工商业用户是我国电力消耗的主力。根据国家统计局数据，2022年全国工业用电量5600TWh，占全社会用电量的64.8%。
在“双碳”目标下，工商业储能利好政策层出不穷，掀起工商业用户配储热潮。据高工产业研究院(ggii)预测，2023年工商业储能出货量将达8gwh。
不同于海外市场，我国工商业储能行业的的驱动因素较为复杂，主要是以政策为核心，通过不断丰富工商业储能的盈利方式使其具备经济性。
工商业储能的应用场景可分为单独配置储能、光储(充)一体化以及微电网储能，不同工商业场景的考量因素也有所差别。具体来看，我国工商业储能的驱动因素可以归结为四大方面。
拉闸限电频发，用电保障需求凸显
从世界范围来看，我国电力供应整体稳定度高。然而，在能耗双控、动力煤价格高涨、特殊气候等原因影响下，2021年、2022年，我国不少地区对工业企业实行拉闸限电，包括辽宁、山东、广东、上海、浙江、江苏、湖南、陕西、青海、广西、云南、四川、内蒙古等地区。
尤其是钢铁、建材、化工、纺织等高能耗行业受拉闸限电政策影响较大，导致企业减产、收入大幅下滑。
据悉，今年上半年，我国经济活跃度提升，加上夏季高温天气来得早、范围大，带动全国用电需求快速增长，全国日发电量和用电负荷持续攀升，屡创历史新高，最高值分别达到301.71亿千瓦时和13.39亿千瓦，能源电力安全保供的复杂、艰巨程度明显加大。不过，煤炭供应水平较高起到了兜底保供作用，今年缺电情况较去年而言相对乐观。
电力规划设计总院发布《中国电力发展报告2023》显示，预计2024年至2025年，全国电力供应保障压力仍然较大。极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年电力供需紧张地区增至14个。
基于保障用电安全的迫切需求，配置工商业储能成为企业应急备电、降低能源开支的重要方法。工商业储能可保障短时用电需求，但对于不少地区的限电时间为15天/21天甚至更长，工商业分布式光伏配储成为优选方案。数据显示，2023年上半年我国新增工商业光伏19.44GW，同增81%。
峰谷价差拉大，正午谷电、绿证核发提升分布式光伏配储经济性
2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提到，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%；合理设置季节性峰谷电价价差。
此外，该通知还提到，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。
此后，各地分时电价机制不断完善，峰谷价差拉大。数据显示，2022年全国31个省市/地区的总体平均最大峰谷价差为0.7元/kWh，有16个省市超过平均值，而0.7元/kWh也正是工商业储能实现经济性的门槛价差。
2023年8月，最大峰谷价差超过0.7元/kwh的省市有22个，上海市最大峰谷价差达1.9元/kWh排在首位，各省市地区平均最大峰谷价差为0.757元/kWh。
目前，峰谷价差套利是我国工商业储能的主要收入来源，随着峰谷价差逐渐拉大，工商业储能的经济性得到提升。
今年以来，有青海、宁夏、甘肃、山东、蒙西、新疆、河北、浙江、山西、辽宁等10个地区出台了部分月份中午执行谷段电价政策。这意味着，这些地区工商业储能两充两放可获得更大收益。
其中，青海、宁夏、甘肃的谷段电价长达8小时，用电高峰与光伏发电高峰时间基本一致。在此情况下，单独分布式光伏的经济性一定程度上被削弱。除了多地政策要求分布式光伏按照装机容量的8%-30%配储之外，正午谷电政策也将推动分布式光伏配储需求增长。
此外，今年8月三部门联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》将分布式光伏发电纳入绿证核发范围，绿证可为风电、光伏项目带来约0.03-0.05元/度的额外收益，后续绿证交易市场活跃后相关电量有望额外获得环境溢价，一定程度上帮助提升了分布式光伏配置意愿。
盈利渠道多样化，隔墙售电有望加速落地
当前，工商业储能直接补贴政策在全国12省市“遍地开花”。其中，浙江省、广东省、江苏省、安徽省出台的工商业储能补贴政策较多。浙江省补贴政策涵盖多个市县；广东省主要集中在珠三角地区；江苏省主要在苏州工业园区、无锡高新区、常州市；安徽省主要在合肥市、芜湖市、蚌埠市。
各地工商业储能直接补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主。温州市用户侧储能放电补贴额度最高，达0.8元/kWh；浙江省萧山区一次性容量补贴达300元/kW；广州政府发布的投资补贴标准最高，达到产业化费用的30%，额度最高达1000万元。
盈利渠道的拓宽是工商业储能发展的重要推动力。除了直接补贴政策，各地工商业储能产业扶持政策还包括工商业储能参与需求侧响应、需量管理、辅助服务等奖励或补偿政策。
值得注意的是，输配电价改革有助于“隔墙售电”政策进一步落地。隔墙售电指的是分布式能源可以直接通过配电网将电能销售给周边用户，而不需要先低价卖给电网，再由用户从电网高价购买。
2017年10月，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出组织分布式发电市场化交易试点，标志着隔墙售电正式开启，但过网费机制的争议成为隔墙售电推行缓慢的重要原因。
2023年5月15日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，是2015年以来的第三次输配电价改革，首次实现工商业同价全覆盖，两部制电价执行范围扩大，允许按照电压等级核定容需量电费。因此，工商业用户安装分布式光伏配储系统能够同时降低基本电费和电量电费。
随着江苏、浙江率先破局明确过网费标准，宁夏、广东也先后出台政策积极推行隔墙售电。隔墙售电的进一步推行将拓宽工商业光伏储能业主或运营商的盈利空间。此外，随着虚拟电厂及电力现货市场建设的不断探索，现货交易有望成为工商业储能的远期盈利增长点。
初始投资成本下降，长时储能缩短投资回报周期
电池是储能系统的第一大成本，占比约为60%，而碳酸锂是关键正极材料，约占储能电芯成本的30%-40%。今年以来，碳酸锂价格一路下行，近期再创年内价格新低，数据显示，2023年9月末，碳酸锂价格已跌破17万元/吨大关，已较去年11月最高点下降约40万元/吨，降幅约70%。
按照单GWh电池的碳酸锂需求量约为600吨计算，碳酸锂每吨价格下降10万元，电芯成本将下降约0.06元/Wh，换言之，目前储能电芯成本较去年11月下降了约0.24元/Wh。
随着上游原材料价格下降，储能电芯成本显著下降，加上产能大规模释放导致竞争加剧，储能系统加权平均报价从今年1月的1.66元/Wh下降至9月的1.051元/Wh，下降了约0.6元/Wh。
由于上游原材料价格传导至终端存在一定滞后性，未来短期内储能系统价格仍将保持下行态势。对于业主或投资方而言，工商业储能较高的初始投资成本往往使其“望而却步”，而降低工商业储能初始投资成本能够直接促进业主或投资方提高配置意愿。
长时储能技术将助力工商业储能项目摊薄总成本。根据目前各省市的峰谷电价机制，峰时持续时间基本超过4小时，储能时长的增加将显著扩大峰谷价差套利空间，工商业储能的投资回报周期将有效缩短。
