1.2.3 峰谷电价差高的地区项目具备经济性，预计 5 年内收回成本

　　目前工商业储能的主要的盈利模式为自发自用+峰谷价差套利，或作为备用电 源使用。配套工商业储能可以利用电网峰谷差价来实现投资回报，即在用电低谷时 利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同 时避免了拉闸限电的风险。另一方面，工商业储能可以满足用户自身内部的电力需 求，实现光伏发电最大化自发自用。

　　工商业储能经济性测算假设条件：1)项目案例：浙江 3MW/6.88MWh 用户 侧储能系统项目，假设工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足 储能充电需求;2)项目成本拆分：我们假设工商业储能项目整体投资成本为 2 元 /Wh，其中电池占比 55%，集装箱占比 15%，BMS 占比 7%;3)运行模式：考 虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行 330 天，每天进行两次充放电。第一 次在夜间谷价充电，在上午尖峰电价放电 2 小时;第二次在午间谷价充电 2 小时， 在下午尖峰电机放电 2 小时;4)峰谷价差：参考浙江工商业峰谷电价，假设尖峰 电价 1.22 元/KWh，低谷电价 0.29 元/KWh，峰谷价差为 0.93 元/KWh。

　　经济性测算：根据我们测算，3MW/6.88MWh 储能系统项目，在峰谷电价差 0.93 元/KWh，一年运行 660 次，项目寿命期为 11 年的情况下，IRR 可达 16.45%， 预计 5 年可以收回投资，具备经济性。

　　敏感性分析：未来随着峰谷电价差进一步拉大，以及储能投资成本下行，工商 业侧的储能经济性有望进一步凸显。根据我们测算，投资成本为 2 元/Wh 时，当 峰谷价差超过 1 元/KWh 的时候，IRR 将达到 20%以上。

　　1.3 政策层面：多项政策催化，输配电价改革完善市场机制

　　第三监管周期输配电价发布，监管制度持续优化。 事件：5 月 15 日，《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及 有关事项的通知》文件及各地输配电价表下发。 《通知》主要内容涉及：1、用户电价归并三类：用户用电价格逐步归为三类 (居民生活、农业生产、工商业用电)。2、商业用户电价核定标准：按电压等级核 定输配电价与需量电费，按用电容量：1)100 千伏安及以下：执行单一制电价; 2)100 千伏安至 315 千伏安之间：可选择执行单一制或两部制电价;3)315 千 伏安及以上：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。3、明确工商业用户电价构成：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、抽水蓄能容量电费等)、政府性基金 及附加组成。 输配电价监管制度持续优化，用户侧商业模式理顺。《通知》规定了输配电价 监管制度，“准许成本+合理收益”核定省级电网输配电价，将实现有效的网售分 开、售电侧竞争和需求侧响应。同时，《通知》详细规定工商业用户电价的构成， 容量电价与电网辅助服务费成本单独披露，有利于推动用户侧的商业模式发展。

　　多项政策推动辅助服务市场发展，工商业储能盈利模式逐渐明确。2022 年 7 月全国统一电力市场体系在南方区域落地，有助于明确辅助服务市场的品种并完 善补偿机制。《2023 年能源监管工作要点》也提出加快推进辅助服务市场建设，包 括电力辅助服务市场专项工作机制、电力辅助服务价格办法等。未来辅助服务将成 为电力市场交易品种的重要组成部分，工商业储能可以通过在电力市场上提供辅 助服务作为新的盈利渠道。