中国储能网讯：万亿元级储能赛道风再起！2023年，工商业储能投资经济性逐渐显现。

2023年是工商业储能“元年”。“未来三年将进入全面储能大时代,即全球储能、全业储能、全户储能,储能将以前所未有的规模、增速、覆盖面在全球范围铺开。”今年以来，储能赛道市场关注度持续升温，多地政府及企业加速布局储能产业。

当前分时电价机制下，浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等多省市可满足工商业储能每天两充两放。满足两充两放的分时电价一般在每天设置了两个高峰段，且两高峰段间存在电价差，可在谷时或平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现两充两放。

在峰谷价差不断增大的趋势下，越来越多省份的工商业储能具备了较强经济性。工商业储能在工业园区等场景的规模化应用，利用峰谷电价差降低用电成本等，正在成为2023年国内储能巨大的增量市场。

新电价后除了峰谷价差不断拉大的分时电价政策外，工商业用户并网也成为可能。

从政策和市场角度而言，2023年将出现国内工商业储能的重要发展契机。目前，巅峰储能正谋准国内工商业储能市场，进行产品和市场的布局。在政策和市场的推动下，储能产业行至爆发前夜，巅峰储能对2023年的储能市场保持乐观，结合各国储能应用发展及客户需求测算，预计今年整个储能行业出货量将超过200GWh。

工商业储能三个巅峰展望。通过上述综合分析，巅峰储能认为工商业储能将有三个主要发展趋势：

1、2023年将成为从0到1 的关键年。

越来越多业界人士认为，2023年将是国内工商业储能元年，有望迎来0-1的爆发。

第一，全国各地工商业储能政策变化很明显，峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多。部分地区分时电价每天设置两个高峰段，实现每天两充两放，工商业储能经济性加强。

具体可表现为：1)分时电价下，峰谷价差明显，回本年限大大缩短；2）两部制电价下，配置工商业储能可以减少容量电价;3)部分省份可实现2充2放，越来越多省份工商业储能逐步具备较高经济性;4)辅助服务、补贴、隔墙售电政策出台，赋能工商业储能发展;5)限电背景下，工商业储能成为备电手段。

第二，碳酸锂等原材料大幅下降，储能系统整体成本随之降低。据高工储能追踪看来，自2022年底短短3个多月以来，电池级碳酸锂已经下降至35万元/吨左右，相较去年最高峰几近“腰斩”。电池储能系统整体成本降大大降低。

第三，新型储能等逐渐上升为国家重要新型产业，除了电网侧的如火如荼外，零碳园区等的打造将为工商业园区起到良好的示范作用；而高耗能企业一直是高电价重要承担者，配置储能或将成为其“节源”或“能源转型”的重要方式。

2、零碳园区是工商业储能重要切入口。

自2020年以来，全国各地开始推进近零碳排放示范区、低碳城、低碳园区、低碳社区等的建设，包括储能系统等一系列绿色组合拳是零碳园区的“标配”。

据巅峰储能了解，零碳园区强调园区的低碳化、数字化、智慧化转型发展，更加关注综合能源规划技术支撑零碳园区建设。

以深圳国际低碳城为例， 配置了1.1MW光伏、2MWh储能和综合智慧园区管理系统，每年将生产127万度绿电，减少碳排放606吨，园区用电基本实现自发自用。

这样的园区在全国各地方兴未艾。去年底，科技部印发《“十四五”国家高新技术产业开发区发展规划》，鼓励国家高新区谋划建设低碳产业专业园，支持园区推进产业绿色低碳转型。

包括北京金风科技亦庄智慧园区、闽台（福州）蓝色经济产业园、鄂尔多斯零碳产业园、青岛科创蓝碳减排零碳金融科技园区、海口江东零碳新城等数十个零碳或近零碳产业园区正在建设。

其中无锡计划在2025年底前，引进零碳领域科技企业1000家以上；深圳福田正在整合18个示范性强、带动面广、关联度高的零碳项目。

巅峰储能分析认为，零碳园区或将成为工商业储能打开的第一个量化市场。

3、磷酸铁锂、液流电池等在工商业领域形成“竞争”。

当前基于工商业场景多样性，工商业储能产品采用模块化设计，实现灵活部署、平滑扩容，同时支持多机并联，能为客户提供定制化的储能系统方案，满足市场差异化需求。

巅峰储能分析，伴随行业推进至纵深，LFP电池、液流电池系统均有机会入局工商业园区、数据中心、光储充电站等各类工商业场景，可满足工商业用户对于负荷跟踪、容量时移、削峰填谷、电力扩容、应急备电、并网收益等功能的需求。

一方面，将会出现部分使用场景，要求工商业储能系统结构相对简单。包括电池系统+BMS、逆变器PCS、能量管理系统EMS、变压器，机架，连接线缆、汇流柜、防雷及接地系统、监控及报警系统等，系统均进行模块化、智能化设计，系统电压、容量灵活配置。

