工商业储能是我国用户侧储能的重要组成部分，据统计，2022年中国新型储能的市场装机量为15.94GWh，其中用户侧的储能装机量占比为8%，商业储能占比最大，达到98.6%。当前我国工商业储能迅速发展，且在各省市储能利好政策不断出台的背景下，峰谷电价差正不断拉大，各地工商业储能逐渐具备经济性。

工商业储能利好政策

工商业储能的发展首先离不开政策的扶持。据不完全统计，2023年上半年，全国部分省市地方级政府发布工商业储能相关推动政策20余条，以补贴和储能规划为主。2023年6月共计6个省市颁布相关储能政策，其中江苏省主要规划五年后用户侧储能的装机目标；重庆市以鼓励用户侧储能装机为主；河南、四川、广东、浙江为工商业储能补贴政策。工商业储能的补贴政策一方面会刺激储能装机量的增长，另一方面也提高了这些地区储能项目的经济效益。

地区分时电价汇总

据理论测算，工商业储能项目在峰谷价差超过0.70元/kWh时具备经济性。根据EESA统计，2023年7月全国共计17个省市（尖）峰谷价差大于0.7元/kWh（两部制、35kV电压等级），分别为安徽省、重庆市工业用电、广东省五区、海南省、河南省、黑龙江省、湖北省、湖南省、吉林省、江苏省、江西省、辽宁省、山东省、陕西省、上海市、天津市、浙江省。重庆市、广东省、河南省、江苏省、四川省、浙江省这6个地区在满足地区峰谷价差大于0.7元/kWh的同时，储能系统还能在一天内实现两充两放（由地区分时政策决定），进一步提高储能系统利用率，缩短储能项目的投资回收期。

备注：江苏省自6月1日起对于315千伏安以上的工业用电采取夏、冬季尖峰电价政策，尖峰电价以峰段电价为基础上浮20%（暂不考虑工业用电重大节日深谷电价）。

储能投资回报分析

现对上述6个储能政策利好地区的工商业储能项目进行投资回报分析，均以1MW/2MWh的两小时储能系统为例，采用工商业（或大工业）用电电压35千伏的两部制分时电价进行周期为10年的投资回报分析。相关参数设置如下：储能系统的投资成本为1.5元/Wh；系统的综合效率为90%；系统年线性衰减率为2%；电池放电深度（DOD）为90%；每年系统利用300天；年系统维护费用为储能系统成本的2%；贴现率为5%。测算电价均以2023年7月国家电网或南方电网公布的代理购电信息为标准，分时标准以现有的分时政策执行；各省市政策补贴均按照6月政策执行。

四川地区峰谷套利收入小，如果没有政策补贴，当地储能项目没有经济收益，尽管四川省较高的补贴政策可以缓解项目的初期投入，但实现投资回收的时长依然偏高，目前四川地区不大适合工商业储能的装机。

河南地区工商业储能项目经济在无政策补助的情况下较低，但是叠加政策补贴后，IRR可上升6%，达到13%，经济效益凸显。

江苏和重庆地区6月政策以鼓励工商业储能装机为主，凭借本地较高峰谷价差所带来的峰谷套利在项目周期内能够实现盈利。今后在峰谷价差较小的前提下，当地工商业储能规模化发展离不开政府补贴以及其他盈利模式的探索。

目前工商业储能经济效益最好的地区是浙江，一方面浙江地区的尖峰低谷价差较大；另一方面浙江分时政策可以满足储能系统在两个尖峰时段进行放电实现的峰谷套利多于广东地区。广东地区尽管峰谷价差大，但是同一天内第二次充放电循环只能在平时段充电，实现的峰谷套利会减少。

实现工商业储能的经济性离不开政策补贴，峰谷价差力度以及电站使用效率。通过上述地区的项目投资回报分析可看出，目前浙江和广东地区的工商业储能发展潜力较大。