工商业储能正处于繁荣的起点！但盈利模式如何变成商业模式？

　　索比储能网获悉，据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会最新发布国内储能装机数据，2023年1-6月累计装机8.7GW/19.4GWh，储能市场供需两旺，这为储能厂商及能源投资机构创造了良好的市场环境和发展机遇。值得一提的是，虽然今年大型储能仍占装机鳌头，但从细分市场来看，工商业储能已华丽出圈。

　　工商业储能正处于繁荣的起点

　　近年来，日益扩大的峰谷电价差，是推动中国工商业储能需求倍增的主要推手。在基础峰谷价差0.8元/kWh、单位造价1.5元/Wh，每日两充两放(峰谷+峰谷)且业主自投条件下，若单位造价下降0.1元/kWh，资本金IRR可提升5.3pct;若峰谷价差增大0.1元/kWh，则可提升11.7pct。即便边界条件弱化，工商业储能项目巨大的IRR弹性对于投资商依然极具吸引力。

　　由于两充两放收益率明显高于一充一放，所以业主自投开发模式收益率高于第三方合同能源管理模式。据测算，单位造价约1.5元/Wh、峰谷价差0.8元/kWh时项目资本金IRR可达24.65%。若单位造价下降0.1元/kWh，IRR提升5.3pct;若峰谷价差增大0.1元/kWh，IRR提升11.7pct，具备很强的吸引力。有机构研报测算，中国2023-2025年工商业储能新增装机量分别为6.27GWh、20.89GWh、44.82GWh，年化增速达167%。

　　在补贴政策方面，广东、江苏、浙江是储能补贴政策较多的省份。其中，在放电补贴方面，浙江温州龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴;在容量补贴方面，重庆铜梁区明确储能设施给予1300元/kWh的一次性补贴;在投资补贴方面，重庆、浙江、山西、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-500万元之间，补贴期限多为一次性补贴。

　　因此，虽然补贴不是工商业储能发展的主要刺激因素，但是有当地补贴政策的支持，项目收益率明显提高，成为工商业储能市场走向繁荣的一大助力。

　　观察工商业储能需求，备案比招标更加合适

　　据了解，工商业项目开展的整体流程包括前期跟踪、项目交付等流程，流程整体时间共计约8-9个月。在大多数地区需同步或提前在发改委、电网公司、消防、环保等主管部门等进行备案，以取得项目执行条件。

　　可以发现，相较于电源侧、电网侧的大型储能项目，工商业储能项目流程中并没有强制招标要求，项目通过备案即可。根据《中华人民共和国招投标法》规定，项目金额大于200万元以上强制要求招标，200万元之下则没有强制规定，对应约1MWh以下规模的工商业储能项目并不强制要求招标。因此，备案量更能反映出工商业储能需求，而招标口径则相对不适合。

　　国内工商业储能需求测算：2023-2025达到10.01、29.70、65.87GWh

　　测算工商业储能装机量的方法为，首先拆分工商业总用电量，结合利用小时数计算出工商业总负荷，进而假设合理的储能渗透率计算出储能总功率(累计值)，乘以平均时长后得到储能总装机(累计值)，并逐年作差得到每年新增装机量。

　　假设，至2025年中国用电量以年均2.18%增长率增长，在工商业用电占比83%相对稳定的条件下，工商业耗电量同样呈现逐年增长的趋势。至2025年，工商业总耗电量可达66189亿千瓦时，工商业总功率达到1178GW，合理假设该年储能累计渗透率为2.4%，平均时长2.6h，累计装机达到73.52GWh。逐年作差得出2023-2025年工商业储能新增装机量分别为6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh，2022-2025年化增速达到201%。至2030年，中国工商业总耗电量73074亿千瓦时，总功率达1301GW，储能渗透率为8%，平均时长2.9h，累计装机达到302GWh，2030年国内工商业储能新增容量可达129.73GWh。

　　合理假设2060年国内工商业储能累计渗透率终局约为35%(功率占比)，累计装机达到3TWh量级，而预计2023年新增装机6.27GWh，考虑平均时长2.5h，则对应功率约为2.51GW，除以当年工商业总负荷约1250GW，新增渗透率仅约0.2%，累计渗透率约0.4%，与终局35%左右的渗透率相差悬殊，空间巨大。

