工商業用戶是我國電力消耗的主力。根據國家統計局數據，2022年全國工業用電量5600TWh，占全社會用電量的64.8%。

　　在“雙碳”目標下，工商業儲能利好政策層出不窮，掀起工商業用戶配儲熱潮。據高工產業研究院(ggii)預測，2023年工商業儲能出貨量將達8gwh。

　　不同于海外市場，我國工商業儲能行業的的驅動因素較為復雜，主要是以政策為核心，通過不斷豐富工商業儲能的盈利方式使其具備經濟性。

　　工商業儲能的應用場景可分為單獨配置儲能、光儲(充)一體化以及微電網儲能，不同工商業場景的考量因素也有所差別。具體來看，我國工商業儲能的驅動因素可以歸結為四大方面。

　　拉閘限電頻發，用電保障需求凸顯

　　從世界范圍來看，我國電力供應整體穩定度高。然而，在能耗雙控、動力煤價格高漲、特殊氣候等原因影響下，2021年、2022年，我國不少地區對工業企業實行拉閘限電，包括遼寧、山東、廣東、上海、浙江、江蘇、湖南、陜西、青海、廣西、云南、四川、內蒙古等地區。

　　尤其是鋼鐵、建材、化工、紡織等高能耗行業受拉閘限電政策影響較大，導致企業減產、收入大幅下滑。

　　據悉，今年上半年，我國經濟活躍度提升，加上夏季高溫天氣來得早、范圍大，帶動全國用電需求快速增長，全國日發電量和用電負荷持續攀升，屢創歷史新高，最高值分別達到301.71億千瓦時和13.39億千瓦，能源電力安全保供的復雜、艱巨程度明顯加大。不過，煤炭供應水平較高起到了兜底保供作用，今年缺電情況較去年而言相對樂觀。

　　電力規劃設計總院發布《中國電力發展報告2023》顯示，預計2024年至2025年，全國電力供應保障壓力仍然較大。極端氣候顯著推高電力負荷，結合當前電源、電網工程投產進度，預計2024年電力供需緊張地區增至14個。

　　基于保障用電安全的迫切需求，配置工商業儲能成為企業應急備電、降低能源開支的重要方法。工商業儲能可保障短時用電需求，但對于不少地區的限電時間為15天/21天甚至更長，工商業分布式光伏配儲成為優選方案。數據顯示，2023年上半年我國新增工商業光伏19.44GW，同增81%。

　　峰谷價差拉大，正午谷電、綠證核發提升分布式光伏配儲經濟性

　　2021年7月26日，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，其中提到，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1;其他地方原則上不低于3:1;尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%;合理設置季節性峰谷電價價差。

　　此外，該通知還提到，鼓勵工商業用戶通過配置儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時段用電負荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本。

　　此后，各地分時電價機制不斷完善，峰谷價差拉大。數據顯示，2022年全國31個省市/地區的總體平均最大峰谷價差為0.7元/kWh，有16個省市超過平均值，而0.7元/kWh也正是工商業儲能實現經濟性的門檻價差。

　　2023年8月，最大峰谷價差超過0.7元/kwh的省市有22個，上海市最大峰谷價差達1.9元/kWh排在首位，各省市地區平均最大峰谷價差為0.757元/kWh。

　　目前，峰谷價差套利是我國工商業儲能的主要收入來源，隨著峰谷價差逐漸拉大，工商業儲能的經濟性得到提升。

　　今年以來，有青海、寧夏、甘肅、山東、蒙西、新疆、河北、浙江、山西、遼寧等10個地區出臺了部分月份中午執行谷段電價政策。這意味著，這些地區工商業儲能兩充兩放可獲得更大收益。

　　其中，青海、寧夏、甘肅的谷段電價長達8小時，用電高峰與光伏發電高峰時間基本一致。在此情況下，單獨分布式光伏的經濟性一定程度上被削弱。除了多地政策要求分布式光伏按照裝機容量的8%-30%配儲之外，正午谷電政策也將推動分布式光伏配儲需求增長。

