中國儲能網訊：工商業(yè)是我國最大電力市場，表現(xiàn)為電價高、波動強等特點，在電力市場化改革與分布式能源轉型大趨勢之下，工商業(yè)儲能是不可或缺的表后中堅力量。
目前多地峰谷價差已可支持經濟性，疊加需求側響應、需量電費、光伏配儲等驅動因素，國內工商業(yè)儲能持續(xù)快速發(fā)展。業(yè)內預判，2024年工商業(yè)儲能市場規(guī)模將達10GWh，是2023年的3-4倍規(guī)模。
工商業(yè)儲能產品的經濟性、安全性及政策機制是目前市場關注的焦點，而經濟性是產業(yè)迸發(fā)的核心驅動力。
目前我國工商業(yè)儲能盈利模式以峰谷套利為主，并有需量管理、需求側響應、電力市場交易等多種模式。
峰谷套利
工商業(yè)儲能系統(tǒng)（或光儲系統(tǒng)）可作為備用電源，在突發(fā)停電時，為企業(yè)關鍵不斷電負載提供后備電源保障，保障生產，減少限/停電影響，這可以說是工商儲的基礎功能之一。
在保障企業(yè)用電的基礎上，再進一步通過多種盈利模式，提升經濟性，提高業(yè)主對工商業(yè)儲能項目建設的積極性。
現(xiàn)階段，峰谷套利是工商儲的主要盈利模式。
峰谷套利，就是在電價谷時，從電網或售電公司購買低價電能給儲能系統(tǒng)充電；在電價高峰/尖峰時，利用儲能系統(tǒng)供給至負載使用，降低企業(yè)用電成本。
峰谷套利示意圖
光儲（充）一體化電站，是工商業(yè)儲能400V應用的主要場景之一，在單獨配儲的應用場景上進一步拓展工商儲的經濟空間，既提高配備光伏系統(tǒng)的發(fā)、用電靈活性，同時為業(yè)主可減少高價購電成本。但光儲（充）一體化電站，尤其是超充站，對儲能系統(tǒng)的性能與安全提出了更高的要求。
從長遠來看，借助現(xiàn)有工商業(yè)光伏項目上量，光儲（充）一體化將是未來工商業(yè)儲能綜合能源解決方案重點應用場景，也是工商業(yè)峰谷套利的主流應用場景。
代理購電峰谷價差高，工商儲可套利空間增大。
以2024年1月為例，超20個省份執(zhí)行尖峰電價；19省最大峰谷電價差超0.7元/kWh，其中28個地區(qū)一般工商業(yè)10(20)kV單一制電價的最大峰谷價差超過0.7元/kWh，江蘇、湖南、重慶最大峰谷電價差達1元/kWh以上；26個地區(qū)大工業(yè)35kV兩部制電價的最大峰谷電價差超0.7元/kWh，上海、江蘇、廣東 (江門市) 最大峰谷電價差達1元/kWh以上。
據(jù)能源電力說統(tǒng)計27省已滿足“兩充兩放”的模式，且28省設有尖峰時段，套利空間進一步增大。廣東、浙江、江蘇、湖南、海南、上海等省份“兩充兩放”后IRR均超10%，投資經濟性較優(yōu)，進一步提升工商業(yè)儲能投資吸引力，工商儲滲透率有望進一步提升。
需量管理
需量管理，是通過配置儲能系統(tǒng)，調控需量，分擔用電高峰變壓器出力，
降低變壓器容量需求電費。
工商儲動態(tài)增容示意圖（負荷曲線）
圖源：《考慮需量管理的用戶側儲能優(yōu)化配置》
2023年5月，發(fā)改委發(fā)布《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，鼓勵企業(yè)按需用電，優(yōu)化電網供需匹配度。變壓器容量100-315kVA可選單一制或兩部制電價（此前僅單一制），合理運用機制可節(jié)省電費，兩部制基礎電價按用電電壓分檔收費，督促按需選擇電壓；若每kVA變壓器容量的每月用電量達260度，需量電價按90%計算，鼓勵高效利用變壓器。
