全球工商业储能市场正迎来产业发展黄金时期。
9月10—11日在深圳举办的“碳中和能源院士高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会”中，中国化学与物理电源行业协会发布了《2023中国工商业储能发展白皮书》。
《白皮书》预计，2023年全球工商业储能新增装机量将达到1.5GW，2025年，有望增长到11.5GW，届时全球工商业储能的累计市场规模将达到190—240亿元。美国和中国的装机量占比预计将超过全球的50%。
2022年，全球新型储能的累计装机量达到46.2GW，其中工商业储能装机总量为4.2GW，约占全球新型储能累计装机量的9.1%。从全球区域分布来看，全球工商业储能主要集中在美国、德国、日本和中国，四个国家工商业储能装机量约占全球装机总量的79%。
据介绍，所谓工商业储能，是分布式储能系统在用户侧的典型应用，其特点是距离分布式光伏电源端以及负荷中心均较近。不同于大规模储能调峰调频电站，工商业储能的主要目的是利用电网峰谷差价来实现投资回报，主要负荷是满足工商业自身内部的电力需求，实现光伏发电最大化自发自用，或者通过峰谷价差套利。
未来3—5年，工商业储能将在我国成为主流
《白皮书》显示，2023年1—6月，中国用户侧储能项目新增装机规模约138MW，其类型主要是工商业储能。 预计2023年，中国工商业储能新增装机规模有望达到300—400MW。
到2025年，中国工商业储能装机总量约占新型储能装机总量的4.5%，按新型储能装机总量约70GW估计，2025年末中国工商业储能装机总量约为3.2GW。
在大会中，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出，未来3—5年，我国工商业储能将成为主流。“这得益于政策导向、用电单位的自我调节能力、电价补贴政策的出台以及国内电力市场化改革的持续推进。”刘勇说。
虽然在我国，用户侧储能仍处于初级阶段。刘勇表示，“考虑到‘迎峰度夏’、‘迎寒过冬’以及工商业电价政策的完善，确保‘用户用电安全’与‘降低用电成本’将成为工商业储能的核心动力。”
《白皮书》显示，从国内区域上看，2022年工商业储能累计装机功率分布，华东、华南和西北地区装机规模排名前列。华东区域的工商业储能投运规模最大，累计达到373MW，占全国工商业储能装机总功率的37.8%。
华东区域的工商业储能装机主要分布在浙江和江苏两个用电大省，其峰谷差价较高、补贴政策多，工商业企业布局储能积极性高。
按照工商业储能系统成本约1.2-1.5元/Wh、储能时长约2.5小时估算， 至2025年约有2.2GW/5.5GWH的增长空间，至2025年工商业储能累计市场规模约为65-80亿元。
四大商业模式，最优情况5—6年内实现回本
随着工商业储能市场的逐步发展，各种商业模式浮现。
《白皮书》显示，目前国内工商业储能市场主要体现出四大商业模式:合同能源管理、融资租赁 + 合同能源管理、业主自投资和纯租赁。
从国内的情况来看，由于投资成本相对较高和用户的安全担忧，早期市场更偏向于合同能源管理和融资租赁这类模式，这有助于推动用电企业更积极地采纳储能技术。不过，随着市场的进一步成熟，预计业主自投资和纯租赁模式将逐渐占据主导。
在合同能源管理模式中，能源服务方承担起购买储能的责任，并通过提供能源服务形式与用电企业(业主方)分享收益，目前主要按照90%:10%或85%:15%的比例分享。
最优情况，由于能源服务方承担了储能的初期投资成本，而用电企业则与其分享收益。一般在5-6年内，能源服务方即可通过储能收益实现回本。
从成本构成来看，工商业储能的初始投资成本包括电池、储能变流器、电池管理系统及能量管理系统。该报告数据显示，当前，每kWh容量的初始投资大约为1500-1800元。电池占系统成本的55-60%，而储能变流器约占15-20%。
中国企业表现跻身前列，比亚迪领跑欧洲工商业储能市场
《白皮书》数据显示，2022年全球工商业储能全球范围内的储能系统集成商出货量排名中，特斯拉、派能科技、Sonnen、LG、沃太能源、E3/DC、SENEC和比亚迪等企业处于前列。
值得关注的是，欧洲市场长期被认为是工商业储能的重要战场，比亚迪以24%的市场份额领跑，紧随其后的是Sonnen、SENEC(20%)、E3/DC(11%)和沃太能源(7%)。LG和VARTA分别占据市场的5%和4%。
同时，在2022年的全球工商业储能电池出货排名中，比亚迪、鹏辉能源、宁德时代等企业跻身前列。
在储能变流器市场上，2022年全球工商业储能变流器出货量排名前五的厂家分别是古瑞瓦特、德业、锦浪科技、SolarEdge和固德威。除了古瑞瓦特外的其余四家企业市占率合计达58%。
其中，古瑞瓦特以13.8%的市场份额领先，目前是全球第一的工商业逆变器供应商，也是全球最大的用户侧储能逆变器供应商。
并网、调度频率、商业模式等方面仍存在挑战
《白皮书》指出，近年来，工商业储能虽得到国家政策的大力支持，但在并网、调度频率、商业模式等方面仍存在挑战。
这主要是由于，大型工商业储能项目的接入受到位置和周边电网条件的制约，导致其并网困难。同时，大多数储能电站的调度频率低于每天2次，影响其经济效益。此外，尽管合同能源管理在商业模式中占主导，但业主方收益分配较低，致使其参与积极性不足。
同时，国内工商业储能与欧美国家相比，受到电网峰谷价差较小等因素的影响，仍未实现大规模推广。
展望未来，《白皮书》指出，国内工商业储能产业的迅速发展仍亟需国家政策、电网机制、商业模式、企业单位等各方的合力支持。
一是不断完善工商业储能技术产业发展的顶层设计，为产业快速发展奠定政策基础。
二是国内工商业储能行业标准仍有待进一步细化完善。建议通过完善工商业储能各标准体系建设，建立保障各细分储能产品高安全、高品质的标准体系，推动国内相关企业提高产品兼容性，实现工商业储能产品标准化、模块化和系列化，助力国内企业走向国际市场、占领国际市场。
三是多措并举推动工商业储能产业技术突破和经济性提高，为产业快速发展进一步创造有利条件。各类工商业储能技术仍面临全生命周期经济性不高等问题，工商业储能系统整体降本增效仍有较大空间。
四是引导鼓励工商业储能行业不断提高产品性能和品质，为工商业储能大规模推广提供坚实基础。建议积极引导鼓励工商业储能行业重视产品的研发，积极打造高品质、高性能的高端产品。
五是积极鼓励企业用户、社会资本等探索商业模式和盈利方式，不断提高工商业储能的效能和效益。
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