另一方面，在工商业领域或将出现长时、高安全等“高端”需求。巅峰储能指出，未来国内新型储能将由“十四五”的2~4小时逐步延长至6~8小时。那么长时、高安全等工商业使用场景也将成为一种趋势。液流电池等能满足中长时储能的储能方式或将进一步受重视。

图片在光伏硅料价格及碳酸锂价格下跌趋势中，储能赛道或成为最大受益群体。有熟悉储能产业的人士表示，2023年储能产业高增长非常确定。行业热度的提升将推动产业资本加大投资力度，储能市场竞争格局或将更为激烈。

据GGII项目库显示，2023年Q1公开的储能中标项目达46个，包括EPC总包、储能系统集成等项目，总容量达8.514GWh。值得一提的是，2023年Q1已经超过去年上半年总量(约为7GWh)。从Q1中标项目组成来看，共有17个独立储能项目、18个可再生能源并网项目及少量电网侧、用户侧项目和其他，其中17个独立储能项目容量已经达5.046GWh，已然成为2023年中标项目主流。

有业内人士指出，由于光伏发电具有间歇性、波动性，需要储能来“削峰填谷”。随着原材料价格的走低，让市场对于2023年储能行业的增长有了更高的期待。根据巅峰统计，2023年一季度国内共计有94个储能项目有了实际进展，进入并网/投运、在建、完成EPC/储能设备采购等实施阶段，总计规模达14.64GWh，其中并网项目达到2.4GWh，是近年来并网/投运规模最大的一个季度。

有业内从事储能系统集成企业人士表示，今年以来储能的市场行情的确比较好，各家订单都比较充足，生产节奏明显加快。该名业内人士还指出，硅料价格下降带动光伏组件价格步入下行通道，由此带动光伏装机量提升，由于光伏项目必须配套储能，加之储能电池主要原材料碳酸锂价格回落降低了电池成本，从而刺激了储能应用端需求大幅提升。

就目前来看，据生意社数据显示，截至4月末，电池级碳酸锂较前一日下跌61.17%至19.4万元/吨，当前似乎还未能有触底反弹之势，若未来碳酸锂价格持续下降，储能企业的成本也将继续降低。

此外，根据EIA统计，2023年3-12月计划并网的公用事业规模光伏、储能项目分别为25.8、8.8GW，同比增长170%、122%。

巅峰储能认为，未来碳酸锂价格还可能继续下探。成本刺激下，今年新增储能装机有望翻番。据巅峰了解，目前各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格还在下跌，未来储能项目的投资回收期有望进一步缩短。机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8%。巅峰认为，2023年有望成为工商业储能的爆发“元年”。

在构建新型电力系统过程中，储能的重要作用逐步凸显，可以说是新型电力系统各环节的蓄水池、压舱石。根据应用场景划分，用户侧储能展示出巨大的潜力，其中又以工商业储能最为突出，行业普遍认为2023年是我国工商业储能爆发元年，下面来看工商业储能的8种盈利渠道解析。

峰谷套利

最基础的收益：用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。

新能源消纳

目前，工商业储能市场中光伏+储能的应用比例不断提高。苏州、珠海等地区已经提出了关于分布式光伏+储能的补贴鼓励政策。

为什么政府要鼓励？光伏发电具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出工商业也会用户所需电量时，多余的电以较低价格送入电网。当发电量不足以覆盖用户所需电力时，用户不得不向电网购买电能作为补充。

因此，在仅配备光伏发电的情况下，工商业用户的用电成本并没有得到最大化的降低。而配置储能系统后，光伏电量将优先存在储能系统中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化。

配电增容

因为生产能力需求的扩大，原申请使用的用电容量（通常按照变压器的容量来计算，单位为KVA）已经不能满足生产经营需要，必须在原有的基础上申请增加容量。

当工商业用户原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。

容量管理

国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，即工商业用户的电费包括基本电价与电度电价两个部分。其中， 基本电价又称容量电价，按照电力用户的变压器容量（kV·A）以及最大需量（kW）进行计算，为每个月固定的费用，电度电价则根据用户的实际用电量进行计算。

工商业用户可以利用储能系统在用户的用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，起到降低容量电价的作用。

基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。

需求侧响应

电力需求响应，简单来说就是企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。

以广东省印发《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》的通知，广东对用户侧储能给出鼓励价可到3.5元/kWh，电力用户可做到生产、补贴两不误！按照广东省往年历史数据推导得出一年响应需求约60次左右，投资回收期可缩短一年。

电力辅助服务

需求响应是利用政府资金或电网营销费用，辅助服务是参与发电侧市场交易，资金来源不同。

电力现货交易

电是一种能源，也是一种商品，既然是商品自然可以在市场中进行自由交易。现货是指已经生产出来的、可以“一手交钱一手交货”的商品。如果硬要用这个标准来衡量，除蓄电池外，电力商品可以说没有“现货”。在电力市场中，电力生产商拥有的电厂已经建成并接入电网，具备了发电的全部条件。此时的电厂实际上相当于一个“产品库”，存放着拟出售的电力商品。

