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本文内容仅为大致记录会议的模糊过程，不作为投资依据，其中涉及统计数据的信息仅供参考。
展望24年工商业储能发展盛况，为了更好地了解不同场景下工商业储能的实际情况，储能领跑者将举办工商业储能系列会议，储能领跑者联盟于2024年1月18日特别邀请到了储能领域资深专家就产业园区场景进行线上分享与解答，以下是会议核心观点与访谈记录。
【核心观点】
1、个人判断，23年工商业储能并网量约3GWh，主要因项目落地节奏不同，部分项目未能23年内并网运行，预期24年工商业储能并网量约6GWh。
2、整体国家对于工商业储能是比较支持和鼓励的，实际过程中需要注意消防、审批手续、用电负荷的稳定性等方面。
3、一簇一管理是储能系统的未来趋势之一，因为可以较多地提高储能系统的寿命、循环次数、提高了放电深度（DoD），对于投资回报率的提高非常有帮助。
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【访谈记录】
从收益率门槛的角度来看，国企对于项目投资IRR的要求在6.5%左右，民企的要求会更高一些。现阶段各省的峰谷价差区别较大，整体来看，能够满足峰谷价差在0.8元/KWh、一天一充一放两个条件的情况下，工商业储能收益率都会比较好，能够达到8%以上。目前国内东部和中部的很多省份都能够满足这些条件。随着整个储能系统成本的下行，原来经济性不太好的区域（例如重庆），现在也在快速发展工商业储能。
从实际运行的角度来看，用电负荷比较稳定的园区更适合安装储能，负荷的不稳定性或者负荷的搬迁会对整体投资收益造成较大的影响。所以通常EMC合同中也会对于负荷、用电情况进行约定。
功率方面：主要考虑到其变压器容量情况。通常对于一个110KV的增量配网而言，如果其负荷在100MVA，配储功率通常在20%左右。如果园区在谷电时的变压器容量利用率都很高，那么留给储能的充电空间就比较小了。
容量方面：主要考虑到不同省份峰谷电价的时段情况。比如在浙江省2小时工商业储能的情况比较多，在江苏省的话3个小时及以上的情况会相对多一些。
同时，容量的多少也会与选择的技术路线有关。比如我国最大的园区储能电站是浙江湖州的和平共储储能电站，它是典型的一充一放、采用了铅碳电池技术路线，所以其设置的储能时长达到了8-10小时。
目前在类似浙江、江苏等对于储能市场认知比较久的省份，可以明显地看到业主自投自建的储能项目逐渐增多，但在全国大多数区域，个人判断还是会以合同能源管理的模式为主。
从中长期来看，业主自投自建更像是一种趋势，可以参考广东省火储联合调频业务的发展历程。早期火储联合调频刚刚发展的时候，合同能源管理是主流模式，后来大家意识到了这个商业模式的收益率很高，为了享有更高的收益，选择自投自建的业主就越来越多。
对于工商业储能而言，规模大小也是影响合作模式的因素之一。通常在10MWh以下的项目，选择合同能源管理的模式会更具有性价比，10MWh及以上的项目可以选择自投自建模式。
在当前的分时电价机制下，对于储能电站的控制、调用能力要求非常低，只要能够实现定时充放电功能就可以了，所以在这种情况下，自投自建与合同能源管理在运营方面的差距难以体现。
在2025年以后，随着电力现货市场的逐步推进，工商业用户用电价格将不再是典型的峰平谷价格波动了，电价会以15分钟尺度来波动，这样对于储能电站的调用控制、预测当天乃至第二天电价趋势的要求会更高。在这个时候，可能对于整个工商业储能商业模式、对于EMS系统的要求都会发生比较大的改变。
个人认为，2024年至2025年主要解决电力现货从无到有的过程，而不是解决电力现货价格传导的问题。
电网背景类企业会具有一定的优势，但是同时也会有风险。电网类背景企业如果为工商业储能运营的话，属于既是裁判员又是运动员，政策上不一定会允许。售电企业可能会是更好的选择。
从21年年底开始，工商业储能装机的增速实际上是高于储能行业的平均增速的。23年本来高工锂电预测工商业储能装机规模在5GWh-8GWh左右，实际上由于部分项目落地节奏的问题，个人统计23年实际并网运行的工商业储能约3GWh，预期24年装机量在6GWh左右。
从长远的空间来看，可以按照某省工商业用电负荷的20%来测算。各省工商业用电负荷情况不同，粗略计算可以采用总用电负荷的60%进行计算。
整体国家对于工商业储能是比较支持和鼓励的，实际过程中需要注意消防、审批手续、用电负荷的稳定性等方面。
消防方面：因为相关法规对于储能电站消防方面的要求、如何布置等方面还不是特别清楚。例如按照国标储能电站距离化工管道距离20米符合标准，但是如果把储能电站按照易燃易爆品，根据化工那边的标准，距离可能要提高到50米才能符合标准。在实际的落地中更多的是与当地消防沟通，也可以采用建立防火墙等方法来满足要求。
审批方面：除了江苏、浙江以外的省份，对于工商业储能如何在电网公司办理相关手续的规定不太明晰。这样增加了业主或者EMC公司的沟通成本，一定程度上影响了安装工商业储能的积极性。
不同功率和容量的储能项目对于产品的诉求不同。目前以及未来一段时间内，如果项目容量在5MWh及以下更多地会采用储能柜产品，在5MWh及以上会采用预制储能舱的产品。现阶段电芯再向上提升的空间有限，单个储能仓的重量也在4.8吨附近，哪怕电芯从314ah提高到330ah左右，个人判断5.5MWh单仓可能也是当前结构的极限。
个人认为一簇一管理是储能系统的未来趋势之一，因为可以较多地提高储能系统的寿命、循环次数、提高了放电深度（DoD），对于投资回报率的提高非常有帮助。
未来行业还是会进行洗牌。个人认为，今后工商业对于储能系统的调运、运行控制方面的要求会逐步增多、提高，对于电价预测方面、大数据、人工智能的要求也会提高，这对于仅具备简单系统集成能力的供应商会造成很大的压力。工商业储能的产能出清会晚于源网侧储能，预期25或者26年有望开始，主要考虑到市场比较分散，总会有厂商在具有区域优势能够获得一定的市场份额。
个人认为储热也会有比较大的应用前景。利用低谷电，结合电锅炉或者熔盐储热，需要的时候再释放出来。
【Q&A】
对于浙江等有明确要求的省份而言，只要是400V低压并网，在硬件接入方面的费用不会有太大变化。对于10KV以上的高压电网而言，电网公司要求能够实时监控储能电站的运行状态，所以会有较高硬件费用投入。
目前分布式光伏强制配储主要集中在山东等有明确文件的省份。山东的台区储能模式其实不算是工商业配储，早期台区储能的业主主要是电网，从去年开始山东的台区储能的业主就不再是电网公司了，而是新能源业主方。
当前钠离子电池的技术成熟度、性价比不如锂电池，短期内大规模应用在工商业储能的难度较大。个人认为，储能电芯还有一定的降价空间，阶段性平台价格应该在0.33元-0.35元/Wh。
不同项目的EPC涵盖的工程内容不一样，比如工商业储能的一些配建设置，部分商务成本也会涵盖在EPC的报价里面，所以EPC很难横向比较。对于大储而言，如果不包含110KV以上升压站的建设，通常EPC价格是设备价格的基础上增加0.3元/Wh。
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②《2024年工商业储能市场展望会议纪要》
③《储能降本之路线上会议纪要》
④《储能产品未来探索与竞争力评估》
⑤《电网专家解读-关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》
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