工商业用电需求高、厂房和仓库屋顶面积大，两者叠加，让工商业成为了光伏综合开发利用的重要场景之一。在2023年，在阴晴不定的光伏市场中，工商业光伏仍显示出了强大的发展潜力。

根据国家能源局数据显示，在2021年，中国工商业光伏的新增装机量还不到8GW；2022年，是工商业光伏的爆发之年，新增装机暴涨236.7%，达25.87GW；到了2023年，仅前三季度，工商业光伏新增装机量就已经达到了惊人的34.16GW。可见，工商业光伏已成为光伏市场发展乏力下的增长新引擎。

大工商业光伏步入精细化竞争阶段

大工商业光伏指单项目发电规模1MW以上的光伏电站项目，在发电集团大规模入场持有与业主装机意愿提升双重推动下，其年装机量从2021年的6GW激增至2022年的19GW，成为2022年工商业光伏爆发的主要驱动力。科尔尼认为，大工商业光伏未来2~3年装机量仍有增长空间，中长期随着装机趋于饱和及新建房屋BIPV渗透率提升，大工商业传统光伏装机量将逐步回落。

大工商业光伏根据电站资产持有方不同，可分为四大模式。总体而言，“五大六小”发电集团持有模式占据市场主导性地位，但随着光伏经济性与安全性逐步经历市场考验，未来业主自持与地方资本持有模式占比将持续上升。

1. 业主自持模式：工商业主自主投资并持有电站资产，可获取最高的理论收益。从电站建设方来看，小部分为业主自建，多数业主采用EPC外包模式进行电站建设。考虑大工商业主对安全性与品质的诉求，未来民营品牌开发商占比将进一步提升。

2. 发电集团持有模式：目前发电集团持有资产占大工商业整体的约70%。发电集团可以自主开发， 或者收购民营品牌开发商或拼装商开发的成熟项目。当前发电集团自主开发趋势显著，其凭借低投资回报率红线提供较高的电价折扣，客观上挤压民营品牌商与拼装商生存空间。

3. 民营品牌商自持模式：部分民营品牌商选择自持少量高收益率工商业项目，但由于资金规模有限，自持模式在整体市场占比较小（<5%）。目前国家正在试点REITs（房地产信托投资基金），如若放开，未来民营品牌商有望通过发放REITs融资持有光伏资产，从而大幅扩张持有规模、驱动市场变革。

4. 地方资本持有模式：通常由品牌商或拼装商负责业主开发和EPC建设，并一体化打包给以城投公司、金融租赁机构为首的地方零散资本进行电站持有。目前光伏的经济回报、安全性已逐步历经市场验证；叠加经济环境不景气，地方资本逐步将光伏视为具有稳定收益率的理财产品，未来该模式的市场影响力将获得长足增长。

当前大工商业市场开发激烈，已步入精细化竞争阶段，未来发展的关键在于把光伏作为减碳重要组成部分，围绕各个行业形成对应的定制化解决方案。首先需要基于行业吸引力和能力适配度对目标行业进行筛选：一方面，从行业整体发展趋势、用电特征、减碳目标、综合能源需求、收益率等维度研判行业吸引力；另一方面，根据企业自身的方案能力、产品能力、服务能力等判断最适合的目标行业。

企业需要为目标行业客户提供覆盖技术和商业两方面的定制化解决方案。具体来说，如何根据客户需求特点，提供针对性的含光伏、储能、融资、电力交易、咨询等综合性的解决方案，达到推动企业减排、保证充分回报、保障生产运营等目标。

小微工商业光伏尚处发展早期

单项目发电规模1MW以下的小微工商业市场受需求高度分散、资产风险性高的制约因素影响，尚处于发展早期阶段。其下游应用广泛，物流园区、工业产业园区、散点工厂、商业地产等均是其下游客户。

1. 商业模式存革命性机会，发电集团或入局驱动短期爆发式增长

小微工商业光伏呈现两种主流商业模式：业主自持和地方资本持有。因单体项目较小且小微企业运营不确定性高导致的资产风险，“五大六小”发电集团过往并不参与小微工商业市场开发。但中长期来看，“十四五”清洁能源装机任务压力与隔墙售电模式打通，将驱动发电集团入局小微工商业市场，深刻改变行业格局。科尔尼预测，发电集团入局小微工商业市场大规模持有资产的情形下，市场装机量将迎来爆发式增长，预计至2025年，年新增装机量可增至>25GW。

2. 当前市场竞争格局高度分散，品牌化时代即将来临

小微工商业光伏市场格局高度分散，目前地方小型开发商占据约95%的市场份额。地方小开发商规模较小，通常以低价为核心竞争力，缺乏核心设计/技术竞争力与品牌兜底背书能力，难以吸引更广泛的客户群体装机。

