近年来，工商业储能被不断提及，但却因为商业模式的原因，一直是个尴尬的存在，初始投资大，回收周期长，始终是绕不开的话题。从数据上看，2022年，储能全年并网规模达7.76GW/16.43GWh，但用户侧储能仅占总并网量的10%（含部分铅炭储能项目），可见2022年工商储落地的项目很少。
工商业储能的商业模式
目前，我国主流商业模式有两种：
盈利渠道
盈利渠道无外乎如下几种：
峰谷套利：
目前工商储最基础的盈利渠道还是利用电价差进行峰谷套利，按照行业经验，峰谷价差至少超过0.7元/kWh时，IRR就可能在7%以上，工商储就有可能盈利。
进入2023年，一个可喜的变化就是，全国峰谷价差超过0.7元/kWh的省市的数量越来越多，从2022年10月的9个升至2023年2月的11个。多省市可以满足工商业储能每天两充两放。浙江、湖北、湖南、上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段，如广东省每日10点-12点、14点-19点为高峰段。海南省每日10点-12点、16点-22点为高峰段。
当存在两个高峰段时，即可用工商业储能系统在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。浙江、海南等省份的分时电价设置了尖峰段或两个谷时，在此类省份中安装工商业储能的经济性有望进一步增加。
以浙江为例，可以两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段，平均峰谷价差为0.85元/kWh，投资回收期约为4.75年。
▲浙江省峰谷价差
降低容量电费
当前我国对变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采取两部制电价，将上网电价分为容量/需量电价和电量电价，容量电价又称为“基本电价”，用来计算用户占用了用电容量而交纳的电费，按变压器的容量（运行中的最大需要量）来计算；电量电价计算的是客户耗用的电能量，即变动费。工商业储能系统可以在负载用电峰值时代替变压器容量以降低总体容量需求，大幅降低容量费用。假定某企业尖峰时段产生5MW的尖峰负荷。
在不装储能情况下，当月需要缴纳需量电费5*1000*40=20万元/月。若安装了2MW的储能系统，尖峰时段通过储能抵消2MW尖峰负荷冲击，则当月需要缴纳的容量电费3*1000*40=12万元/月，全年节约成本8*12=96万。
需求侧响应政策有望为用户提供额外收入
产品形态
工商业储能根据用户的容量需求，从kW级到MW级不等，产品形态多采用All-in-one的预制仓设计，将磷酸铁锂电池模组、电池管理系统（BMS）、能源管理系统（EMS）、储能双向变流器（PCS）、消防系统、环境控制系统、本地监控系统等多个子系统配置在一个柜子中，一般防护等级为IP65，独立可安装在室外，可根据容量需求，通过多级并联灵活扩展。
▲分布式储能Ener Smart 215-P100
展望
根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，2025年全球存量的工商业光伏配套储能装机容量可达12.29GWh。
当前，在拉大峰谷价差、设立尖峰电价的政策下，工商业用户安装储能的经济性已显著增强。未来，随着全国统一电力市场的加速构建、虚拟电厂技术的成熟应用，电力现货交易及电力辅助服务也将成为工商业储能的经济性来源。此外，储能系统成本降低也将进一步升工商业储能的经济性。这些变化趋势都将推动不同应用场景下工商业储能商业模式的迅速形成，赋予工商业储能强大的发展潜力。
