备案总数就超过4200个，规模达6.2GW/14.7GWh，投资金额超240亿元，这表明工商业储能市场存量非常大，业内人士预计2024下半年或2025年上半年，工商业储能市场将迎来数量级增长。
浙江、广东等地回本周期已降至3-4年
从分时电价来看，浙江、广东、江苏、重庆、海南、安徽、上海、湖南、湖北、陕西等省市可在理论上实现储能电站每天“两充两放”，其中东部省份因工业用电需求高、峰谷价差更大，工商业储能收益率及投资积极性最高，尤其在浙江、广东等省份，目前回本周期已降至3-4年，其经济性甚至高于2022年时的欧洲户储。
根据测算，在EPC成本降至1.2元/Wh后，浙江（大工业）回收年限小于4年；广东各地区、江苏、海南、浙江（一般工商业）、上海、湖南、冀北等地回收年限小于5年，具备较好的投资价值。
在EPC成本降至1.1元/Wh后，浙江（大工业）、上海（大工业）、珠三角五市、江苏回收年限小于4年，投资价值显著。湖北、重庆、河南等地也具备较好的投资价值，除上述地区外，安徽、山东、天津、黑龙江等地回收年限小于6年，具备一定的投资价值。
此外，中国储能网查阅公开资料发现，截至今年6月，广东省新能源汽车公共充电桩超49万个，私人充电桩超61万个，充电桩的数量、充电的电量都是全国第一，对储能的需求也在高速增长。例如，硅翔长安超充站是广东东莞首个企业自投自建搭载华为全液冷超充产品的超充场站。该站去年11月开业，目前拥有12个充电车位，至今年6月，总充电量突破11.2万度，日均服务车辆高达190辆，每度电仅需0.37-0.39元，该站4个月时间累计收益近20万元。
另据深圳南山热电张宗毅统计，仅在广东省深圳市，用电量500万度电以上的工业企业就高达684家。2023年，深圳虚拟电厂实现了30次需求响应，单次价格3.5元/Kwh，而且深圳的虚拟电厂精准响应可以具体到某个街道或者台区。2023年年底，年用电量500万Kwh及以上的工商业用户原则上都要直接参与市场交易，说明电价波动会越来越频繁、越来越昂贵，预计2024年深圳虚拟电厂的需求响应将会达到上百次。从这一点来看，虚拟电厂将是工商业储能是否能破局的关键。
对于工商业储能投资的难点，有专家指出，从投资端来看，最大的挑战就是电价差波动性。因为工商业储能资产的定价逻辑就是服从于大的新型电力系统转型趋势，以及作为转型支撑的电力市场化交易趋势，在这两个大的趋势下，分布式能源资产的收益率波动将是常态，不再是收益率绝对固定的资产。
欧洲工商储市场即将爆发
近年来，海外工商业储能始终保持高速增长。有数据显示，2021年—2023年全球工商业储能的年平均增长率达到169%。
目前，海外工商业储能主要集中在欧洲市场，当地电价政策和补贴政策都鼓励用电大户形成“自备电厂”，采取光伏+储能自发自用能够显著降低电费。而且欧洲还时常出现负电价，在风电或光伏发电高峰期，电网的电压、频率高，负电价意味着用电反而能获得收益，往电网倒送电反而会被罚款。
据了解，欧洲的电价主要由购入电价、网络费、能源税、增值税构成，新能源可以带来一定比例的能源税减免，购入电价∶网络费∶能源税的比例大约是1∶1∶1，光伏配储自发自用能够节省网络费。随着欧洲的风电、光伏等可再生能源渗透率持续提升，新能源发电量大的时候上网电价低，储能就可以发挥能量时移的巨大作用。除荷兰等少数国家买入和卖出电价是1：1之外，其他欧洲国家的买卖电价比例非常大。
同时，由于欧美发达国家电气化发展较早，电网老化更加严重，随着大量风电、光伏的接入，电网规模小、设备老旧、连接不足等问题日益严峻，但电力基础设施改造升级的进度仍比较缓慢，变压器扩容排队时间长，工商业储能可以及时解决问题。
对于欧洲市场来说，在解决区域电力平衡的问题上，工商业储能是户储的重要补充和部分替代。由于户储产品较为成熟，目前海外市场存在不少把户储产品用于小型工商业场景的情况，但户储用于工商储场景并不具备成本优势，未来两年，海外工商业储能市场将会回归到真正的工商业储能产品。
工商业储能十大难点亟需解决
