工商业储能市场于2023年迎来爆发，但由于国内各省份电价不一，导致不同地区项目收益水平仍然存在较大差异。据GGII统计中国超70%地区2023H1平均峰谷价差同比扩大，其中江西、山东、河南、福建、河北南网覆盖地区进入2023年峰谷价差增加幅度较大。江西峰谷价差扩大最明显，平均增加0.3410元，IRR增加10.8个百分点至6.7%。

一、工商业储能的两种盈利渠道

1 峰谷套利

伴随着我国分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能经济性日益凸显，2023年被称为储能爆发的元年，更多的储能厂商也期盼着，今年的电力市场将进一步开放，带动产业链上下游的良性循环。

工商业储能的盈利模式之一主要是“峰谷套利”——即用户可以在负荷低谷时，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。这样“一充一放”，用户既可以节约用电成本，也避免了拉闸限电的风险。

由于各省的工商业峰谷价差不同，工商业储能经济效益差异也较大。国内工商业储能目前主要集中在峰谷价差较高，且工商业发达的江苏、广东、北京、浙江等地区，峰谷价差超过0.74元/kWh，其中北京的峰谷价差超过1元/kWh，因此上述地区的工商业储能的峰谷价差收益较大。云南、广西等地的峰谷价差较低，经济性一般较差。

在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放，预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。

2 新能源消纳

目前，工商业储能市场中光伏+储能的应用比例不断提高。苏州、珠海等地区已经提出了关于分布式光伏+储能的补贴鼓励政策。为什么政府要鼓励？光伏发电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工商业也会用户所需电量时，多余的电以较低价格送入电网。当发电量不足以覆盖用户所需电力时，用户不得不向电网购买电能作为补充。因此，在仅配备光伏发电的情况下，工商业用户的用电成本并没有得到最大化的降低。而配置储能系统后，光伏电量将优先存在储能系统中，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。

二、如何破解低峰谷价差区域工商业储能盈利难题？

对于投资方或业主而言，影响工商业储能项目内部收益率的因素有峰谷价差、储能系统价格、系统效率、政策补贴以及项目权益比例等，其中峰谷价差与系统价格是影响IRR的主要因素，GGII依据2023年工商业储能项目系统配置、运行策略以及运行环境建立测算模型，进行系统价格、峰谷价差对于项目收益水平的影响分析。

GGII列出了当峰谷价差为0.2-1.9元、系统价格为1.0-2.0元时对应的IRR。一般来说，项目IRR＞6%时具备较好经济性，将6%作为基准折现率，根据IRR水平分为以下三类区域：

1）橙色区域（IRR＞20%）：该地区项目投资收益水平较高，应重点开拓；

2）白色区域（6%＜IRR≤20%）：该地区项目投资收益水平良好，具备投资可行性；

3）灰色区域（IRR≤6%）：当前该地区工商业储能发展尚不成熟，项目投资可行性较低。

备注：纵向为峰谷价差（元/KWh），横向为系统价格（元/KWh）。

GGII通过以上分析得出，每单位系统价格的减少对IRR提升的影响逐步增强，每单位峰谷价差的增加对IRR提升的影响逐步减弱。未来通过系统降本将是提升工商业储能项目经济性的第一选择。

1）随着设备端持续降本，当前灰色区域省市未来也将逐步具备发展工商业储能的条件。当前我国电力市场正处于改革进程中，电价以及峰谷价差的制定由发改委主导，部分省市由于峰谷价差较低，导致工商业储能项目不具备经济可行性，而随着储能系统成本的不断下降，项目对峰谷价差的高要求将有所降低，更多省市将具备工商业储能项目的投资可行性。例如当系统价格为1.5元/Wh时，峰谷价差＞0.77元项目才具备投资可行性。当系统价格降低至1元/Wh时，即使峰谷价差为0.5元，项目也能够具备较高经济性。

2）峰谷价差对项目收益水平影响显著，当系统成本投资逐步降低时，各地工商业储能项目收益水平分化加剧。当储能系统价格下降时，价差高的省份IRR提升幅度更大。如当系统价格由1.5元/Wh降低至1元/Wh时，峰谷价差为0.8元/Wh的地区IRR将提升10.5个百分点，峰谷价差为1.3元/Wh的地区IRR将提升14.5个百分点。

三、工商业储能未来展望

首先，最近两年的夏季，华东、华南等负荷中心区域，受迎峰度夏及夏季有序用电影响，部分工商业用户在夏季用电出现电力短缺问题，同时受峰谷电价政策驱动影响以及储能系统成本下降，工商业用户部署储能的需求正在逐步显现。

另外，“隔墙售电”有望促成用户侧共享储能模式，推动工商业储能规模发展。“隔墙售电”即分布式发电项目就近交易，“隔墙售电”允许分布式能源项目通过配电网直接将电力销售给周边的用户侧，这个过程少了电网参与，减少了中间成本。

2021 年年底以来，“隔墙售电”作为高频词汇多次出现在国家重要政策文件中。分布式电源“隔墙售电”模式对于用户侧来说，临近工商业或工业园区可以认为是一个整体，利于储能的大型化降本。对于投资方来说，大型化用户侧储能有望拓展商业模式，从而提升经济性；对于电网来说，大型储能有可能成为可以调用的灵活性资源。

因此未来随着“隔墙售电”政策不断完善，逐步落地，将进一步推动工商业储能规模发展。

整体来看，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。预计22—25年国内新增工商业储能装机量分别为2.6GWh、6GWh、10.6GWh、18.4GWh，对应CAGR（复合年均增长率）为92%，市场发展空间巨大。

结束语

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，市场发展空间巨大。

在新能源装机容量逐年增加以及电网运行安全要求驱动下，储能行业未来将会得到越来越多的政策支持，峰谷套利空间以及新能源消纳的市场，会有越来越多的资本投入促使储能行业迅速发展，从而提高电网运行安全，提升电能使用效率。但是微电网系统，特别是储能电站的运行安全不容忽视，需要严格按照标准，建立微电网能量监测系统对储能电站进行监视、预警和充放电策略控制，保障安全生产的前提下使储能项目的收益较大化。

原标题：工商业储能盈利渠道有哪些，如何破解盈利难题？