据不完全统计，6月广东、浙江、江苏、山东、福建等省份共211个用户侧储能（工商业储能）项目完成投资备案，其中浙江省114个工商业储能项目完成备案，涉及总投资金额超4.6亿元；广东用户侧储能37个，涉及总投资金额超9.8亿元；从投资备案项目数据来看，工商业储能项目落地即将进入快车道。
我国政策推动工商业峰谷电价差增大，鼓励工商业用户安装储能系统，自行调节峰谷负荷。目前，工商业储能系统在多个省份已拥有较好经济性。东部和中部用电量高的多个省份，如浙江、广东、湖南等，单日两次充放电的等效价差超过1.2元/kWh，工商业储能项目理论IRR超过15%，投资回报率优良，2023年工商业储能有望“从0到1”。另一方面，工商业储能市场尚处于早期阶段，产品尚未标准化，竞争格局较为分散。
储能可应用于电力系统各个环节
电力系统由发电、输电、变电、配电、用电等环节构成，储能可用于电力系统的各个环节。
供应端（表前市场）：表前储能即安装于用户侧电表外的储能系统，包括安装于电源侧、电网侧的储能系统，由于装机规模较大，又称为大储。储能可以实现调峰、调频、备用容量、平滑出力、缓解电网阻塞等功能，从而提升电力系统灵活性，并显著提高新能源发电电能质量和消纳水平。
应用端（表后市场）：主要包括居民、工商业等用电方，配置储能（可结合分布式光伏配置）可节约用电成本、保障用电稳定。
国内新型储能装机再创新高，2022年新增装机7.3GW/15.9GWh。据数据显示，2022年中国电力储能项目新增装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增9.1GW；新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。
国内装机形式以大储为主。2022年我国新增投运的新型储能项目中，大储装机容量占据装机增量的90%。其中，新能源配储和独立储能是两大主要类型，容量占比分别为45%和44%。
政策驱动工商业储能经济性显现
工商业储能产品形态以机柜为主
工商业储能安装于用户侧，在电力系统中可以提供需求侧响应功能，平滑负荷，提高电力系统的稳定性。对于用户而言，在分时电价机制下，工商业储能系统可以通过“峰谷套利”，即谷时充电、峰时用电，帮助用户节省电费支出；同时，工商业储能系统可以起到不间断供电、应急供电的作用，提升用电稳定性。经济性和用电稳定性构成用户购置工商业储能系统的主要动力。
从产品形态来看，工商业储能产品通常为百千瓦时级的户外机柜，采用模块化设计。工商业储能电站规模通常在数百千瓦时-数兆瓦时不等，较电力储能（大储）更为轻量级。因此，各主要参与者的工商业储能产品多为单体几百kWh的户外机柜（MWh级项目则采用大储集装箱），产品集成度较高，采用模块化设计，便于安装与扩容。
政策推动经济性显现
国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价进行充放电套利。
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%。在分时电价机制下，工商业储能系统可通过谷时充电、峰时用电，为用户节省电费支出。
政策推动国内工商业分时电价机制完善、电价市场化程度持续提升，峰谷价差拉大，推动工商业储能经济性显现。此外，高温限电带来的备电需求，以及分布式光伏装机的持续推进，也有望进一步推动工商业储能渗透，国内工商业储能行业有望“从0到1”迅速发展，潜力充足。
目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业用户侧储能在浙江、海南、广东（部分区域）、上海、湖北等多个省份可实现优良经济性。
1）“一充一放”，工商业储能IRR可达9%
经济性测算
由于工商业储能项目规模大小不一，我们采用单kWh容量投资和预期收益对工商业储能IRR进行了测算。考虑原料价格下降和工商业储能规模增加带来的降本作用，假设单Wh投资金额为1.5元。
测算在峰谷价差0.7元时，工商业储能项目IRR为9.1%，静态投资回收期9.59年。基于右表假设测算可得，东部几个重点省份，工商业储能项目一充一放IRR理论可达11%以上。
敏感性分析
“一充一放”初具经济性，但投资回收期较长。若储能系统成本下降、或充放电价差增加，工商业储能经济性可得到提升，投资回收期大幅缩短。
