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工商业储能行业深度报告：可观的 IRR 弹性将激发需求倍增

一、工商业储能：用户侧储能的重要组成部分

1.1 工商业储能是指在工业或商业终端使用的储能系统

根据应用场景的不同，电化学储能可分为电源侧、电网侧和用户侧。用户侧可细分为工商业和户用两个场景。根据终端用户处

于电表前后的相对位置，可分为表前、表后两侧。

工商业储能是指在工业或商业终端使用的储能系统。以浙江海宁 10MW/20MWh 用户侧储能项目为例。2022 年 8 月，晶科能

源在海宁工业厂区建成 10MW/20MWh 储能电站。储能电站系统主要构成包括：电池系统、储能变流器、消防系统、升压系统、

配电系统、EMS 系统等。电池系统采用储能电站主流的磷酸铁锂电池，寿命长、自放电率低、安全可靠。目前该项目已入选浙

江省“十四五”第一批新型储能示范项目名单。

1.2 国内外装机现状：国外用户侧以户用为主，国内为工商业的天下

中国：用户侧场景绝大多数为工商业储能

根据中关村储能联盟《储能产业研究白皮书 2023》统计数据，从累计装机量来看，2022 年中国新型储能累计投运项目装机突

破 10GW，规模达 13.1GW/27.1GWh，功率规模同比增加 128%，能量规模同比增加 141%。从新增装机量来看，2022 全年新增

投运新型储能项目规模达 7.3GW/15.9GWh，功率规模同比高增 200%以上，能量规模同比高增 280%。中关村储能联盟数据显示，

2019 年起用户侧的装机量呈现持续增长的趋势，2020、2021 年用户侧储能装机增速分别为 31.1%、29.2%，2022 年前三季度

用户侧储能的装机量为 149MW。据储能与电力市场的统计数据显示 2022 年工商业储能装机占比为 10%，结合中关村储能联

盟统计的 2022 年储能装机数据，可以预估 2022 年工商业储能装机大致为 730MW，同比增长 32.7%。

值得注意的是，2022 年前三季度用户侧占比为 15%，预计 2022 年用户侧占比为 10%，用户侧装机占比呈现逐年下降的趋势，

表明用户侧储能装机增速低于中国整体装机增速。2023 年 Q1 用户侧并网容量仅占全体并网容量的 1%。主要原因是中国的电

源侧和电网侧储能装机项目容量大、增速快，而用户侧储能单个项目容量较小，因此增速和占比表现并不突出。此外，有相当

多工商业储能项目由于其规模较小，未进行公开招投标或备案流程，因此统计口径存在一定缺失。

美国：规模保持相对稳定

美国作为 2021 年全球储能市场市占率最高的国家，主要储能应用场景为表前大储。据 Wood Mackenzie 统计，分年度来看，2022

年美国全年工商业储能装机量约 354GWh，同比增长 12%。分季度来看，2022 年一季度单季度装机达 142MWh，高涨 144%，

创历史新高。2021 年底和 2022 年初的高涨，主要来源于纽约州的大量部署。但 2022 下半年以来，工商业增速放缓甚至出现

负增速。2022 年第二季度美国工商业储能装机大幅下降至 26.3MW/59.4MWh，同比+2%，主要由于成本价格上涨以及供应链采

购等问题，导致工商业储能季度装机的大幅下降。2022 年第三季度装机量为 26.6MW/52.6MWh，容量同比下降 31%，主要原

因是由于纽约州部署的大幅下降，以及其他州工商业需求尚未有明显提升，因此 2022 下半年工商业增速放缓。2022 年第四季

度装机量为 48MW/96MWh，容量同比下降 18%，环比增加 78%，容量环比有所修复，主要系纽约州装机恢复。

整体来看，美国工商业储能政策驱动性强，随着美国联邦政府以及州政府储能相关利好政策（例如：ITC 等）的推进，工商业储

能将整体保持增长趋势。

欧洲：工商业增速不俗，绝对量相比户用仍属小众

欧洲市场占据全球储能市场的重要部分，欧洲的户用储能领跑全球储能市场。欧洲户用储能装机量在 2021 年保持了高速增长，

而工商业储能同样呈现出较高的增速。根据欧洲储能协会（EASE）数据，2021 年欧洲工商业储能新增 229MWh，同比增速超过

50%，但绝对量相比户用储能仍属于小众。

1.3 如何观察工商业储能需求？备案比招标更加合适

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，备案量更能反映工商业储能需求，而招标口径则相对不适合。

