这两年，工商业储能低调做事，高调发展。

　　随着成本不断降低，商业模式不断成熟，我国工商业储能规模增长迅速，部分地区项目收益率诱人，在储能行业制造端的“内卷”之势下，场景拓展，渠道纵深，推动应用端迅猛发展。

　　但是，参与者众多，鱼龙混杂，工商业储能正在面临出清，从草莽发展走向更加专业化，行业集中度也有望提高，对资本能力也提出了更高要求。

　　01

　　成本向下，收益向上

　　目前，碳酸锂价格已经降至8万元/吨以下，磷酸铁锂电芯价格降至0.4元/Wh以下，工商业储能EPC价格最低已经降至1.0元/Wh以下。

　　储能成本一路下行。

　　同时，随着光伏装机尤其是工商业光伏装机的增长，加之电力市场化，午间谷电价格不断下行，甚至出现负电价，峰谷价差越来越明显，部分地区“两充两放”，“鸭子曲线”愈加明显，进一步提高了收益空间，部分项目IRR十分诱人。

　　储能预期收益一路向上。

　　无论是成本角度，还是收益角度，工商业储能在市场化的道路上，一路狂奔，不断渗透，毫不停歇。

　　从具体数字上看，工商业储能增长快速。根据CESA储能应用分会不完全统计，2024年1-7月全国共新增投运362个用户侧项目，新增装机规模2.72GWh，主要集中在江苏、浙江、广东，其中7月新增装机444.67MWh，环比增长47.46%，而用户侧储能中主要为工商业储能项目。

　　这真是一个最好的时代。

　　02

　　电力市场化，风险与机遇并存

　　当然，也有一些负面的声音。

　　工商业储能，作为用户侧储能，不同于电源侧储能和电网侧储能，目前主要盈利模式还是峰谷价差，业务模式独立于电网，完全市场化，自负盈亏，风险自担。

　　这一点不同于早期工商业光伏，彼时还有余额上网或者全额上网，相当于电网兜底，商业模式的底线比较清晰，算得上是香饽饽。

　　而工商业储能，则生于市场化。

　　如今，电力市场化改革加速，电价走向市场化，宏观上峰谷价差迎来不确定性，微观上对业主存续期用电量高度依赖。

　　不确定性，成为工商业储能的关键词。

　　但是，从终局上来讲，电力系统的峰谷价差总是存在的，尤其是随着光伏装机占总发电量的占比不断提高，峰谷价差就会越明显，这个无论从山东的情况，还是从美国加州的情况来看，都是既成事实，无需辩解。

　　这是宏观上的视角，再从微观视角来看，工商业用电量庞大，这是刚性需求，落实到工商业用户上，必然需要通过储能来调配用电量，降低用电成本，这是刚性需要。

　　如果说工商业储能的应用土壤是一项资源的话，那么这个资源分布确实是不均匀的，有的地方峰谷价差比较大，比如东部地区;有的地方峰谷价差比较少，比如西北地区;有的地方可以两充两放，有的地方只能一充一放。

　　不均衡的资源分布，导致项目收益率存在差异，有的地方峰谷价差较高，甚至可以两充两放，项目收益率自然更高，比如江苏、浙江和广东地区，这些地方的渗透更快、更深。

　　总之，无论从宏观上，还是微观上，工商业储能的需求是刚性的，明确的，加之经济性成立，渗透率必然不断提升，机会是确定的，但同时又必须客观看待工商业储能的区域不均衡。

　　这也算是历史的进程。

　　03

　　从草莽发展到专业、集中与资本化

　　对比工商业光伏，由于余电上网甚至全额上网的兜底模式存在，深受各路资本的喜爱，导致发展过程中呈现高度分散的特点，毕竟进入门槛太低了。

　　但是，工商业储能由于高度市场化，收入存在不确定性，进入门槛更高，更需要专业判断，从前期项目选择、系统配置、安全问题、融资安排到后期运维，都需要更高的专业度和品牌力。

　　这个显然不是谁都可以玩的。

　　如果说工商业光伏算是资产，那么工商业储能则更多依赖运营，需要更专业的能力和更丰富的智慧能源生态。

　　近年，储能制造端供给过剩，系统集成商纷纷加入渠道推广当中，工商业储能快速发展，“不缺项目”，但真正推动项目的落地和社会资本的参与，还需要更加专业化的开发商或者运营商。

　　如今，正处于专业化的拐点。

　　工商业储能作为新型电力系统的庞大终端，与虚拟电厂、分布式光伏、电动汽车充换电等高度关联，是“源网荷储”的重要组成，需要更加专业化，尤其是数字化和智能化，来放大产业效应。

　　同时，资本也是关键要素。

　　相对于工商业光伏的标准化，工商业储能的专业化，对资本也提出了更高要求，不是谁都可以玩的，简单粗暴的项目标准不再适用，除了银行等金融机构，资本金融资也需要多元化创新。

　　只有项目的持续盈利能力，才能源源不断地吸引社会资本参与，滚动开发，形成产业闭环，才能推动工商业储能的不断渗透。

　　伴随工商业储能开发、投资和运营端的出清，对很多参与者而言，这个过程必然痛苦，噪音不断，同质化产品将难以竞争，如何在应用端发现价值，并能够整合更丰富的产业及资本资源，才是未来竞争的关键。