不同类型电厂生产的商品也有明显的“品质”差异，比如：“生产原料”的碳含量不同、生产成本不同、不同时间段的产量不同、输送的距离不同等（这些差异与电能在物理功能上的同质化并不矛盾），消费者可根据自己的需求购买不同厂家的商品。显然，这种可供消费者挑选的电力商品就是电力市场中的现货。

因此，电力现货可定义为：已建成并接入电网、具备发电条件的电厂可预期的供给用户的电力电量（电能）。

谁来买卖？谁来组织交易？

用电行为画像

高耗能企业:电价敏感度高，负荷昼夜差大

都卖啥？

一般有电能量、发电容量、电力辅助服务和输电权等商品。

如何交易？

双边协商交易：订牛奶，按月结算。这种交易的方式属于“双边协商”。

集中竞价，在交易平台上，买卖双方分别报量报价，交易平台按照市场规则匹配成交，这就是集中竞价交易。

挂牌交易买卖双方，一方在交易平台上发布卖方信息，另一方下单成交，类似于某宝、某东，可以随时买卖，这就是挂牌交易。

在零售市场中，有固定回报模式、市场联动模式、固定回报+市场联动模式、固定价格模式等交易方式。

日前市场;现货市场中的主要交易平台，以一天作为时间提前量组织市场，形成与系统运行情况相适应的、可执行的交易计划。

日内市场∶为市场主体提供在日前市场关闭后对其发用电计划进行微调的交易平台，以应对日内的各种预测偏差及非计划状况。

实时市场∶在小时前组织实施，接近系统实时运行情况，真实反映系统超短期的资源稀缺程度与阻塞程度，形成与系统实际运行切合度高的发用电计划。

怎么算价钱？

我国电力现货市场构成

省间市场与省内市场的衔接

电力现货市场出清

市场上价格有充分的弹性，价格机制的自我调节能够让市场自发实现供求均衡，即市场出清的状态。电能生产和消费必须符合社会发展需求，使得电力市场出清必须在统一的机制框架下，借助科学的技术手段来达成。

建设电力现货市场好处

广东——省能源局近日发布关于公开征求《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案》（征求意见稿）意见的通告，提出，建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系。

山西——国网系统启动试运行最早、运行时间最长、市场主体参与数量最多。山西现货市场的交易时间尺度为日前、日内和实时；交易标的为电力交易，通过分时竞价形成实际执行的交割电力曲线；交易价格为分时价格，每15分钟或每小时的电价均随电力供需形势的变化而变化；组织方式为一次申报，两次结算。火电企业报量报价，新能源企业和售电公司报量不报价。日前市场形成开机组合、机组发电计划曲线和日前分时电价，实时市场依据超短期负荷预测，在日前发电计划的基础上，调节省内发用电偏差，形成实时分时电价。

山东——向“主体多元、竞争有序”的目标推进。作为首批八个电力现货市场建设试点地区之一，按照“统一市场、两级运作”的总体框架要求，在省间，以中长期交易为主，以现货交易为补充，充分挖掘省间通道潜力，促进清洁能源消纳；在省内，以省间交易结果为边界，通过现货交易优化配置资源、确保电力供需平衡，通过中长期交易规避现货价格波动风险，以“批发+零售”市场模式实现发用两侧各类市场成员的紧密衔接，向着建设“主体多元、竞争有序”的山东电力市场体系的目标不断前进。

甘肃——新能源高占比，省内发电全为优先发电。是典型的新能源高占比送端电网，呈现两大显著特征：新能源高占比特征明显、省内发电全为优先发电。电力现货市场在日前、实时以发电侧单边、全电量集中竞价的方式开展，新能源可以直接参与省内现货市场交易。目前采用分区电价机制，电价分区包括河西和河东两个区域，以分区内最高的节点电价作为发电出清结算电价。现货市场目前在发电侧装机过剩与新能源高占比的背景下，现货市场上火电机组不再一味地降价抢量，而是充分利用上限规定做价格申报的策略者，火电机组价格申报表现得更加趋于理性与稳健、主动和成熟。

储能各地补贴

近年来，储能产业利好政策不断，各地方纷纷发力储能补贴，促进储能发展。据不完全统计，截至目前，已有包括北京、天津、河北、山西、内蒙古、浙江、安徽、江苏、广东、四川、重庆、云南、湖南、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆在内的全国多个省市出台了具体的储能补贴政策，从补贴政策出台的密度来看，浙江、安徽、江苏、广东全国领先。

当前，制约储能行业发展的瓶颈依然是成本。虽然储能技术趋于成熟，主要材料价格一定程度上稳定，但目前储能盈利模式、行业标准等还不明确，储能收益率缺乏实践检验，根据发展情况来看，还需要加大储能补贴来激励投资、促进行业发展。过高的成本不利于行业发展，因此补贴政策必不可少。