要点（文末有彩蛋）
1、国内工商业储能发展历程及现状
发展开端：2021年开始，受分布式光伏及风光配储影响，储能市场高增长，工商业储能在用电负荷侧有发展机会。
峰谷套利模式：国内峰谷套利有两充两放、一充一放、多充多放三种表现，2010年到现在以两充两放为主，在价差高且可实现两次充放的地区有较大发展，如浙江。
2022年发展情况：2022年遭遇涨价潮，峰谷价差高且市场初期，工商业用户侧储能造价高但增长迅速，以浙江为主，江苏、广东为辅。
2、工商业储能盈利模式及变化
盈利模式单一：目前工商业储能盈利模式主要为峰谷套利，商业模式为业主自己投资或第三方做能源管理，收益与业主分成。
2022年情况：2022年峰谷价差高但造价也高，分成比例在90%对10%到80%对20%不等，回本周期在五年甚至以内。
2023年至2024年情况：2023年3、4月开始储能价格急速降价，市场参与者增多导致内卷，分成比例下降，居间方成为唯一赚钱方，投资方等利润减少。
3、工商业储能投资现状及风险
投资现状：2024年四季度开始，工商业储能投资方趋于谨慎，大型正规企业关注国企、央企、上市公司等投资标的，小散项目不在其视野内。
项目规模比例：小单体项目占据80%到90%，大单体项目竞争激烈，如钢厂、化工厂等高耗能企业的储能项目。
投资风险：小散项目收益确定性和业主信用较差，私营企业风险承担能力有限，追求短回本周期，压缩EPC成本，尤其设备价格，导致投资风险增加。
电力市场化影响：电力市场化使电价不稳定，峰谷价差变小概率大，投资收益不确定性增加，投资方需更谨慎，压缩风险敞口。
4、未来工商业储能发展趋势
行业竞争与洗牌：工商业储能竞争激烈，真正的大竞争大洗牌可能在2025年开始，2026年以后定型，确定设备、系统设计方案、设备选型、项目收益率容量及风险控制等成熟方法论和规则。
企业脱颖而出的关键：具备核心技术的企业将胜出，如电芯厂能解决一致性、安全稳定性问题，走向大容量电芯；运营方面，系统足够智能以匹配未来工商业储能更多盈利模式。
电芯：容量向大容量发展，如从280、310走向587、688甚至更高，需解决一致性、安全稳定性等问题，目前大容量电芯安全性等方面与310主力电芯尚有差距。
PCS厂：模块化和组串式发展，颗粒度变小，以实现更多初级甚至模组级管理。
BMS：目前市场红海，收益毛利率不高，未来若能实现电池智能管理且运用AI，可能出现优秀企业，部分工商业系统集成商自研BMS，其商业模式决定是否外卖。
EMS：重要且核心的能力研发，未来工商业用户侧储能目标是综合能源管控，EMS需对电力市场及台区以下电网配网有深入了解，可能存在生态联合。
2024年：工商业储能总装机预计在7到8个吉瓦时。
2025年：竞争激烈，新玩家进场，装机增长率预计在百分之六七十以上。
2026年：上半年预期完成行业洗牌和出清，跑出前10到20家主力厂商，包括系统集成商、关键部件厂商及以工商业储能或其衍生综合能源投资为主业的甲方企业，电力央企在开发、投资运营等方面能力或弱于民营企业。
5、工商业储能与其他领域结合
华东、华南地区：新能源与算力结合多为交流耦合，理论上新能源波动对IDC无技术风险，分布式光伏可节省部分电费，更多IDC与专业分布式光伏投资方合作利润分成或电价打折；工商业储能对华东、华南发达地区IDC的峰谷套利机会不大，因IDC用电稳定，变压器基本电费按需计费，留给储能充电的余量小，投资价值低。
大西部等地区：在风光资源丰富的大西北、大东北等地，可建设源网荷储（现称智能微电网），储能可将白天光伏余电或风电晚上多余电量存储，在高峰电价时放出，实现能量转移，增加算力中心绿电比例。
