截至2022年底，我国已投运的电化学工商业储能累计装机规模为1.81GWh。据相关数据显示，2023年广东、浙江、江苏等地合计备案规模已经达到3.46GW/9.26GWh。行业发展虽然尚在初期，但高增趋势已经显现。经济性是工商业企业参与项目的主要驱动因素，峰谷套利、成本下降、政策补贴均带来IRR的显著提升。
图:中国电化学储能项目累计装机应用场景分布（截至2022年）
资料来源：中电联
此外，分布式配储成为消纳调节的重要手段，未来台区配储或存在较为广阔的市场空间。行业千帆竞发，格局未定，具备渠道资源的开发运营商与具备技术、成本优势的龙头零部件供应企业或将持续受益。
2023年以来，随着国内工商储政策不断催化，各地分时电价政策落地、峰谷价差拉大，储能投资成本下降，工商业储能的经济性逐步显现，行业开始快速发展，2023年成为工商业储能的发展元年。据集邦咨询预测，2024年中国储能新增装机有望达29.2GW/66.3GWh，其中工商业储能有望达到4.3GW/11.2GWh。
峰谷套利叠加补贴收益，降本助力经济性凸显
2023年工商业储能经济性明显提升，激发需求增长。通过敏感性分析，发现峰谷价差、储能单价、贷款比例以及电芯循环次数是对经济性影响最大的四个因素。
2023年以来，地区峰谷电价差拉大，12月平均价差达0.7元/kWh以上的地区多达25个，超20个省份满足两充两放的充放电策略。储能投资成本快速下行，12月储能系统/EPC平均中标价格为0.79/1.387元/Wh，较年初大幅下降。仅考虑峰谷套利收益，浙粤苏地区的项目IRR可以达到7%以上，具备优越的经济性，加入杠杆后项目IRR进一步显著提升。
此外，浙江、广东、江苏、安徽等地通过直接补贴给予支持，亦带动经济性显著提升。
皖鄂湘具备发展潜力，工商储市场有望高增
能够实现工商业储能大规模发展的地区除了需要具备较大的峰谷价差及/或较好的补贴以外，还需要具备较好的工业发展基础。峰谷套利方面，经测算发现浙江、广东、上海、安徽、江苏、湖北、湖南、海南采用两充两放后IRR达5.7%以上，投资经济性较优越。综合考虑三方面因素，认为安徽、湖北、湖南具备较大工商业储能发展潜力。
市场担忧分时电价机制的持续性，通过分析各省份的三产GDP占比与光伏装机容量占比数据，认为江苏、浙江、安徽、湖北或具备一定可持续性。
分布式配储助力消纳，政策补贴是现阶段重要获利来源
分布式光伏快速发展，多地发布接网预警，电网消纳成为“卡脖子”问题。开放容量不足情况下，分布式配储成为很多省市自救的消纳手段。截至2023年11月，全国已有12个省/自治区出台了相关政策，超过10个区域明确了配储比例，在10-30%不等。
政策补贴是现阶段重要获利来源，多地出台补贴政策，进一步提升工商业储能的经济性。全国各地方政府对工商业储能的直接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，自2022年起，浙江、江苏、广东、安徽等11省为推动工商储项目建设，发布了50余项工商业储能补贴政策，鼓励工商业用户兴建储能电站。补贴形式主要以放电补贴、容量补贴和投资补贴为主。
当前参与者众多，竞争格局未定
集成商在产业链承上启下，开发和运营是打通产品与业主的核心环节。从储能的产业链来看，设备商向上游采购电芯材料、电子元器件等原材料产品，并制造储能系统的关键模块：电池模组、BMS、EMS、变压器、PCS等，之后由系统集成商将上述多个模块进行集成，再将系统销售给下游业主或安装运营商。
目前工商业储能仍以三方持有占据较高比例，开发运营商是打通产品与业主的关键角色。当前，行业参与者众多，可分为三类：大储/户储集成商&主要部件供应商、工商储专业集成商、电力能源企业（含分布式光伏企业等）。
①大储/户储集成商&主要部件（电芯、PCS等）供应商：如比亚迪、阳光电源、盛弘股份等，通过外采其他部件，延长产业链至集成环节，其优势在于成本与集成能力，更多的介入在靠前端的集成环节。
②工商业储能专业集成商：如奇点能源、四象新能源等，大多具备电子电气技术背景，不涉及上游零部件环节，更加聚焦于分布式应用场景，将主要资源集中于产品的优化及智能运维方面。这类企业如果能够持续建立品牌和渠道等竞争壁垒，也有望进一步扩大市场份额。
③电力能源企业：包括分布式光伏企业、综合能源服务商、售电公司、电力EPCO服务商等，如芯能科技、苏文电能等，这类企业可以复用传统业务的销售渠道快速拓展业务，优势在于渠道端，更多的介入在靠后端的开发、运营环节。
总结：目前工商业储能处于行业发展初期，新进入者众多，市场竞争加剧，激烈的价格战或将压缩企业盈利空间。企业应该思考如何打造差异化的产品，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，抢占市场份额。
来源：EnergyTrend储能整理
资料来源：华泰证券
