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2024年年以来，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。据巅峰不完全统计，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。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，巅峰储能查阅公开资料发现，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2025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。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。![]()
全国用户侧储能市场规模在5-6万亿之间，这相当于半个房地产市场，其中工商业储能又占据半壁江山。光伏+储能一定是未来电力的主要供应模式，储能是新兴行业，涉及到大量的资产投资，作为投资方最关心的是盈利性，回本周期。如何把储能设施成本降到最低，使投资方有最短的回收周期或者最好的回报，来带动整个行业良性发展是很关键的问题。目前工商业市场比较乱，想要实际落地一个项目十分困难。谁能统一协调好这些资源，谁才能快速落地项目。目前，设备集成厂商这条赛道上已经挤满了人，不幸沦为最卑微的角色（拥有开发能力的除外）。
其次，资金方也不那么好忽悠了，不再是只会掏钱的傻白甜。有些资方明确提出要提前介入项目，对全流程都要有一个把控，理性投资意识明显提升（业主自行投建的储能电站可能面临无人收购的窘境）。
最后，最难的关卡也已经出现：项目开发，对应的也就是渠道开发方。当然，市场乱象是暂时的，大家大可不必因此灰心丧气。
目前工商业储能仍在处在初期起步阶段，国网公司尚未出手，很多规范化的标准尚未完成统一，现在提谁是王者都为时过早。现在就是一个字“熬”，谁能最终留在牌桌上，谁才有可能是赢家。（近期陆续有人退出工商业储能市场，原因很简单：不赚钱）当下工商业储能项目也不少，可惜各个环节之间存在信息壁垒难以高效衔接，大家缺乏相互信任，项目快速落地也就无从谈起。![]()
工商业储能项目开发主要涉及5个角色，分别是投资方、EPC方、集成商、渠道方和业主方。根据不同角色在项目开发过程中的关键作用，主要有如下4种项目开发模式：![]()
①投资方主导开发。工商业储能项目由投资方开发人员通过/不通过渠道方直接触达业主方，完成EMC协议签订，从而完成项目合作。这种模式对于投资方而言，优势在于项目的额外成本易控制，但在实际项目开发过程中应用较少，主要是因为此模式下单个项目将消耗投资方开发人员大量时间成本，且效率低下。②EPC方主导开发。EPC方因为具备相关行业经验，可以较为轻易的触达目标业主，率先完成项目的锁定工作，然后再实现与投资方、集成商的绑定。此模式下，EPC方凭借与业主方的强关系，可以榨取集成商的项目利润，且可提前锁定项目施工从而完成施工利润的收割。![]()
③双角色主导开发。当EPC方无法完成项目的技术对接时，将主动与集成商深度绑定，借助集成商之手完成专业的技术对接。此模式下，因为集成商提前介入项目，可以实现在项目前期储能系统的绑定。与前一种相比，此模式下EPC方的利润将被集成商稀释。④集成商主导开发。集成商自建开发团队，主要通过渠道方完成项目的信息收集，并在前期介入项目技术对接，然后协助投资方完成与业主的EMC协议，最终实现项目的落地。此模式下，EPC方的重要性被极大的削弱，主要承担施工者角色。该模式是当下工商业储能项目开发的主流模式。渠道方因为掌握的大量社会关系资源，在项目操盘过程中常扮演着重要的角色，与其通过居间协议完成关系绑定则显得格外重要，也是行业常规的做法。无论何种项目开发模式，最终都将是投资方和业主方达成能源管理合同（EMC协议）关系，从而实现储能系统经济价值的共享。“项目的成败80%取决于投资方”是工商业储能项目从业人员的通识，所以了解投资方对于项目的研判要点是重中之重。1、储能项目的配储核算
后三种模式之下，在前期与业主方的沟通中，项目的储能容量判断主要来自于EPC方/集成商，而作为整个链条下唯一的出资者，投资方对容量的判断显得格外谨慎，因此时常有“EPC方/集成商认为可以做2MWh以上被削容到1.5MWh”的情况发生。投资方在核容过程中主要会考虑以下因素：①场地条件；②负荷稳定程度（运行天数）；③充放电策略；④基本电费（按需/按容）；⑤接入电压等级等。投资的目的在于追求稳定且安全的收益，因此投资方在项目容量上的保守是可以理解的。然而，削容对于渠道方是不利的。对于EPC方/集成商而言，“煮熟的鸭子飞了”时常发生，尤其在江浙、广东等不缺投资方的地区。2、储能系统的经济价值