与光伏结合：光储结合是必然趋势，分布式光伏自发自用可靠性降低，存在负电价情况，储能可使电不被绑架式卖出，未来分布式光伏发展需带储能，储能可能成为刚需，根据负荷曲线确定配储比例。
负荷与出力曲线拟合：目前收益率并非最大成就，储能是为未来发展，考虑市场变化后的处置能力，不被市场化绑架。从技术难度看，配网台区的调度难度相对较低，主要在于出力和负荷预测准确性，目前风光功率预测较准，难点在负荷预测，未来工商业储能可能走向台区储。
6、国内外工商业储能对比
欧美情况：欧美工商储占比小，原因包括国外电网不如中国坚强，大储需求刚性；电价问题导致户储刚需，户储和大储发展使C&I领域缩小；欧美电力市场成熟，虚拟电厂VPP回本快，工商业设备需求大。
国内情况：国内市场刚起步，电力市场不成熟，峰谷价差理论上往下走，大家对工商业储能不确定性预判多，VPP目前还是概念，国内工商业储能目前主要是峰谷套利。
7、工商业储能相关问题
投资回报率问题：2022年底及2023年电池和PCS价格贵时仍有人投资工商业储能，2024年价格下降但大家投资不猛，原因是利润被居间方和业主拿走，分成比例下滑，留给投资方、EPC和设备的利润减少。
光储充：光储充是高增长细分方向，来自充电桩运营企业算总账，储能可实现动态增容、增加功率，通过储能盈利在充电端价格战中具优势。
光储柴微网：在离网和弱网区域，光储结合高比例替代柴油发电，收益率高，目前商业模式多为业主自投，未来可能有第三方投资做EMC。
钠电接受度：钠电目前竞争力不足，价格不低，寿命短，低温性能不确定，除两轮三轮车外，未来可能在低端储能市场有一定应用，钠锂混合技术有望解决锂电SOC标定精度问题。
存量工商储电站运营情况：部分存量工商储电站运营情况不佳，收益低于预期，占比较大，原因包括从业者不守规矩、PCS充放功率存在误差、定容依据的历史数据与现实有差异、系统可用性和稳定性问题及电价差变化等，实际充放次数可能只能做到1.5次，系统效率介于85%到88%之间，DOD在90%到95%之间。
海外工商储需求及国内电价影响：2025年海外工商储需求预计高速发展，国内工商业储能市场因投资方对收益确定性存疑而暂时冷静，但成本下降后市场会调整并高速发展，单纯工商业储能盈利模式单薄，综合能源整体投资是大发展方向。
液冷技术：储能液冷与服务器液冷不同，储能液冷是普通液冷板加纯水和乙二醇，技术含量相对较低，成本诉求较高，为低端市场；服务器液冷使用氟化液等，成本高、利润高、风险大，为高端市场。未来IDC可能为降本向储能液冷形式发展。
数据中心备用能源：锂电储能虽不能完全替代柴发（因政策限制，柴发用于验收），但在能源使用成本、响应速度、污染和噪音方面优于柴发，未来数据中心可能高比例采用锂电储能作为备电，接一些一级负荷，实现黑启动等功能。
Q&A
Q：从一线经验来看，数据中心对新能源的需求对于工商业来说是否开始放量，未来用电需求大且对电力稳定性要求高的数据中心会以何种形式与清洁能源结合？
A：现在更多的新能源和算力的结合中间要横跨电网，并非直供电，理论上是交流耦合，只要电网强大稳定，新能源的波动性在技术上没有风险。例如在IDC屋顶做分布式光伏，可自发自用，余电上网。更多的IDC会与专业的分布式光伏投资方结合，进行利润分成或电价打折。对于工商业储能对IDC的赋能，在华东、华南发达地区，因IDC用电稳定，变压器按需计费，余量留给储能充电的空间小，适合充放电的储能容量小，投资价值不大；而在风光资源丰富的大西部，如大西北、大东北等地，可能会形成风光储加算力中心的新型智能微电网，储能可起到能量转移的功能，增加算力中心的绿电比例，但此时储能是智能微电网里的一个角色，而非单纯的工商储。