根据不完全统计，2022 年 8 月-12 月，用户侧中标项目容量仅为 122.2MW/444.9MWh，包含长强钢铁 25.2MW/243.3MWh 的

用户侧铅碳项目。相比之下，备案数据则显示，仅浙江省 11 月单月用户侧储能备案项目总量高达 26 个，总容量已达到

146.93MW/431.68MWh。由此可见，用户侧项目的备案量远大于中标量，备案口径更适合用来观察工商业储能需求。

1.4 统计分析：工业园区占国内用户侧绝对主流、业主自投成为趋势、项目规模通常小于 10MWh

应用场景：工业工厂配储为主

工商业储能的应用场景包括，工业园区、充换电、港口岸电、数据中心、配电站、矿场等，目前工业园区是主要应用场景。广

东 2022 年近 90 个备案用户侧储能项目中，工业园区用户侧储能的项目占 76 个。根据 CNESA 统计，2021 年中国新增投运

的新型储能中，用户侧约占 24%。中国用户侧储能以工商业、产业园、充电桩、港口岸电等为主。综合而言，用户侧储能项目

中，工业工厂配置储能的项目占据多数。

投资方类型：业主自投项目数量为主

工商业储能项目的建设单位主要分为两类，第三方能源公司（电力、电网公司）、业主自投（各个电力用户）。据统计，浙江

省 2022 年 11 月备案的用户侧储能项目共 26 个，占储能备案总项目的 93%。用户侧储能规模达 146.93MW/431.68MWh，其

中普星燃机热电公司 55MW/340MWh 储热项目为单体最大的储能项目。由此可见，用户侧储能场景已成为浙江省储能备案项

目的主要类型。

据统计，广东省 2022 年度备案的用户侧储能项目中，承担项目数量前三位的建设单位分别为：广东电网能源投资有限公司（16

项/67.9MWh）、广东电网东莞供电局（6 项/1.5MWh）、广州指挥用电与城市照明技术有限公司（5 项/46.5MWh）。整体来看，

工商业项目建设单位中能源公司占据 26 个项目，总容量 115.5MWh。相比之下，建设单位为业主企业的项目占据多数，约 61

个项目，总容量约 433.7MWh。由此可见，工商业储能项目的建设单位中，能源公司倾向于集中统筹建设工商业项目，但总体

容量不大。相比之下，业主建设的项目数量更多。

规模分布：多数项目低于 2MW

以广东省 2022 年备案项目进行统计，单个项目规模分布在 0.05kW-30MW 之间，多数项目规模低于 1.6MW，占

比 58.6%，部分项目大于 4MW，占比 12.6%；用户侧项目的平均规模为 2.2MW。

单位造价：集中在 1.75-2 元/Wh

据统计，单个项目单价集中在 2 元/Wh 左右，1.75-2.5 元/Wh 的项目占比 69.0%，部分项目价格高于 3.5 元/Wh，占比

14.9%，最高单价达到了 10 元/Wh。用户侧项目均价为 2.4 元/Wh。可以看出，用户侧项目价格区间较宽，高价项目推高了平

均价格，大部分项目仍集中在 1.75-2 元/Wh 的单价。

二、根本驱动：电价市场化促使峰谷价差不断拉大

2.1 工商业储能的盈利模式 —— 以峰谷套利为主

分时电价的存在使得峰谷套利成为可能

我国对工商业用电实行分时电价制度，峰谷分时电价机制是基于价格的有效需求响应方式之一，将一天划分为高峰、平段、低

谷等时段，分别进行计价。实行分时电价能够引导电力用户优化调整用电负荷，削峰填谷，从而促进新能源消纳，以及保障电

力系统稳定运行。以国网江苏电力公司《关于 2023 年 1 月代理购电工商业用户电价的公告》为例，分时电价的适用范围为大

工业用户和一般工商业及其他用电用户。其中，依电压等级不同，大工业用电和一般工商业的电度用电价格分别分为 5 档和 4

档。而电度用电价格=代理购电价格+电度输配电价+政府性基金及附加，电压等级越高，输配电价越低。电度用电价格同时也是

各电压等级工商业用户的平时段电价，高峰时段、低谷时段则分别在平时段电价上浮、下浮一定比例形成。

仍以江苏省为例，根据《省发展改革委关于进一步完分电价机制有关事项的通知》，该省时段划分为：高峰时段 8:00-11:00、

17:00-22:00；平时段 11:00-17:00、22:00-24:00；低谷时段 0:00-8:00。浮动比例为：大工业用电高峰、低谷分别在平段电价上浮、

下浮 71.96%、58.15%；普通工业用电高峰、低谷电价分别在平段电价上浮、下浮 67.19%、54.82%。此外，在日最低气温达到

或低于-3℃时，对 315kVA 及以上的大工业用电执行冬季尖峰电价机制，在 9:00-11:00 和 18:00-20:00 的电价在峰段电价基础

上再上浮 20%。

以 1-10kV 大工业用电为例，执行尖峰电价时 0-24 点依次为低谷、高峰、尖峰、平段、高峰、尖峰、高峰、平段、低谷。可采

用一充一放，或两充两放的峰谷套利策略，具体为：（1）一充一放，即 0-8 点低谷时段充电，在 8-11 点高峰时段（或 9-11

点尖峰时段）放电，利用了峰谷（或尖谷）价差，分别为 0.8581 元/kWh（峰谷价差）或 1.0849 元/kWh（尖谷价差）（2）两

充两放，除了上述一充一放外，再在 11-17 点平时段充电，然后在 17-22 点高峰时段（或 18-20 点尖峰时段）放电，可利用

0.4746 元/kWh 的峰平价差，或 0.7014 元/kWh 的尖平价差。

工商业储能发展的有利因素：需求侧响应和补贴政策

（1）需求侧响应：可类比独立储能电站的调峰补偿收益

需求侧响应是是通过市场化激励机制，引导电力客户在约定时间内短时优化用电负荷，有效实现削峰填谷，缓解电力供需矛盾，

增强电力应急调节能力的行为。参与需求侧响应的用户能按照政策规定和约定的响应方式获取额外补贴。从补偿方式看，有的

省份按照固定式补偿，有的省份已开始采取电力、电量、容量竞价等市场化方式。目前，在电力现货市场全面开放的大背景下，

2022 年以来天津、广东、重庆、福建、山东、宁夏等十余个省市相继公布了电力需求响应工作方案。

广东省补贴额较高，日前邀约可达 3.5 元/kWh，可终端负荷可达 5 元/kWh，且可组成虚拟电厂集群响应。从资金来源看，广

东省需求侧响应资金来源包括电力用户分摊、现货市场发电侧考核及返还费用等资金。其中占大部分的日前需求响应邀约交易

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