宁德时代等70家企业电池扩产投资额达7000亿元，白皮书预计2025年中国工商业储能装机达3.2GW

　　9月11日，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的数据显示，据不完全统计，截至目前，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、海辰储能、楚能新能源、赣锋锂业、鹏辉能源、瑞浦兰钧、孚能科技、厦门时代、盛虹集团、天津力神、德赛电池、昆宇电池等70家以上企业动力及储能电池项目扩产，涉及产能规划超1600GWh，总投资金额超7000亿元。

　　同期公布的《2023中国工商业储能发展白皮书》预计，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。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。

　　“目前用户侧储能仍处于初级阶段，未来3-5年，工商业储能将继续成为主流。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示。

　　1-7月各省储能项目备案超过2000个

　　“2023年上半年，新型储能领域欣欣向荣，新型储能装机规模呈爆发式增长，半年投运储能项目装机总规模已超2022年全年总和。”中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深表示。

　　今年1-6月，我国共有159个储能项目投运，其中新型储能投运项目达154个，投运装机规模达7.05GW/14.66GWh。1-7月，各省储能项目备案超过2000个，华东地区以1185个位居榜首。

　　王泽深进一步指出，今年下半年新型储能行业将呈现五个向好局面：一是工商业储能和大储产品出口市场进一步向好;二是国内新型储能市场新增装机进一步向好;三是新型储能多元化应用场景进一步积累和延伸;四是储能电池产能释放好于去年同期，供不应求;五是电芯成本和系统成本下降较快。今年全年，国内新型储能新增装机有望达到15GW-18GW。

　　据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，截至目前，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、海辰储能、楚能新能源、赣锋锂业、鹏辉能源、瑞浦兰钧、孚能科技、厦门时代、盛虹集团、天津力神、德赛电池、昆宇电池等70家以上企业动力及储能电池项目扩产，涉及产能规划超1600GWh，总投资金额超7000亿元。

　　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。

　　四国装机占全球总量79%，国内华东投运规模最大

　　中国化学与物理电源行业协会主编的《2023中国工商业储能发展白皮书》数据显示，2023年全球工商业储能新增装机量将达到1.5GW，预计到2025年这一数字有望增长到11.5GW，届时，全球工商业储能的累计市场规模将在190亿元-240亿元。

　　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，上述四个国家工商业储能装机量约占全球装机总量的79%，预计2025年中美工商业储能装机量全球占比或超50%。报告中提到，其主要原因是，上述国家的工商业(主要是工业)比较发达，同时对工商业储能的政策支持力度较高。

　　从国内区域看，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。

　　《白皮书》数据显示，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。

　　《白皮书》预计，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。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。

　　业主自投资和纯租赁模式将成主流

　　《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(投资方)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。

　　最优情况是，能源服务方承担了储能的初期投资成本，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。据《白皮书》测算，一个典型的工商业储能系统年度净现金流大约为190元/kWh，投资IRR约为7.5%-11.2%，静态投资回收期为7.9-9.5年。

　　高IRR值意味着储能系统为企业或投资者带来了较高的回报。《白皮书》显示，安徽、北京和重庆等省份分别展现出12.5%、3.5%和15.2%的IRR，这些地区的储能项目预期回报颇为可观。

　　《白皮书》还指出，投资边界条件为假设电池循环次数超过6000次，年运行天数为330天，每天循环次数超过1次(一充一放)，峰谷价差超过0.84元/kWh，且储能项目单位投资成本低于1.7元/Wh。这一数据已被行业内作为市场化的参考边界。

　　未来持续向好，但挑战亦不可忽视

　　近年来，工商业储能得到国家政策的大力支持，为工商业储能产业发展带来众多优势与机遇。

　　首先，“能耗双控”政策刺激了工商业储能增长。受制于电力供应不足，近年来全国多地出现“拉闸限电”现象，并出台“能耗双控”政策。受此冲击，工商业用户停机时间加长、停机成本增加，进而增加企业的生产负担。为减少停机时间、降低停机对生产造成的影响，很多工商业企业探索应用储能系统以应对“拉闸限电”和“能耗双控”。

　　其次，峰谷价差不断增加和补贴政策逐步落地，进一步推动企业布局工商业储能。一方面，峰谷套利是工商业储能最主要的收益来源，峰谷价差不断增加提高了工商业储能项目的经济性，推动国内企业投运储能项目。今年上半年，全国共有19个地区峰谷价差超过0.7元/kWh，其中广东价差最大，高达1.35元/kWh。

　　另一方面，全国各地补贴政策逐步落地。例如深圳市福田区对已并网投运且实际投入100万元以上的电化学储能项目按照实际放电量，给予不超过0.5元/KWh的支持，给予项目业主1元/瓦的一次性建设补贴。

　　这些积极因素都会增强工商业储能项目的经济性，并带来更大规模的投资。但不可忽视的是，工商业储能项目在并网、调度频率、商业模式等方面仍存在挑战。

　　中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，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。

　　《白皮书》对未来的政策提出建议，展望未来，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。