Q：在工商业储能项目中，变压器容量以及项目配备冗余导致充放电次数和充放电量无法保障的问题，行业目前是如何解决的？另外，在过去两年爆发式增长后，今年投资商有所收缩，明年高增长的增速能否保持？
A：目前第一波在浙江比较头铁的投资方和一些系统集成商已阶段性退场。因为储能与光伏、风电不同，储能是生产关系，产能利用率低时没必要做大规模投资，属于投资浪费。解决方法是经历内卷后，大家恢复理性，进行专业且客观的投资，需要准确核定容量，收集相关电费单和负荷曲线等数据，用公司方法论科学定容，以保证产能利用率和收益稳定。现在最大的风险来自电力市场化，工商业储能投资方和售电公司紧密捆绑会成为25年下半年开始的主流商业模式。关于明年增速能否保持，未明确提及。
Q：工商业储能是否会往光伏加储能的一体化商业模式演进？
A：有很大概率。因为分布式光伏自发自用存在电价不固定问题，如山东市场化套餐中午可能出现负电价，光储结合是必然趋势。未来中国分布式光伏若保持较好增长斜率发展，肯定要带着储能，储能可能会成为刚需，企业会根据自身负荷曲线确定配储比例。
Q：对于光伏配储能及智能微电网涉及的负荷和出力曲线拟合问题，行业内运营企业是否有能力做？若能做，实际收益率如何？
A：从技术难度看，配网台区调度难度不大，主要是对出力和负荷预测能力的准确性问题，准确性颗粒度要求不高。目前智能微电网与大电网联动，大电网托底，不会出现网挂掉的情况，只是收益能否更优的问题。功率预测较准，主要难度在负荷预测，这需要对电力用户有深入了解，干得好的售电公司或数字化能力强的企业可能更有优势。未来趋势是工商业储能或智能微电网走向10千伏或110千伏配电台区，因为台区内供需关系相对确定，便于预测。目前来看，收益率不是最大成就，而是为了未来发展，储能是应对市场变化的重要手段。
Q：从全球发展角度看，海外工商业电价（如欧洲电价高、美国峰谷价差大）更适合发展工商业储能，但海外工商业储能占比反而比国内小（海外3 - 5个点左右，国内今年快有十个点），原因是什么？国内经历野蛮生长后，是会走出自己特色还是回归到像欧美那样的情况？
A：欧美的现在基本是中国的未来，这是电力市场的发展阶段问题。海外工商业储能占比小主要有两个原因：一是国外电网没有中国电网坚强，大储需求刚性，且因中国制造业贡献使价格下降，全球大储在高速增长；二是正常电力市场应是民用电价更高、工商业电价更低，而中国是倒挂的，海外在俄乌战争后民用电价更贵，户储成为刚需，加上新能源渗透率提升，导致户储和大储细分市场大发展，从而挤压了工商业储能（C&I）领域。此外，欧美的电力市场成熟，虚拟电厂（VPP）好做，回本快，所以着急购买中国产的工商业设备。而国内市场刚刚开始，电力市场不成熟，峰谷价差理论上在往下走，不确定性预判多，VPP目前还是概念，至少还要两三年才成熟，国内工商业主要靠两充两放或一充一放的峰谷套利，很多投资冲动来源于制造业本身。
Q：24年、25年电池和PCS价格下降，理论上投资回报率应变好，但大家投资却不积极，核心原因是什么？
A：利润被居间方和业主拿走了。居间方会拿高额的路条费，同时由于一个电力用户有多家投资方争抢，分成比例下滑快，导致利润有一大部分到了业主身上，真正留给投资方、EPC和设备方的利润不多。
Q：居间方按照投资额乘百分比拿分成，行业内中等水平的分成比例大概是多少？
A：居间方的路条费不是一个特别明确的概念，有可能是一两毛钱一瓦时，EPC和路条费的具体数额说不清楚，因为存在竞争，投资方会打价格战。
Q：国内工商业产品目前多做园区风险套利，后续有潜力的新场景有哪些？
