利用储能电池充放电的性能帮助用户获利或省钱。
工商业储能应用的本质是利用储能系统既能充电又能放电的性能，既可以作为“电源”，也可 以作为“负荷”，帮助用户获利或省钱。工商业储能的收益来自：1）帮助用户节约电费（电 量电费+容量电费）；2）需求侧响应奖励；3）参与电力现货市场交易。
节约电费：通过峰谷套利节约电量电费，通过替代变压器节约容量电费
工商业用户的电费模式有两种：单一制和两部制。根据 2023 年 5 月 9 日国家发改委发布的 《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，用电容量在 100 千伏安及以下 的，执行单一制电价；100 千伏安至 315 千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价； 315 千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或 两部制电价。
安装储能可以通过峰谷价差套利来节约电量电费。储能系统在用电低谷时利用低电价充电， 在用电高峰时放电给工商业用户使用，可以节约用户的用电成本。
用户可以利用储能系统替代变压器扩容，节约容量电费。工商业用户的容量电费是根据其变 压器容量确定的，当用户的用电负荷超过变压器容量时，需要对变压器扩容以满足其需求。 为了满足容量需求有 2 种方案，更换更大容量的变压器或者安装储能。储能替代变压器扩容 的原理是，当用户负荷需求超过变压器容量时，储能系统放电，为用户提供功率；当用户负 荷需求低于一定阈值且低于变压器容量时，储能系统充电，此时储能系统功率和用电负荷之 和亦要求小于变压器容量。 实际上，工商业用户容量不足发生的时间通常较短，通常出现在机器调试、测试阶段，若为 了一段时间的容量需求而更换变压器，不仅需要投入固定资产，还需要经过电网审批、政府 考核，且需要交更多容量电费。安装储能系统可以节约容量电费投入。
需求侧响应：服从电网调度参与需求侧响应获得奖励
电力需求响应是指通过价格信号和激励信号，让用户改变原来的用电行为，最终促进电力供 需平衡和保证电力系统安全运行。对于安装储能的用户，当电力系统需要用户增加/减少用电量时，可以通过储能系统充电/放电实现，而减少对用户本身用电需求的影响，同时获得需求 侧响应补贴。
参与电力现货市场交易：通过虚拟电厂参与交易
未来随着电力市场成熟，工商业储能也可以通过虚拟电厂以聚合的方式参与电力市场交易。 虚拟电厂是应用先进的通讯和控制技术，实现对大量散布的分布式资源的聚合调控，使这些 分布式资源规模化，并具备参与电力系统运行调度的资格和能力。“虚拟”的含义是这些资源 并非真正的发电厂，而是对分布式资源的聚合，“电厂”的含义是能够像真正的发电厂一样为 电力系统提供电能量和辅助服务。 工商业储能可以作为虚拟电厂的一部分，接受虚拟电厂平台的控制调度，按照大电网的需求 进行充放电，提供电能量或辅助服务，从而在电力市场获得收益。
分时电价+峰谷价差增大，工商业储能套利收益提升
政策端峰谷价差持续拉大
工商业电价从目录电价走向市场化，分时电价峰谷价差增大趋势。此前工商业储能装机量较 小主要因为我国工商业执行目录电价，电价固定且价格低。2021 年 7 月以来，工商业电价政 策逐渐走向市场化，开始执行分时电价，高耗能企业电价更高。 2021 年 7 月 26 日国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持 销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、 改善电力供需状况、促进新能源消纳。将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制，尖峰电 价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20% 2021 年 10 月 31 日，江苏省、北京市、甘肃省等地国网电力公司发布代理购电公告，自 2021 年 12 月 1 日起，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户 1.5 倍执行。这一政策的发布， 进一步提高了高耗能企业的用电成本。