在工商业储能市场规模突飞猛进的同时，潜藏的市场问题也逐渐暴露出来，其存在的经济性、安全性与政策变量等多重因素，始终在掣肘产业的健康可持续发展，目前，工商业储能面临的十大难点问题亟需解决。
一、分时电价政策转向的不确定性。由于国内工商储盈利主要来自于分时电价下的峰谷套利，而分时电价的机制往往是由宏观政策制定，但政策的转向是终端电力用户不可预知的，这也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。从工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。目前，储能并不存在一种类似于分布式光伏的确定性的盈利模式，来计算长期收益率。
二、监管政策和投资收益的不确定性，电站建设成本无法计量。因为偶有事故的发生，无论是电网还是政府部门，不断对储能电站的验收标准提出新的要求。国家级相关部门正酝酿储能电站的消防安全隐患排查，由于业主对储能的安全性较为担心，很难下定决心投资储能。同时也会让投资方持币观望，究竟要建成什么样的电站才符合标准？索性就继续观望。
三、工商业用户的用电规律存在较大的不确定性。用户负荷的不确定性，无论是负荷的增加、负荷的减少、用户负荷曲线的峰谷时段变化，都与储能的收益率密切相关，这都无法通过锁定合约时段和价格去规避风险。
四、工商储机柜并未经过长时间运行验证。不同于大储和户储，当下在市场内流通的工商储机柜从出生至今，多数没有超过三年，没有经过大量装机和长时间的运行验证，其故障率仍是一个行业内避而不谈的未知数。
五、电芯的循环次数不等于系统的循环次数，暗中存在着巨大隐患。例如电芯厂家会说我们要求恒温运行25°，没有达到的话后续责任不好划分。可现实情况很难做到始终保持恒温运行25°，运行平台能否做到把每一次的充放电都记录下来，能不能检测到每个电芯。
六、储能资产很难流通交易。在工商业储能领域真金白银的资方并不多，不少投资方是通过“收路条-建电站-卖电站”的模式实现资金周转的，但是现在这条路还没走通，储能资产不像光伏一样可以很好的流通交易。
七、非技术成本不断推高。当下不断出现的储能项目安全事件，正在导致各地方对储能项目施工建设要求的不断收紧，从而衍生出项目建设的非技术成本不断被推高的现象，比如说额外的消防设施、额外的站房设置等，各种非技术成本的叠加甚至直接增高项目成本2毛每Wh。而目前的工商储项目投资测算中往往忽略了各种非技术成本，在项目的具体执行中容易导致成本“失控”。
八、居间乱、设备乱，让业主盲目上储能。随着工商业储能市场活跃度明显提升，各路“神仙”也蜂拥而至，导致居间费用层层加码，而且严重耽误项目落地效率。一些不专业的设备商/投资商为了卖设备/上项目，让业主盲目上储能，有些方案使得储能柜在充电时突破了企业需量上限，峰谷套利省的钱还没有要交的需量电费多。
九、收资难也是一大问题。据了解，工商业储能项目完整的资料需求超50项，涉及土地产权、管网基建、电力设施、历史用电、政策补贴等多个维度，线下管理极易发生缺漏。同时，项目涉及多轮收资与分析测算，线下管理项目资料形成信息孤岛，导致信息不透明、传递时延长、进度管理难度大。此外，各企业清单内容标准不一，导致收资清单不明、标准不清、版本混杂。
十、工商储配光伏的收益无法支撑大规模应用。工商业的应用场景往往是白天的用电负荷大，光伏在白天的发电基本被自发自用掉了，配套个储能机柜将多余的光伏发电存起来的逻辑显得有些牵强。而工商储配光伏的逻辑显然是更能说得通，但当下工商业储能存在最主要还是因为峰谷价差，配光伏去走光伏度电成本低于市电的逻辑并不是出发点，整个模式的收益也无法支撑工商业储能的大规模应用。
工商业储能十大发展趋势
工商业储能的爆发与用电需求、政策刺激以及盈利的商业模式密不可分。尽管工商业储能市场正处于从0到1的阶段，市场格局尚未成熟，但随着政策的稳定性以及盈利模式的逐步清晰，工商业储能将成为储能行业的一个重要增长点，未来几年的十大发展趋势也渐渐明朗。