A：一是光储充方向，在最近一段时间呈现高增长态势，主要源于充电桩运营，储能可实现动态增容、增加功率，在充电桩运营营销上有优势；二是光储柴微网，在很多离网和弱网区域，有了储能后光储结合可实现高比例替代，收益率高，目前商业模式多为业主自投，未来可能有第三方投资做EMC；台区场景还需要一些时间发展。
Q：下游对钠电的接受度如何？
A：钠电目前还不太有竞争力，主要是性价比问题，其价格相比锂电并不低，寿命短一半以上，低温性能也不确定。从长远看，钠电未来方向可能是低端的储能市场，如亚非拉的一些备电和光储结合场景。另外，钠锂混合技术路线比较被看好，有可能未来会走向储能，可解决SOC标定精度问题。
Q：存量的工商储电站目前运营情况如何？之前算的收益率两充两放在江浙还不错，但现在实际运行是否低于预期？
A：低于预期的占比挺大。一方面是由于从业者开始出现不规范操作；另一方面与客观事实有关，比如PCS充放功率并非一下子打满，存在一定误差，定容取自历史数据与现实数据可能不一致也会有误差。实际上可能只能做到1.5次充放，加上电价差变化，据听说有一半以上的项目收益与预期相差较大，但因价差较大，还不至于出现违约还不上融资租赁款项的情况。后续因运营和电力市场化问题，可能导致后评价对不上，对系统集成能力和运营能力要求会越来越高。
Q：收益率低于预期是否与电池有关？之前很多工商储柜子号称能量转换效率九十多，实际运营情况如何？
A：实际不会达到九十多，正常的系统效率应介于85%到88%之间，电压等级越低，系统效率可能会高一点。另外，所谓的DOD充放深度，客观上在90%到95%，就算未来有技术长进，也不会高太多，可能增长零点几个点就很厉害了。
Q：如何看待2025年海外大储的需求情况？2024年欧洲工商储回暖，如意大利已达5.2G瓦时。
A：在欧洲工商储能发展中，基于VPP原因，在成本价格和IRR收益模型较好的情况下，一定会大发展，会成倍增长。众多中国企业出海可能造成海外价格内卷，理论上只要欧洲不出现政治和意识形态问题阻碍中国产品进入，市场会高速发展。在2025、2026这两年非常确定，随着成本降低、收益向好，资本会纷纷进入。
Q：2024年国内工商储是否会爆发式增长？若电价下降且用户有主动需求，是否可以绕过居间方？国内电价已从0.2元涨到0.3元，理论上收益可观。
A：目前因“买涨不买跌”心理以及对收益确定性存疑，投资方暂时冷静，但预计明年3月后很多投资方会进入。现在EPC成本和工商储能典型投资已在1元以下，市场在调整后会高速发展，预计明年十几个吉瓦时可行。不过工商业储能盈利模型单薄，抗风险能力不强，真正的大发展来自综合能源整体投资。关于是否绕过居间方未提及相关回答。
Q：储能领域液冷龙头公司在数据中心液冷市场份额不高，是技术路线问题还是数据中心液冷参数要求不比储能液冷高？
A：储能液冷和服务器液冷是两码事，储能液冷技术含量相对较低，主要是普通液冷板加纯水和乙二醇等，而服务器液冷成本高、利润高、风险大。储能液冷只要不漏液、导热性能好、价格低即可，目前是低端市场，服务器液冷是高端市场，两者无可比性。且国内IDC在一些冷凉环境地区对温控要求不高，未来IDC可能为降本走向储能液冷方向。
Q：随着电芯价格下降、整体成本降低，数据中心方案方是否会用储能替代柴油机？在新增数据中心方案里，储能和柴油发动机的优先级如何？
A：从政策角度，锂电储能无法完全替代柴发，因为柴发必须有才能通过验收。但在能源使用成本、可用率、效率等方面，储能会高比例替代柴发，例如柴发可能仅用于应付验收，储能可用于备电，尤其在能源使用成本和响应速度上有优势，且储能没有污染和噪音问题，在一些地区较受欢迎。
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