较之于大型储能电站在旗帜鲜明的政策率领下大步阔进，方兴未艾的工商业储能则在电力市场化改革中嗅到了机会。
“我们做用户侧储能的核心思路是因为看到了储能能得到市场化的机会。”近日，乐驾能源CEO潘多昭在接受21世纪经济报道记者采访时强调。
从0到1民生证券分析师邓永康最新的一份研报中写到，工商业储能目前装机规模仍处于初期阶段，后续随着商业模式进一步清晰，装机需求有望增长。
储能应用场景按照大类划分，可以分为电源侧、电网侧和用户侧三类。其中，电源侧包括新能源+储能、电源侧辅助服务(主要以调峰、调频为主)，用户侧包括分布式及微网、工商业削峰填谷。
券商对于这一细分赛道尚在“初期阶段”的判断并不是过于保守。
据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会编写的《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年，全球电化学储能市场中，新能源+储能、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式及微网、用户侧削峰填谷各类场景功率装机规模共22648.1MW，超过21.1GW，占比依次为30.9%、32.1%、26.6%、4.2%、6.2%。
尽管工商业储能的商业模式轮廓较为清晰，但后两者的占比并不显著的原因在于，过去国内工商业电价差较小，无法有效引导下游用能单位配置储能降低用能成本，导致工商业储能的发展较为缓慢。
不过，随着能源转型，部分地区工商业企业受到限电的问题突出，工商业侧对备用电源、调峰调频的需求提高，这一应用场景得到重视。
据高工产业研究院储能项目库，2022年以来已有187个用户侧储能项目更新进度信息，涉及规模达3.9GWh，其中新增备案项目99个。
此外，电力市场化改革的信号在2022年末尤其强烈。
各地电网公司陆续公布电网企业代理购电价格，多个省市区开启新一轮峰谷分时电价机制调整，多地出现尖峰时段电价上浮比例。尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高，意味着峰谷电价差进一步拉大，为储能、煤电灵活性改造等市场打开更多盈利空间。
据中关村储能产业技术联盟对各地2022年最大峰谷价差的平均值统计显示，31个典型省市的总体平均价差为0.7元/kWh，共有16个省市超过平均值，而0.7元/kWh也正是用户侧储能实现经济性的门槛价差。
该机构指出，在峰谷价差较大的地方用户侧储能具有更可观的经济性。另外，从广东省、海南省、浙江省目前的时段设置来看，每天能够实现2个充放电循环的储能系统，投资回收期在6年以内，相较于电源侧和电网侧储能项目大多10年以上的投资回收期来看更为可观。
即将提速2023年开年，工商业储能赛道再次受到政策鼓舞。
1月10日，国家发改委发布《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，自2023年1月1日起执行。
“等风来，不如追风去。”一名储能从业人士发出感叹。
《通知》指出，在继续执行809号文件、保持政策稳定性的基础上，各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。
“《通知》是先放开工商业用户侧电价市场化的信号。”储能政策研究人士告诉21世纪经济报道记者，“在保证农业用电和居民用电价格稳定的基础上，让工商业用电价格走市场价格形成机制，有利于配储的价值发挥。”
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受21世纪经济报道记者采访时也提到，国内户用储能安装条件与国外相比适配性不足，增长不会太大，更多是工商业储能会有新的提速。
“《通知》鼓励工商业用户直接参与电力市场减少电网代理购电范围，推动拉开峰谷电差价，显然有利于工商业用储能系统的部署。”刘勇认为。
这也意味着，工商业储能被鼓励参与提供需求侧响应，进而收益水平和利用率由市场供需决定，自由程度更高。
不过，用户侧储能作为储能产业链中直面用户的产业链下游环节，其技术虽逐渐完善，但市场集中程度并不高，尚有不成熟的地方。
潘多昭告诉记者，过去市场上约有三成左右的用户侧储能存在投运不达预期的问题。这其中，有三个主要原因，一是用户侧用电特性分析不足或变化，导致装机特征设置功能与实际用电不符；二是设备或者是设备投运后运维质量和技术水平不高；三是有的新能源+储能，作为辅助性系统的储能系统缺乏联动控制和收益优化策略功能，导致无法达到收益率预期。
潘多昭认为，“有些人认为用储能系统集成技术不难，准入门槛并不高，但是在用户侧储能方面，竞争更多是基于一体化的产品力和基于产品的服务能力，能够迈过智能化软硬一体化和智能运维服务能力的门槛的团队就很难得了。”