一、工商储赛道要求越来越严，将逐步抬高行业门槛。据统计，当前国内工商业储能企业超过300家，多数分布在华东和华南区域，以锂电池/3S企业/集成企业为主，同时跨界者众多，给这个赛道的原有格局带来了巨大冲击。另一方面，工商储赛道要求越来越严，随着专业化集成商的出现和发展，将逐步抬高行业门槛。一些地区或将持续加码安全要求，这也对企业品牌、技术提出了更高的要求。
二、工商储市场从卷价格加速向卷服务、卷方案转变。与大规模储能市场不同，工商业储能市场是逐步开发出来的，而不是预先规划的。由于工商业用户较为分散，且不了解储能的潜在收益，因此需要有厂家去开发项目，并与之沟通储能的收益空间。未来几年，工商储市场将会持续提升软件服务和整体解决方案能力。
三、工商储投建模式有望加快切入业主自投模式。在当前工商储运用场景中，峰谷套利是主要“玩法”，EMC模式为主要的投建模式。需量管理、电力现货交易对于储能运营商的要求较高，需要结合企业用电负荷、光伏出力等做出短期负荷预测，通过预测的企业负荷情况控制企业储能设备的充放策略，甚至要构建起一个小型微电网系统，储能作为调节源，让整个企业的用电负荷曲线更加平滑。随着业界对需量管理、电力现货交易等重视，未来，工商业储能核心竞争力将从渠道、价格等向软件、服务等转变，而投建模式有望加快切入业主自投模式。
四、工商储设备10年使用寿命是标配，15年将是加分项。从工商业储能设备来看，目前10年以上使用寿命的工商储设备已经成为标配。业界人士表示，10年使用寿命是工商储设备的“标配”，且承诺使用年限越长产品竞争力越大，15年使用寿命将是加分项。
五、风险和痛点倒逼“差异化竞争力”快速涌现。尽管高速增长成为2024工商储赛道的一致“预判”。但业内人士认为，工商储赛道存在分时时段、电力市场改革等风险，工商储设备存在硬件方案大同小异的核心痛点。在高度内卷的环境下，如何走出差异化路线成为工商储赛道的核心竞争力。
六、工商储的经济性会继续提升。当前，国内已有近30个省/市制定了需求响应相关政策，各地用户侧专项补贴政策全面出台，进一步提升工商业储能的经济性。专项补贴形式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主；补贴方向以鼓励用户侧储能在分布式光储、工业园区、数据中心、光储充/源网荷储一体化等多场景应用为主。其中，浙江、广东、江苏、安徽、重庆等省份地区政策出台密集，浙江温州、江苏溧阳、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。未来几年，工商业储能收益仍会进一步提升。
七、虚拟电厂将成为工商业储能破局的关键。虚拟电厂可通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷等多种分布式资源的聚合和协同优化，其电力管理协调作用的有效发挥需要高质量的储能系统参与协作，这也将成为工商业储能是否能成功破局的关键。
八、存量光伏工商业的储能渗透率将逐渐提升。根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。其中在存量光伏工商业中，储能渗透率会逐渐提升，2025年全球存量的工商业光伏配套储能装机容量可达12.29GWh。
九、因地制宜的产品多样化。户用储能、工商业储能等领域的细分应用场景，正在基于不同的需求逻辑和应用变化，为储能系统集成企业孕育出更多细分领域生机。因此，根据不同应用市场的发展情况及细分赛道实际需求，“因地制宜”地制定多样化的产品方案策略，将成为工商业储能的未来发展趋势。
十、工商业储能更需要智慧运维。从运营角度来看，工商业储能运营的痛点是要控费，把成本、预期值做有效比对，安装储能系统后，若不对需量进行主动跟踪和储能充电算法控制，用户月度最大需量值增加，则用户缴纳的基本电费将增加。一个正常运营的工商业储能系统并非独立存在，而是与用户微电网系统紧密耦合，还要与分布式光伏、用电负荷等各类电力元件相融合，并根据内部负荷曲线和外部价格曲线实现最优化套利。未来这种差异化还将更多地表现为软件与数字化、智能化层面的差异化，而工商业储能设备的智能化、后续运维的数智化已经成为必然趋势。