　　此外，今年8月三部門聯合發布的《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》將分布式光伏發電納入綠證核發范圍，綠證可為風電、光伏項目帶來約0.03-0.05元/度的額外收益，后續綠證交易市場活躍后相關電量有望額外獲得環境溢價，一定程度上幫助提升了分布式光伏配置意愿。

　　盈利渠道多樣化，隔墻售電有望加速落地

　　當前，工商業儲能直接補貼政策在全國12省市“遍地開花”。其中，浙江省、廣東省、江蘇省、安徽省出臺的工商業儲能補貼政策較多。浙江省補貼政策涵蓋多個市縣;廣東省主要集中在珠三角地區;江蘇省主要在蘇州工業園區、無錫高新區、常州市;安徽省主要在合肥市、蕪湖市、蚌埠市。

　　各地工商業儲能直接補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主。溫州市用戶側儲能放電補貼額度最高，達0.8元/kWh;浙江省蕭山區一次性容量補貼達300元/kW;廣州政府發布的投資補貼標準最高，達到產業化費用的30%，額度最高達1000萬元。

　　盈利渠道的拓寬是工商業儲能發展的重要推動力。除了直接補貼政策，各地工商業儲能產業扶持政策還包括工商業儲能參與需求側響應、需量管理、輔助服務等獎勵或補償政策。

　　值得注意的是，輸配電價改革有助于“隔墻售電”政策進一步落地。隔墻售電指的是分布式能源可以直接通過配電網將電能銷售給周邊用戶，而不需要先低價賣給電網，再由用戶從電網高價購買。

　　2017年10月，《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》提出組織分布式發電市場化交易試點，標志著隔墻售電正式開啟，但過網費機制的爭議成為隔墻售電推行緩慢的重要原因。

　　2023年5月15日，國家發展改革委印發《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，是2015年以來的第三次輸配電價改革，首次實現工商業同價全覆蓋，兩部制電價執行范圍擴大，允許按照電壓等級核定容需量電費。因此，工商業用戶安裝分布式光伏配儲系統能夠同時降低基本電費和電量電費。

　　隨著江蘇、浙江率先破局明確過網費標準，寧夏、廣東也先后出臺政策積極推行隔墻售電。隔墻售電的進一步推行將拓寬工商業光伏儲能業主或運營商的盈利空間。此外，隨著虛擬電廠及電力現貨市場建設的不斷探索，現貨交易有望成為工商業儲能的遠期盈利增長點。

　　初始投資成本下降，長時儲能縮短投資回報周期

　　電池是儲能系統的第一大成本，占比約為60%，而碳酸鋰是關鍵正極材料，約占儲能電芯成本的30%-40%。今年以來，碳酸鋰價格一路下行，近期再創年內價格新低，數據顯示，2023年9月末，碳酸鋰價格已跌破17萬元/噸大關，已較去年11月最高點下降約40萬元/噸，降幅約70%。

　　按照單GWh電池的碳酸鋰需求量約為600噸計算，碳酸鋰每噸價格下降10萬元，電芯成本將下降約0.06元/Wh，換言之，目前儲能電芯成本較去年11月下降了約0.24元/Wh。

　　隨著上游原材料價格下降，儲能電芯成本顯著下降，加上產能大規模釋放導致競爭加劇，儲能系統加權平均報價從今年1月的1.66元/Wh下降至9月的1.051元/Wh，下降了約0.6元/Wh。

　　由于上游原材料價格傳導至終端存在一定滯后性，未來短期內儲能系統價格仍將保持下行態勢。對于業主或投資方而言，工商業儲能較高的初始投資成本往往使其“望而卻步”，而降低工商業儲能初始投資成本能夠直接促進業主或投資方提高配置意愿。

　　長時儲能技術將助力工商業儲能項目攤薄總成本。根據目前各省市的峰谷電價機制，峰時持續時間基本超過4小時，儲能時長的增加將顯著擴大峰谷價差套利空間，工商業儲能的投資回報周期將有效縮短。