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最新国内储能装机数据近日出炉，1-6 月累计装机 8GW/18.2GWh，已超 2022 全年新增装机规模，再次印证储能产业的高景气。而今年储能最亮眼的细分不是大储，而是工商业储能。

在我国，工商业反哺居民生活用电，一直心照不宣，居民生活用电低价的“雷打不动”是靠工商业用电的“弹性”来保障的，包括输配电成本、运行费用等，均由工商业分摊。这意味着工商业用电的分时电价政策、峰谷价差会更为剧烈地变化，由工商业分摊风光新能源并网所带来的更高的运行费、损益费。应用场景上，工商业储能也更为灵活。因此，多重因素下带动，工商业储能率先爆发，成为储能赛道中增速最快的分支，也成为投资人眼中的“香饽饽”。

本文将对工商业储能的六种不同渠道进行经济性分析。

一、项目背景

运用场景：在浙江省新建3MW/6MWh用户侧储能项目，升压至10kV接入厂区母线，工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足储能充电需求。两充两放：考虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行300天，每天两充两放。第一次在谷时22:00-24:00充电，在次日高峰段9:00-11:00放电；第二次在谷时11:00-13:00充电，在尖峰段19:00-21:00放电。峰谷价差：2023年3月浙江一般工商业用电为例，尖峰电价1.4085元/kWh，高峰电价1.0463元/kWh，谷时电价0.4266元/kWh。基本假设：投资成本1.8元/Wh，总投资1080万元，其中银行贷款70%，贷款利率4.65%，DOD90%，充放电效率92%，储能寿命为10年。

二、盈利渠道

 峰谷套利为主要盈利渠道。工商业储能盈利渠道有峰谷套利、能量时移、需求管理、需求侧响应、电力现货市场交易、电力辅助服务等，以浙江省工商业储能项目第一年收入为例，峰谷套利收入167.32万元，能量时移收入33.47万元，需求管理收入18万元，需求侧响应收入14.03万元，电力现货市场交易收入14.47万元，电力辅助服务收入33.99万元，其中峰谷套利收入远超其他盈利方式。此外，工商业储能可作为后备电源使用，但不直接产生经济效益。    经济性可观：在仅考虑峰谷套利收入的情况下，投资浙江省寿命为10年的3MW/6MWh储能系统项目，IRR可达9.36%，银行贷款以70%计算，预计5.47年收回投资成本，具备一定经济性。

三、需求管理

大工业用电采用两部制电价。我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，基本电费是指按用户受电变压器（按容计费）或最大需量计算（按需计费）的电价收费，电度电费是指按用户实用电量计算的电价。渠道三：需求管理。在基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制，从而达到降低用户需量电费，减少工商业园区用电成本的目的。收入测算：以该3MW储能项目为例，每天两充两放，第一年可节约容量电费18万元。

四、需求侧响应

需求侧响应。指当电力批发市场价格升高或系统可靠性受威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。即企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。收入测算：假设年度需求侧响应20次，单次需求侧响应最高补贴4元/kWh，测算取平均价格2元/kWh，第一年需求侧响应收入14.03万元。 

五、电力现货交易

渠道五：电力现货交易。电力现货交易是指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供电力服务的交易机制，当前南方区域电力市场已经启动试运行，相关政策已明确将适时引入储能等市场主体参与绿色电力交易。工商业储能系统因容量较小的原因难以满足电力交易市场中买方对于一次性调用量的需求，可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力市场交易。收入测算：假设每日参与一次电力现货交易，交易量为单次充放电电量差，结算价格取0.5元/kWh，第一年电力现货交易收入为14.47万元。

六、电力辅助服务

电力辅助服务。除正常电能生产、输送和使用外，为维护电力系统的安全稳定运行并保证电能质量，由发电企业、电网经营企业和电力用户所提供的服务。收入测算：以工商业储能调频服务为代表进行测算，假设调频服务单位收入0.75元/kWh，年参与调频300次，第一年电力辅助服务收入33.99万元。

测算结果：度电成本（LCOE）是对储能项目全生命周期内投入和处理电量进行平准化计算得到的储能成本，经测算，本项目LCOE为0.68元/kWh，综合考虑后，取0.7元/kWh为峰谷套利盈亏平衡点较为合适。

在仅考虑峰谷套利收入的情况下，当每度尖/峰谷电价差为0.9819/0.6197元，投资成本为1.8元/Wh时，工商业储能项目IRR达9.36%，在全国范围内峰谷价差持续拉大和储能投资成本不断下降的趋势下，有望将IRR提升至20%以上，工商业储能经济性愈发明显。