“隔墙售电”逐步推进，助力“源网荷储一体化”。“隔墙售电”， 就是允许分布式光伏电站通过电网将电力直接销售给周边的电力用户， 而非先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。而“源网荷储一体化”，则通过源源互补、源网协调等多种交互形式，更经济、高效和安 全地提高电力系统功率动态平衡能力。因此，选择调节能力强的可再生 能源场站组织开展“隔墙售电”交易，可以支持分布式电源开发建设和 就近消纳，从而实现“源-网-荷-储”各环节优化配置。双方互利共赢， 共同保障电力系统的稳定性。

　　3、工商业配储经济性提升， 工商储需求预期爆发

　　3.1 需求端：电力政策调整下工商储盈利性凸显，零碳园区或将引领需求爆 发

　　我国工商业用电需求旺盛，大部分地区电力供需紧张。2022 年全社会 用电量 86,332 亿 kWh，同比增长 3.9%，工业用电量为 55,943 亿 kWh， 同比增长 1.6%。随着经济平稳复苏，全社会用电量有望持续增长，国 内电力供需关系预计将呈现相对紧张的状态。据电规总院预测，2023 年全国将有 6 个省份电力供需形势紧张，17个省份电力供需偏紧。

　　用电政策催生备电需求，工商储成为企业备电首选。2022 年极端高温 天气叠加复工复产，大部分省市发布有序用电通知，工商业用户对备用 电源需求激增。2023 年 6 月 15 日，国家能源局就在华东区域举办跨省 区大面积停电时间应急演练，以应对迎峰度夏等重要时段电力突发事件。 考虑到我国“十四五”正处于新型电力系统构建转型期，短期内电力紧 张状况难以消除，工商业储能系统作为备电的重要手段，在此形势下大 有可为。

　　分时电价机制完善，工商储经济性提升。 大部分地区峰谷价差进一步拉大。从 2022 年 4 月至 2023 年 4 月，全 国峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省市的数量从 6 个增至 8 个;22 个省市 价差扩大;全国平均峰谷价差由 0.55 元/kWh 上升至 0.61 元/kWh。各 地峰谷价差普遍拉大，意味着配置工商业储能的套利空间扩大。

　　部分省份率先实施两充两放，增强工商储运营动力。近年来部分省份 将午间时段从“平时段”调整为“低谷时段”，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。 当存在两个高峰段时，工商业储能系统可在谷时/平时充电，并分别于 两个高峰段放电，实现两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短 成本回收周期。

　　浙江等多地投资成本回收时间普遍缩短至 6 年以内。浙江、广东、海 南等省份峰谷价差较大，有些地区甚至达到 0.8 元/KWh 以上，并实施 两充两放，投资成本回收时间普遍缩短至 6 年以内。以晶科能源浙江 3MW /6.88MWh 用户侧储能系统项目为例，假设项目投资成本为 1.75 元/Wh，储能设备每年运行 330 天，每天两充两放，单次充电 2 小时。 参考浙江工商业峰谷电价差 0.71 元/KWh。据此测算得出：在项目寿命 期为 10 年的情况下，IRR 可达 11.68%，预计 6 年可以收回投资，具备 经济性。

　　零碳园区方兴未艾，是工商储重要切入点。 园区脱碳要求日益提高，储能系统是关键一环。2020 年以来，国家积 极推动园区绿色低碳转型，从最初的生态示范工业园区到低碳示范园 区、近零碳园区，再到零碳园区，园区脱碳要求越来越高。零碳园区 强调园区的低碳化、数字化、智慧化转型发展，重点从能源供给、能 源综合管控两方面着手，包括储能系统、智能电网等一系列绿色组合 拳是零碳园区的“标配”。

　　标准体系渐趋完善，利于市场健康发展。今年 4 月内蒙古发布的我国 首个《零碳产业园区建设规范》正式实施，该标准有助于推进零碳产 业园落地，形成可执行、可参照、可复制的规范标准。在此以前，全 国信标委、中国节能协会等行业机构也分别编制了《零碳智慧园区白 皮书》和《零碳工厂评价规范》，为零碳园区标准体系建设和行业健 康发展奠定基础。

　　零碳园区建设如火如荼，贡献工商储未来主要增量。以政策文件和行 业标准为基础，全国积极推进低碳园区试点和零碳园区建设，2021 年 共开展了 6 个低碳省(区)和 81 个低碳城市、51 个低碳工业园区、 400 余个低碳社区和 8 个低碳城(镇)试点;2022 年，全国各地涌现 出多个新建或改建的零碳园区。目前零碳园区正在加速铺开并逐步成 熟，或将成为工商业储能打开的第一个量化市场。

　　据储能产业网，工商业储能需求高增长，预计到 2025 年，工商业储能 装机容量将达到 66GW 左右。