当前，峰谷套利和财政补贴是工商业储能的主要收益，由于后者可获得的不确定性，多数投资方的研判模型里主要将前者作为主要的考虑标的。在研判峰谷套利的经济性上，投资方主要考虑以下因素：①储能系统的成本；②施工的成本；③储能系统的充放电效率、充放电深度、综合效率；④储能系统的阳历寿命；⑤储能系统的停运容量/电芯循环次数；⑥储能系统的质保；⑦储能系统的运维；⑧储能系统的折旧；⑨储能系统的融资成本等；3、储能系统的场景匹配
现在主流的投资方认可储能系统的阳历寿命可达15年，因此项目能否持续且稳定地获得收益是重要风控点。“地租不满15年”将成为投资方主要的风险点。市面上对此的解决方案为采用搬迁储能系统至其他场站的方式，但下一个场站的负荷特性是否匹配当前储能设备的容量、搬迁造成的二次成本等都将极大地影响项目落地。4、储能系统的商务约定
安全、效率和成本三大点是投资方主要的约定诉求。①在安全性上，许多投资方会要求签订技术/安全协议以作为意外发生时的法务保障；②在效率上，投资方也会想尽一切办法和系统提供方约定其综合效率/系统效率、充放电效率等数值；③在成本控制上，投资方除了压缩系统本体价格外，还会想办法要求系统和电芯质保、运维支出等内容；5、储能系统的安全性
储能系统的安全是多学科交叉的控制结果，也是项目投资方追求项目收益的根本保障。因此，众多投资方主要从以下路径完成对储能系统的筛选。①集成商历史交付体量、业绩；②储能系统的产品认证；③集成商维保经验以及响应速度等。随着全国统一电力市场的加速构建、虚拟电厂技术的成熟应用，工商业储能市场的潜力也将会进一步得到激发。![]()
中国科学院工程热物理研究所所长、研究员陈海生在分享中国储能技术与产业最新进展时表示，中国总体储能技术处于全球第一梯队。储能和氢能是衔接新能源和传统能源的纽带，是解决可再生能源大规模高比例消纳、保障供能安全可靠的重要技术，对推动能源绿色转型、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。巅峰与国内外著名专家学者，围绕“储能与氢能”开展深入交流，探寻储能和氢能技术在双碳战略背景下的众多应用前景和最优技术路径。陈海生说，二氧化碳减排需要减少化石能源的使用，增加可再生能源的使用，但太阳能、风能等可再生能源存在间歇性、不稳定性和周期性，其发电功率和发电量是不可控的，解决这个问题主要靠储能。通俗地讲，储能就是将能量用某种形式或设备存储起来，需要时再释放的过程，解决能量在时间、空间和强度上不匹配的问题。比如下半夜用电量少，电价便宜，通过储能将下半夜的风电存储起来，在白天将其转换成可控的电能，在用电高峰时以高价卖出。在此过程中，虽然能量的数量没有增加，但能量的质量和价值都提升了。电力系统现在包括源（电源）、网（电网）、荷（用户）三个主体，未来将形成源、网、荷、储（储能）的新型电力运行模式。储能被称为能源革命的支撑技术，将占到电力系统经济体量的10%至15%，是未来万亿级的战略新兴产业，是新的增长点。据他介绍，传统储能主要指抽水蓄能，2017年前占整个储能装机的99%以上，其技术非常成熟、成本低、应用广泛。但选址受自然资源条件的限制，因为抽水蓄能需要建设两个水库和水坝，两个水库距离不能超过10千米，山的落差要达几百米。另外，其建设周期非常长，长达7至10年。因此，需要发展新型储能技术满足可再生能源大规模发展的需求。2024年，新型储能被首次写入政府工作报告。陈海生称，抽水蓄能之外的储能技术被称为新型储能，过去3年正以每年翻一番的速度快速增长。新型储能有两类，一类是化学储能，包括锂电池、钠电池、液流电池、铅蓄电池等；一类是物理储能，包括压缩空气储能、储冷储热、飞轮储能等。新型储能的优势包括：建设周期短，一般6至24个月可以建成；选址比较灵活；调节能力也比较强。缺点是技术不够成熟，没有大规模应用。他举例说，压缩空气储能接近抽水蓄能的特性，其规模比较大，单机可以做到100兆瓦至300兆瓦；使用寿命较长，可达40年至50年；储能周期不受限制，成本比较低，且安全性较好。但目前压缩空气储能技术还没有完全成熟，正处在从示范到产业化的过程当中。由于技术进步和规模提升，过去5至7年，新型储能成本下降速度较快，平均每年单位成本下降10%至15%。