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，不仅可有效提升清洁能源的消纳率，还可有实际效果的减少电能的传输的损耗，助力“双碳”目标的实现。

  工商业储能系统不同于大规模储能调峰调频电站，它的最大的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。

  工商业储能系统与储能电站系统都包括电池系统+BMS、PCS、EMS、变压器，机架，连接线缆、汇流柜、防雷及接地系统、监控及报警系统等，系统均进行模块化设计，系统电压、容量灵活配置。

  工商业储能多一体化建造，采用一体柜。工商业储能对系统控制的要求低于储能电站，部分PCS产品也具有BMS的功能。在EMS方面，工商业储能只需要设定充放电时间就可以完成能量管理，功能性需求也低于储能电站。

  但是随着大工业用户的增多，工商业储能配备容量能达到MW级以上，系统配置与储能电站基本一致。

  采用PCS的交流耦合储能的工商业储能系统工商业储能系统系统配置与储能电站基本一致，但相对容量较小，其系统功能也相对简单。

  PCS逆变器通常以双向变流为多见，在中小工商业储能系统中也开始用50-100kW的光储一体机，工商业储能系统的EMS也与大型储能电站不同，工商业储能系统通常不用考虑电网调度的需求，主要是为本地提供电力，只需要具备局域网内能量管理和自动切换即可。

  工商业储能的盈利模式是峰谷套利，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户都能够节约用电成本，同时避免了拉闸限电的风险。

  伴随着分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能的经济性显著提升。目前国内工商业储能的运营主要有两种商业模式。一是由工商业用户自行安装储能设备，可以直接减少用电成本，但是用户要承担初始投资所需成本及每年的设备维护成本。另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付用电成本。

  同时，用户侧储能实现多场景扩张，出现充换电站、数据中心、5G基站、港口岸电、换电重卡等众多应用场景。

  对于商业和大工业用户，亦可通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用。由于用电高峰与光伏发电高峰时间较为一致，因此工商业分布式光伏自发自用比例比较高，储能系统容量与光伏功率多为1:1进行配置。

  对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的。

  根据BNEF的统计，2020年4小时储能系统平均成本降至332美元/kWh，而1小时储能系统平均成本为364美元/kWh，储能电池成本降低、系统模块设计优化、系统充放电时长标准化程度提高将继续推动储能系统价格下降，推动工商业光储配套的渗透率提高。

  光伏具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出负荷所能消耗时，多余的电则以较低价格送入电网。当光伏供给负荷电量不够时，工商业用户又得向电网购买电能，电网和光伏系统同时给负载供电。工商业用户在配置光伏情况下用电成本没有正真获得最大化的降低。

  配置储能系统后光伏电量优先存于储能中，余电供应负荷，待光伏电量不充足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大限度上实现用电利益最大化。

  增设储能系统实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利。用户都能够在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。

  11月29日，山东省发改委发布《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》。

  电价浮动比例：高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。峰谷价差的进一步拉大提升了储能的套利空间。深谷时段充电、尖峰时段放电不但可以起到削峰平谷的作用，还能够在一定程度上帮助配备了储能的业主套取更加丰厚的利润，有效实现了双赢。

  我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费是指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费。

  基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。

  当工商业用户而原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，能够继续快充，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。

  电力需求响应，是指当电力批发商业市场价格升高或系统可靠性受威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。

  简单来说，就是企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。

  以广东省印发《广东省市场化需求响应细则（试行）》的通知，广东对用户侧储能给出鼓励价可到3.5元/kWh，电力用户可做到生产、补贴两不误！按照广东省往年历史数据推导得出一年响应需求约60次左右，投资回收期可缩短一年。

  电力现货交易是指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供电力服务的交易机制。随着中国电力市场改革步伐的加快，国家出台新政鼓励储能参与电力现货市场，储能产业新的商业模式被激活。

  电力有偿辅助服务是指并网发电侧在基本辅助服务之外能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）所提供的辅助服务。

  包括:一次调频、自动发电控制、调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等等有偿辅助服务应予以补偿。工商业储能能够最终靠在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道。

  我国光伏发电发展迅速，2022年1-10月国内光伏新增装机量达58.24GW，分布式装机15.68GW，但工商业储能依然处于起步阶段。中关村储能产业技术联盟报告数据显示，截至今年9月末，国内已投运电力储能项目累计装机规模达50.3吉瓦，同比增加36%。另外，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，意见稿指出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易等。

  当前，我国正在建设新型能源体系，风电、太阳能等新能源的占比逐步的提升。10月国家能源局科技司副司长刘亚芳在接受媒体采访时介绍，我国新型储能技术已从示范应用进入商业化运用阶段，并逐步形成产业化体系，应用场景越来越多元化，项目布局遍及电力系统发电、输电、配电、用电的所有的环节。预计到2025年末，新型储能在电力系统中的装机规模达到3000万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

  根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，2025年全球存量的工商业光伏配套储能装机容量可达12.29GWh。

  当前，在拉大峰谷价差、设立尖峰电价的政策下，工商业用户安装储能的经济性已明显地增强。未来，随全国统一电力市场的加速构建、虚拟电厂技术的成熟应用，电力现货交易及电力辅助服务也将成为工商业储能的经济性来源。此外，储能系统成本降低也将进一步升工商业储能的经济性。这些变化趋势都将推动不同应用场景下工商业储能商业模式的迅速形成，赋予工商业储能强大的发展的潜在能力。返回搜狐，查看更加多