科尔尼认为，随着发电集团外包民营品牌开发商（如阳光新能源、天合智慧等）进行资产打包开发成为趋势，同时工商业主对安全质量的高诉求需要通过品牌口碑、项目经验、与上市公司资质兜底来进行保证，小微工商业的品牌化时代即将来临。

光伏配储 经济效益最大化

目前，光伏产业已进入了纯市场化状态，我国庞大的屋面存量市场为分布式光伏的发展提供了良好的市场环境，工商业分布式光伏电站已经迎来快速发展的黄金期。

然而，由于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得到最大化的降低。

伴随着分布式光伏电站应用场景的逐步多样化，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显著增强。 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。

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，最大程度上实现用电利益最大化。

工商业企业在建设分布式光伏电站的同时，增设储能系统，能够使企业在负荷低谷时，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。

隐忧丛生

工商业光伏在快速发展之下，仍有几点隐忧值得从业者注意：

首先，电价的调整，将成为影响工商业光伏发展的重要因素。光伏行业进入平价时代后，工商业分布式光伏投资逐渐进入了以自发自用为主流的投资模式，来应对电力供应紧张、电价浮动比例提高、用电成本上升等多重问题。

但随着各省份调整用电峰谷时段后，工商业光伏也迎来了挑战。2022年年末，山东发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告，首次引入深谷和尖峰系数及执行时段，其中除夏季外的11：00~14:00被划分为深谷段，而这正是光伏发电的出力高峰。

1月29日，浙江省发改委印发《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》，根据通知， 全年11:00~13:00均为谷电价时段，春秋、夏冬两季的峰、平时段则略有差别。在具体电价浮动比例上，按季节以及用电类别，低谷时段下浮55%~62%，高峰时段则上浮50%~65%。

此外，北京、湖北、辽宁、宁夏、新疆、甘肃、福建、河北、云南、青海等省市也在2023年分别出台了分时电价的新政策，主要呈现出拉大峰谷价差的趋势。

在深谷电价的逐渐覆盖之下，首当其冲的就是用户侧的分布式工商业光伏。

分布式工商业光伏主要为自发自用、余电上网，主要通过两种模式回收投资成本：一是在原有用户侧电价基础上进行打折，在执行分时电价政策后，午间低谷时段电价就会变低，若还执行此前的电价折扣，则会变的非常不划算。

二是和工商业主签署固定电价。电价调整后，由于工商业分布式光伏签订的原高电价能源管理协议可能难以履行约定，将会增加违约的风险。

第二是各地电网承载力受限逐渐成为常态，或将成为工商业光伏发展的阻碍。近日，多省宣布分布式光伏可开放容量告急：山东的全省136个县（市、区）中，37个县（市、区）分布式光伏出力消纳困难；黑龙江截止2023年11月底，13个市当中81个区县容量为0，其中佳木斯市、七台河市整体接网容量为0；

2023年11月11日，广东宣布多地出现电网饱和的情况，11个县市无分布式光伏可接网容量，13个县市可接网容量小于50MW，广东共有124个县级区域，目前分布式光伏安装受限区域占比将近20%。同样宣布电网承载受限的还有河南、河北、浙江等省份，不一而足。

各地纷纷宣布电网承载力受限，意味着工商业光伏项目装好后可并网的空间收缩。而分布式并网容量为0，则表示项目装好后无法接入电网。对于已并网的工商业分布式光伏项目，风险同样存在，部分地区出台政策，对于一些消纳压力高的区域，禁止已并网项目电力反送电网。

电网承载力受限，各地纷纷开始要求项目配置储能，这也是23年储能飙升的原因之一。但要求分布式工商业光伏项目配置储能仍然阻力较大。从目前来看，大比例配储，意味着投资方可能无法获得预期的发电收益，甚至要承担一定的亏损，要体现出光储一体的经济性，恐怕还有较长的技术升级与降本增效之路要走。

第三是组件价格持续走低，但导致工商业光伏竞争加剧。

目前，组件价格基本已全面低于1元/瓦，进入低价时代，例如在1月20日，华能2024年10GW光伏组件框架协议采购开标中，最低报价就已来到了0.79元/瓦。

对于工商业光伏而言，组件价格的持续走低，无疑降低了项目的投资成本，缩短了项目的资金回收周期，但同时也降低了工商业光伏的门槛，竞争日益加剧。

在组件价格高企时，屋顶面积几千平、月用电量几万度这样的小型项目，基本无人问津，但组件价格降低后，这样的项目成了香饽饽。门槛的降低致使开发没有房产证的项目、开发手续不全的项目等乱象是时有发生。

此外，工商业分布式光伏还存在着运营维护不专业、项目质量参差不齐等问题，亟待解决。

原标题：屋顶厂房也不能闲置，工商业光伏配上储能才最赚钱