　　工商业储能发展的四大难题

　　虽然工商业储能正处于“繁荣的起点”，但仍然面临着四大行业性难题。首先是安全性如何提升。安全性是政府，包括投资方、业主第一优先考虑的问题。目前我们看到比较好的解决安全性的问题，就是AI的热失控算法，将数字化技术和智能化技术相融合，对电池后期的运维、安全性管理将是一个变革式的提升。

　　其次，成本回收周期如何缩短。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就是成本回本周期。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，是决定整个储能行业良性发展的关键问题。

　　其三，盈利性如何增加。盈利性是商业模式的创新，包含了很多方面，投资端的创新怎么跟合适的风险承担的资金端匹配，做融资结构的创新。第二在商业模式上比如套利，其他的增值服务，多种手段增加储能设施的盈利性。

　　其四，如何高效运维。如何在运营方面能够维持创新、高效、持续，是每个储能集成商要思考的问题，也是投资人非常关注的角度。尤其是分布式储能，管理电站、锻炼电芯的数量级跟发电侧、电网侧都是不一样的，所以对智慧化、互联化的要求远远大于传统的大储。所以AI算法的能力，包括大数据等，对用户侧储能来说都是长期的、持久的竞争力。而未来储能后市场环节的商业业态，也将随着工商业储能应用规模的扩大走向成熟。

　　工商业储能的盈利模式如何变成商业模式?

　　众所周知，工商业储能有着七大盈利模式：峰谷套利、新能源消纳、配电增容、容量管理、需求响应、电力辅助服务、电力现货交易。但无论是最基础的峰谷套利，还是最遥远的辅助服务收益，都不是简单的“自发自用、余量上网”可以涵盖的商业模式。所以如何把盈利模式，变成可行的、落实到合同上的、可验证的商业模式，是工商业储能目前亟待解决的问题。

　　而且，无论是与负荷关联的充放电策略，还是变压器容量监测与过负荷放电策略，乃至虚拟电厂的需求响应，可以说，如果不懂电力系统的运行规律，工商业储能项目无法落地。要管好储能，形成可行的商业模式，必须是用户微电网系统的整体管理。所以，工商业储能的可行商业模式探索，一定蕴藏在用户电力系统(微电网系统)的整体运行管理中。

　　有业内专家认为，能够管理好用户微电网系统，并且与外部实现友好互动的，一种用户微电网运营商将是某种可能的商业模式。其商业模式本质，是电费托管型的合同能源管理。只不过，这对于新能源投资商来说，是一种巨大的转型，即从投资方变成资产的持有和系统运营方。而这也是储能+市场化交易带来的创新型服务机会。

　　什么是合同能源管理?

　　合同能源管理(Energy Performance Contracting，EPC)是指服务商与客户签订服务合同，提供项目融资、项目设计、设备采购、工程施工、设备调试等一整套业务服务，并从客户通过节能改造后的效益中收回投资以及获取利润。合同能源管理业务开展方式主要包括签约、项目实施、投运经营三个阶段。最典型的方式是投资方提供资金，业主方提供场地，项目建成后所获收益在投资方和业主方之间分成，通常为9:1，投资方拿走大部分，业主方虽不出资，但因提供场地，可分得小部分收益。

　　在合同能源管理模式中，投资方和业主方是分开的。对投资方：资产由投资方持有，同时承担全部的风险(业主经营风险、设备维护费用等)和大部分收益，通常90%的收益归投资方所有。若发生业主破产倒闭经营无法继续，或项目收益不及测算的风险，也都由投资方承担;对业主方：并不持有资产，也不承担风险，但通过提供场地能获取少部分收益，通常分得10%的收益。对建设方：投资方通常将设备集成调试、工程勘察建设等工作委托给专门的EPC总包公司，后者主要通过控制工程建设和供应链成本等实现盈利。对设备方：主要是销售产品，有时也会配合出集成方案，甚至参与部分投资。

　　由于工商业储能项目安装、调试、运营需要在企业园区内部进行，但项目专业性较高，业主方通常不具备相应专业人员，且主业往往和储能无关，若自行投资建设，项目难以通过内部审批。因此将项目交由专业的能源投资集团进行投资开发是常见的做法。

　　不过，业内人士认为，业主自投自建工商业储能项目可获得 100%的收益，所以，目前自行投资仍然是最有吸引力的商业模式。