测算，在一充一放情形下，与基准假设（充放价差0.70元/Wh，单位初始投资1500元/kWh）相比，若充放电价差增加0.1元，则投资回报率提升1.8个百分点，静态投资回收期减少1.2年；储能系统单位初始投资下降0.1元/Wh，则投资回报率提升约0.9个百分点，静态投资回收期减少0.64年。
2）“两充两放”，工商业储能IRR可达16%
经济性测算
在允许两充两放的地区，工商业储能项目投资IRR可达16%。部分地区的峰谷时段安排中，可能存在2个峰段（尖峰或高峰），2h工商业储能系统可以在单日进行两个充放电循环，进一步提高工商业储能回报率。
测算在每日充放价差和为1.3元时，工商业储能项目IRR为16.1%，静态投资回收期5.17年。基于右表假设测算可得，东部几个重点省份，工商业储能项目IRR理论均在15%以上；浙江工商业储能回报率突出，可达26.4%，静态投资回收期仅3.57年，经济性优异。
敏感性分析
两充两放经济性优良，储能系统成本下降和充放电价差增加可进一步提升经济性。
测算在两充两放情形下，与基准假设（充放价差1.30元/Wh，单位初始投资1500元/kWh）相比，若单日充放价差增加0.1元，则投资回报率提升1.8个百分点，静态投资回收期减少0.37年；储能系统单位初始投资下降0.1元/Wh，则投资回报率提升1.7个百分点，静态投资回收期减少0.34年。
工商业储能有望“从0到1”
2022年，我国工商业储能新增装机规模约1.6GWh。我国储能装机以大储为主，2022年用户侧储能容量1.64GWh（含3个10小时铅炭储能项目），占全年新增装机的10%。我国居民电价相对较低，户用储能安装动力不大，因此用户侧储能基本为工商业储能。
机构预测2023年全国工商业储能市场空间有望达到7.3GWh。工商业储能主要驱动因素为峰谷套利经济性，以及部分工商业业主使用绿电、保障用电的需求，其市场空间与工商业光伏装机挂钩程度不大，空间难以估计，业内也少有共识。工商业储能峰谷套利本质上来源于风光发电比例增加后产生的系统灵活性需求。我们采用全国工业用电总量和风光发电占比，近似估计了工业用电量中由风光提供的部分电量。这部分电量存在一定的波动性和非均匀性，是产生峰谷电价的根源之一。
《“十四五”现代能源体系规划》要求，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%。我们假设2023-2025年工商业储能提供的响应能力分别为0.7%/1.6%/3.0%，则对应的新增装机将分别达到7.3/14.6/26.1GWh，国内工商业储能有望“从0到1”快速发展。
全球市场工商业储能基数较小，2023年有望增长至20GWh以上。
欧、美等主要储能市场中，欧洲装机形式以户储居多，美国装机形式以大储为主。由于欧美工商业电价相对较低，工商业储能装机占比相对较小，根据Wood Mackenzie数据，2021年工商业储能分别占欧、美储能累计装机的9%。
考虑到美国IRA将储能系统ITC补贴从26%提高到30%，并延长期限10年，以及欧洲工商业电力用户保障用电稳定性的需求，工商业储能在全球仍具有一定的增长空间。全球工商业储能统计数据较少，我们采用IEA全球工商业光伏装机预测数据进行粗略估算，预计2023年全球工商业储能新增装机有望超过20GWh，2025年有望超过50GWh。
工商业储能竞争格局
工商业储能市场处于早期阶段，竞争格局分散。海内外头部储能企业、初创公司等积极入局工商业储能赛道。工商业用户包括中小型用户和大工业用户，所需储能规模在几百kWh~几MWh不等。
头部企业横向扩展：宁德时代、阳光电源、派能科技、海博思创等头部企业推出了针对中小型工商业用户的储能机柜，单体容量数百千瓦时。上述企业已具有大储和/或户储系统的拳头产品，横向扩展工商业产品，丰富产品线。
中小企业卡位工商业储能赛道：中小企业推出具有液冷、高集成度、智能化等特征的工商业储能产品，进入工商业储能市场。
部分大型企业采用大储产品供给工商业客户：特斯拉和比亚迪等企业官网尚未显示中小型机柜产品，其大储产品可供给工商业客户，产品采用集装箱集成，单体容量为MWh级，目前已有一定应用案例。
整体而言，工商业储能市场处于早期阶段，参与者繁多，竞争格局较为分散，产品尚未标准化。