新一轮电价核定周期，将系统运行费用向用户疏导，用户用电价格可能提升。2023 年 5 月， 国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，通知提到，2023 年 6 月 1 日起，工商业用户的用电价格结构调整为由上网电价、上网环节线损费用、输配电 价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费）、政府性基金及附加组成，其中， 上网环节线损折价和系统运行费用为本次监管周期新增。根据储能与电力市场统计，各地的 上网环节线损折价、系统运行费用的两项费用之和位于-0.0081~0.0953 元/kWh 之间。电价整 体来说，输配电价+上网环节线损折价+系统运行费用，较 5 月份单一的输配电价，22 省区出 现增长。
经济性：部分区域理论上已经可以实现较高收益率
对于峰谷价差较大的区域的高耗能企业，理论收益率接近 30%。以目前峰谷套利经济效益最 好的浙江省为例，假设安装一套 100kw/215kwh 的一体化机柜工商业储能系统，参考公开价 格，一套系统 37 万元。每日进行 2 充 2 放设置，每年运行 330 天，系统使用寿命 10 年。参 考 2023 年 6 月浙江省代理购电的工商业用户电价，10kv 的两部制电价工商业用户，低谷时 段电价 0.4568 元/kWh，尖峰电价 1.7108 元/kWh，根据浙江省发改委的规定，尖峰 9:00- 11:00、15:00-17:00，高峰 8:00-9:00、13:00-15:00、17:00-22:00，低谷 11:00-13:00、22:00-次日 8:00，因此在中午时段有个低谷，可以进行 2 充 2 放设置。在此假设下，全投资 回报率 29.1%，投资回收期 3 年。当初始投资成本降低至 1.55 元/wh 时，全投资 IRR 提高至 33.3%。实际运行中，峰谷套利可能会因变压器容量不足、峰谷波段的响应不够及时而受到一 定影响，但是理论值已具备较高的投资经济性。
以浙江省为例，我们测算峰谷电价差对储能经济性的影响，当谷时电价为 0.46 元/kwh，峰时 电价为 1.16 元/kwh，即峰谷价差为 0.7 元/kwh 时，项目全投资 IRR 为 8.7%，基本符合投资 条件。当峰谷价差降低高 0.6 元/kwh 时，IRR 仅 4.3%。随着峰谷价差增大，项目 IRR 提高。 我们的测算符合行业的基本认知，即峰谷价差 0.7 元/kwh 为工商业储能投资的盈亏平衡点。
6 月 15 个区域峰谷价差超过 0.7 元/kWh，工商业储能具有经济性的省份增加。峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省份分别是海南、浙江、广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、 湖北、江苏、山东、广东（东西两翼地区）、上海、安徽、河南、广东（粤北山区）、辽宁和 重庆。与 22 年 6 月相比，超过 5 成区域峰谷价差增长，其中江西增幅最大为 60.82%，验证 了峰谷价差逐渐拉大的趋势。与 23 年 5 月相比，约 7 成区域环比下降，主要是季节性电价 调整带来的。
需求侧响应制度逐步完善，负荷侧调节能力即将发挥重要作用
随着电力市场建设推进，我国持续推进需求侧响应。2013 年我国启动了电力需求响应城市综 合试点建设；2015 年国家发改委进一步发文加强电力需求侧管理，完善电力应急机制；2017 年 9 月《电力需求侧管理办法（修订版）》发布，电力需求侧管理进入新阶段。2022 年 1 月 30 日，国家发展改革委和国家能源局发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措 施的意见》，其中提到，完善电力需求响应机制，推动电力需求响应市场化建设，推动将需求 侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能 源电力运行的作用。此后，各省纷纷响应，出台需求侧响应补贴政策。 新型电力系统需要源荷互动共同实现电力系统平衡，需求侧响应是重要的调节手段。高比例 可再生能源接入的新型电力系统中，源荷两端都会产生波动性，通过需求侧响应调节负荷端 用电量是实现系统整体效率的重要途径。当前我国的需求侧响应依然在摸索阶段，未来会加 强相关布局，加快标准体系建设，促进需求侧响应规模化发展。
电力现货市场建设推进，虚拟电厂逐步落地
新型电力系统走向源荷互动，虚拟电厂实现条件逐步成熟。在能源供给侧，具有波动性、随 机性、间歇性的可再生能源比例提高，供给侧出现时空错配；在能源需求侧，新能源汽车充 电桩、智慧楼宇、工商业储能等的发展，使电力系统有了更多灵活的可控负荷。同时节能管 理技术为负荷端的灵活控制奠定了基础，从而使虚拟电厂有了诞生的条件和技术。我国政策 支持虚拟电厂的发展，国家发展改革委等部门印发的《“十四五”现代能源体系规划》以及天 津、北京、上海等 10 余省份相继发布的“十四五”能源电力发展规划及碳达峰实施方案，均对 发展虚拟电厂提出明确要求。