陈海生说，2023年，中国储能经历了高速发展的一年。各类储能技术快速发展，锂电、压缩空气、液流电池等储能技术已达世界领先水平；储能市场保持高速增长，新型储能装机规模创新高，全年新增装机达21.5GW，约为2022年的三倍；储能政策持续向好，国家发改委、能源局、各省市密集出台政策，加大支持力度，新型储能的战略地位愈加清晰；储能产业竞争加剧，资源向储能集聚，带来投资扩张、产能增加，同时行业竞争加剧，企业压力加大；资本市场有所调整，一方面资本持续投入，推动产能扩张，另一方面下半年融资有所降温。去年，新增新型储能市场中，中、美、欧继续主导，合计占全球市场的88%。中国已投运电力储能累计86.5GW，同比增长45%；抽水储能累计装机51.3GW，同比增长11%，占比首次低于60%，新型储能占比同比增长18.2个百分点。新型电力系统构建亟须长时储能技术，实现大规模可再生能源消纳。在预测中国新型储能装机规模时，陈海生认为，今年中国仍将是技术研发最活跃的国家，新增市场规模将达到30GW至40GW，国内企业会加速出海布局，储能市场化交易进程加快。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。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。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。数据显示，截至7月23日，储能设备板块28家上市公司披露了上半年业绩预告，其中，7家预增、3家扭亏、2家略增、5家预减、4家首亏、7家续亏。多家企业受益于行业需求增长，出货量大幅增长，叠加公司降本增效，实现毛利率提升，但亦有企业受到下游降本压力及市场竞争激烈等因素影响，导致业绩下降。
近年来，随着大量的风光等波动性间歇性电源急速增长，储能产业开始腾飞，但也出现非理性价格竞争等情况，预计2025年储能行业将迎来拐点，大量不具备核心技术的系统集成商将被淘汰出局，行业竞争格局迎来洗牌。
储能行业拐点即将来临
巅峰注意到，在不少企业业绩下滑原因中提及下游降本压力。根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，2024年6月，2h储能系统中标均价0.74元/Wh，环比增长14%，同比下降35%；4h储能系统中标均价0.55元/Wh，环比下降37%。
近年来，我国新型储能装机规模快速增长。据中关村储能产业技术联盟统计，截至2023年，中国新型储能累计装机规模达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。其中，2023年，中国新增投运新型储能装机规模21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。
“这两年，在政策和资本的加速推动下，储能行业虚火旺盛。截至去年底，中国注册储能企业已经超过10万家，大部分没有自己的核心技术，活跃在招投标市场的储能企业一半以上都是简单的集成组装。”业内人士说，“整个行业市场主体过多，处于野蛮生长阶段，各家产品质量参差不齐，为行业埋下隐患。”
预计到2024年底，我国新型储能累计装机规模将达100GW/200GWh左右。这将是个分水岭，明年行业竞争格局将迎来洗牌，大量没有技术、只会简单组装的系统集成商将被淘汰出局。
与此同时，头部企业的竞争维度更聚焦在产品层面，比如电芯容量、能量密度、循环次数、系统衰减、构网技术、智能化、安全等，通过技术层面创新和规模化制造，推动储能系统单位成本持续下行，释放利润空间。“在这过程中，有电芯自研自制能力的集成商更占据竞争优势，毕竟电芯成本占系统成本的5-6成左右。此外，还能更好保障产品质量、交付能力和全生命周期售后服务水平。”业内人士表示。
7月16日，全球可再生能源领域最具公信力的行业研究机构之一——彭博新能源财经（BNEF）公布2024年彭博新能源财经Q3 Tier1一级储能厂商名单(“BNEF Energy Storage Tier 1 List 3Q 2024”)。多家中国储能企业荣登榜单。
入选的中国企业包括许继电气、天合光能、特隆美、双一力、阳光电源、双登集团、采日能源、融和元储、瑞浦兰钧、远信储能、精控能源、南都电源、科华数能、为恒智能、奇点能源、海博思创、华为、海辰储能、鹏辉能源、国轩高科、亿纬锂能、远景动力、库博能源、中车株洲所、科陆电子、宁德时代和比亚迪。
