峰谷套利支撑工商储经济性。
工商储盈利主要源于峰谷套利。对于未使用光伏用户，盈利主要是利用储能进行峰谷套利；对于光伏用户而言，可 以通过自发自用节省购电成本，达到能量时移的效果。同时，工商储在缺电限电时段可作为后备电源使用，虽不产 生直接经济流入，但可有效避免停工停产损失。
需量管理+虚拟电厂成盈利重要补充手段。电改背景下，对于执行两部制电价的用户，工商储可通过需量管理达到降 低电费目的。目前工商储可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力市场交易，需求侧响应已成为提高经济性的重 要渠道，未来有望在电力市场上参与现货交易并提供辅助服务。
优化分时电价机制。 2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，指出上年或当年预 计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；合理确定尖峰时 段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%；分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差。
强化分时电价机制执行。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低 谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本；适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。
两充两放策略贴合峰谷时段。考虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行330天，每天两充两放，10年可充放6600 次，基本符合锂电池寿命。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，可实现平均峰谷电价最大化。
合同能源管理分享储能收益。以1MW/2MWh规模为例，用户和运营商按15%：85%分享储能收益，假设储能系统单 价1.8元/Wh，放电深度90%，充放电效率92%，储能系统年衰减4%，残值率5%；初始投资自有资金比例30%，贷款 年限10年，贷款利率4.5%，年运维费用2%。
IRR敏感性分析：在仅考虑峰谷套利收入的情况下，随着初始投资成本下降及平均峰谷价差持续加大，工商业储能项 目投资经济性有望进一步凸显。据测算，当初始投资成本为1.70元/Wh，峰谷价差超过0.80元/kWh时，IRR将有望达 到15%以上。自有资金比例若提升至40%，LCOS可降至0.525元/kWh，每度电套利空间进一步扩大。
