在分时电价制度不断完善和电价市场化程度持续提升的背景下，峰谷价差的扩大为储能行业创造了更多的盈利模式和广阔的盈利空间，推动了工商业储能的快速增长。2023年，工商储能需求迅猛增长，预计到2025年，新增装机规模将达到15.9GWh。展望未来，随着电力市场改革的深入，到2030年，工商储能的新增装机规模预计将达到100GWh，复合年均增长率（CAGR）高达71%。这一优化的实现得益于多种因素的共同作用：
峰谷价差拉大：随着分时电价机制的持续完善，各地峰谷价差呈现不断拉大趋势。例如，浙江2023年2月工商业尖峰-低谷电价差已达0.98元/度，较此前水平明显提升。全国峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量从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。这为工商业储能的套利空间提供了扩大的机会。根据普华永道，峰谷价差的扩大使得工商业储能项目的利润空间增大，而峰谷时段的优化则为工商业储加了套利的机会，工商业储能的盈利水平随之提升，在目前的趋势下，多省份已经具备较为优越的投资经济性。
分时电价机制优化：国家发展改革委在2021年7月发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确了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，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%。这一政策的发布，鼓励工商业电力用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电来降低用电成本。
图：工商储项目应用分布占比（图源：普华有道）
工商业储能需求爆发：随着分时电价的进一步完善和高耗能企业电价的进一步上涨，工商业用户储能的经济性显著增强。2023年中国储能市场累计装机22545MW，预计2024年累计装机功率达到25305MW，CAGR达到12%。此外，用电政策催生了备电需求，工商业储能成为企业备电的首选。在电力供需失衡和限电政策下，工商业储能作为备电手段的需求激增。
储能系统经济性提升：峰谷价差的拉大助力国内工商业储能经济性提升。以浙江工商业储能为例，假设系统初始投资成本为2元/Wh，根据2022年浙江平均峰谷价差计算，储能系统的投资回收期在6年以内，IRR可达11%。这表明国内部分省份工商业储能的经济性在当前峰谷价差水平上已相当可观，未来有望随峰谷价差不断拉大的趋势而进一步提升。
分时电价优化与工商储需求的爆发是相互促进的。分时电价优化为工商业储能提供了更大的盈利空间和市场需求；而工商储需求的爆发则推动了储能技术的不断进步和成本的进一步降低。未来，随着电力市场的不断改革和新型电力系统的构建，分时电价机制将继续完善，工商业储能市场将迎来更加广阔的发展前景。同时，企业也应抓住机遇，加强技术创新和产品质量提升，以满足市场的需求和期望。
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