在兩部制中，增設容（需）量計算的根本目的是刺激企業(yè)提高用電設備或最大負荷的利用率（平滑用電曲線），配置儲能系統(tǒng)可減少變壓器最大容量，進而降低容量電費。
據(jù)東吳證券測算，以上海負荷峰值約1MW的一般工商業(yè)為例，配儲0.5MW/0.5MWh，按上海市1kV~35kV范圍電壓等級、工商業(yè)兩部制電價測算，配置儲能系統(tǒng)后，除了節(jié)省變壓器擴容費用，還可每年節(jié)省電費約15萬元。
來源：東吳證券
電力電力市場交易（虛擬電廠）
工商業(yè)儲能，具有多元靈活、點多量大、容量較小、電壓等級低、主體多樣等特征，通過虛擬電廠聚合，收益模式有望進一步拓展，工商儲參與虛擬電廠的盈利模式包括需求側響應、電力輔助服務、電力市場交易等。
1）需求側響應
需求側響應，就是政府或電網向參與主體發(fā)出削峰或填谷響應邀約，具備響應能力和意愿的資源主體可在接收通知后按時進行響應，主動改變常規(guī)電力消費模式，并由此獲得經濟補償。
2023年9月，能源局印發(fā)《電力需求側管理辦法（2023年版）》將提升需求響應能力作為主要任務，要求到2025年各省需求響應能力達最大用電負荷的3%-5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超40%的省份達5%或以上。到2030年形成規(guī)?；瘜崟r需求響應能力的同時，結合輔助服務市場、電能量市場交易實現(xiàn)電網區(qū)域內需求側資源共享互濟。
目前已有超20省市發(fā)布需求側響應補貼政策，大部分區(qū)域均按照實際響應的情況，按響應次數(shù)，進行補貼。湖南、重慶、安徽、湖北、陜西、江蘇、河南等地按響應的功率進行補貼，例如，湖南的補貼標準為20元/kW·次；福建、海南、廣東、云南、浙江等地按響應電量進行補貼，補貼標準大多位于5元/kW以內。
大工業(yè)用戶（如山東響應量＞1MW）可直接參與需求側響應，以直接補償或折扣電價形式發(fā)放補貼；中小型用戶則可通過虛擬電廠或負荷聚合商參與需求側響應。
2）電力輔助服務
工商儲資源聚合入虛擬電廠后，可以根據(jù)市場需求在能源供需之間實現(xiàn)動態(tài)平衡，參與調峰、調頻等輔助服務市場交易。這種作用方式允許工商業(yè)儲能系統(tǒng)根據(jù)電力市場的價格信號或電網的需求變化，靈活地調整自己的操作模式，以獲取相應的收益。
3）電力現(xiàn)貨交易
在電力現(xiàn)貨市場上，市場主體開展日前、日內和實時的電能量交易。工商業(yè)儲能由于容量較小，難以滿足買方的一次性調用需求量，可以通過虛擬電廠方式聚合參與電力現(xiàn)貨交易。山西、山東省內電力交易規(guī)則明確虛擬電廠可以參與電力現(xiàn)貨市場。
國家推動工商業(yè)儲能發(fā)展的目的是促進負荷側承擔部分電網靈活性調節(jié)責任，從而在整體電力體系上實現(xiàn)降本增效。
類比光伏發(fā)展周期，隨著儲能降本增效，當下“固定式峰谷價差”的模式將降低或退出，未來隨著電力市場的逐步成熟，將開啟用戶側自主能源平價時代。長期來看，電力市場化、虛擬電廠為工商儲發(fā)展帶來可持續(xù)性支撐。
從發(fā)展周期來看，工商業(yè)儲能也將經歷從政策支持，到市場化推進，再到產業(yè)鏈協(xié)同發(fā)展三個階段，虛擬電廠、數(shù)字能源應用等模式的開拓與創(chuàng)新將成為工商業(yè)儲能新的競爭因素，也將隨之誕生新的盈利模式，刺激更多需求的同時帶動軟件、物聯(lián)網等產業(yè)鏈上下游分支持續(xù)發(fā)展。就對儲能設備廠商而言，也需要不斷優(yōu)化儲能系統(tǒng)效率、安全性、調度能力、電池損耗等綜合性能。
