0、前言

工商业储能是用户侧储能系统的主要类型之一，可以最大化提升光伏自发自用率，降低工商业业主的电费开支，助力企业节能减排。工商业储能主要通过能量时移、峰谷价差套利、容量电费削减和需求响应等渠道盈利。

在国家“双碳”目标大背景下和构建“以新能源为主体的新型电力系统”的行业大趋势下，各种利好政策出台，正逐步明确工商业储能在市场主体中的地位、丰富工商业储能的商业化盈利渠道，助推工商业储能商业模式加速形成。

1、2022-2023年工商业储能相关利好政策

1.1 2022年1月4日

工业和信息化部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、国家能源局五部门联合印发《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》。

发展智能光储系统。突破智能光储关键技术，平抑光伏发电波动，跟踪发电计划出力、电量时移，提升对新型电力系统的支撑能力。推动光伏电站与抽水蓄能、电化学储能、飞轮储能等融合发展，建设一批电源侧光伏储能项目，保障光伏发电高效消纳利用。

1.2 2022年1月18日

国务院印发《“十四五”现代综合交通运输体系发展规划》明确：

规划建设便利高效、适度超前的充换电网络，重点推进交通枢纽场站、停车设施、公路服务区等区域充电设施设备建设，鼓励在交通枢纽场站以及公路、铁路等沿线合理布局光伏发电及储能设施。

1.3 2022年2月10日

国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确：

拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。

支持储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。完善支持储能应用的电价政策。发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。

1.4 2022年3月21日

国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。《实施方案》指出新型储能发展目标，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。

1.5 2022年3月22日

国家发改委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》明确：

加快新型储能技术规模化应用。大力推进电源侧储能发展， 合理配置储能规模，改善新能源场站出力特性，支持分布式新能 源合理配置储能系统。优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能 源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。积极支持用户侧储能多元化发展，提高用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频。拓宽储能应用场景，推动电化学储能、梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用，探索储能聚合利用、共享利用等新模式新业态。

1.6 2022年3月29日

国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》明确：

落实“十四五”新型储能发展实施方案，跟踪评估首批科技创新（储能）试点示范项目，围绕不同技术、应用场景和重点区域实施试点示范，研究建立大型风电光伏基地配套储能建设运行机制。

健全分时电价、峰谷电价，支持用户侧储能多元化发展，充分挖掘需求侧潜力，引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。优化完善电网主网架，在关键节点布局电网侧储能，提升省间电力互补互济水平。

1.7 2022年4月2日

国家能源局、科学技术部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》。《规划》发布了先进可再生能源发电及综合利用技术、新型电力系统及其支撑技术、能源系统数字化智能化技术等5大技术路线图。其中在新型电力系统技术路线图中，也公布储能技术路线图，“十四五”储能技术创新包括：

1.能量型/容量型储能技术装备及系统集成技术

2.功率型/备用型储能技术装备与系统集成技术

3.储能电池共性关键技术

4.大型变速抽水蓄能及海水抽水蓄能关键技术

5.分布式储能与分布式电源协同聚合技术

1.8 2022年4月13日

国家发改委价格成本调查中心发布《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》提出：

聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题，综合考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务是否具有公共品属性等因素，研究提出与各类储能技术相适应，且能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制，为促进储能行业发展创造良好的政策环境，从而引导提升社会主动投资意愿。

1.9 2022年4月25日

国家发改委官网公布《电力可靠性管理办法（暂行）》明确：

积极稳妥推动发电侧、电网侧和用户侧储能建设，合理确定建设规模，加强安全管理，推进源网荷储一体化和多能互补。建立新型储能建设需求发布机制，充分考虑系统各类灵活性调节资源的性能，允许各类储能设施参与系统运行，增强电力系统的综合调节能力。

1.10 2022年5月25日

国家能源局综合司发布关于加强电化学储能电站安全管理的通知。通知中从高度重视电化学储能电站安全管理、加强电化学储能电站规划设计安全管理、做好电化学储能电站设备选型、严格电化学储能电站施工验收、严格电化学储能电站并网验收、加强电化学储能电站运行维护安全管理、提升电化学储能电站应急消防处置能力七个方面对电化学储能电站安全提出了具体措施。

1.11 2022年5月30日

国务院办公厅转发国家发展改革委 、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》。方案提到21条内容支持新能源高质量发展。

完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。研究储能成本回收机制。 鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。

1.12 2022年6月1日

国家发改委、国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、农业农村部、气象局、林草局等部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》。

在新型储能方面提出：推动新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务。创新协同运行模式，有序推动储能与可再生能源协同发展，提升可再生能源消纳利用水平。（“十四五”可再生能源发展规划》全文 ）

1.13 2022年6月7日

国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，通知指出要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场， 坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。

文件还明确： 新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励新能源场站和配建储能联合参与电力市场； 充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊；适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间；建立电网侧储能价格机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收等等。（政策全文 ）

1.14 2022年8月1日

工业和信息化部、国家发展改革委、生态环境部印发《工业领域碳达峰实施方案 》。

推进氢能制储输运销用全链条发展。鼓励企业、园区就近利用清洁能源，支持具备条件的企业开展“光伏+储能”等自备电厂、自备电源建设。

增强源网荷储协调互动，引导企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行， 推进多能高效互补利用，促进就近大规模高比例消纳可再生能源。加强能源系统优化和梯级利用，因地制宜推广园区集中供热、能源供应中枢等新业态。加快新型储能规模化应用。

1.15 2022年8月18日

科技部等九部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》。

储能技术。 研发压缩空气储能、飞轮储能、液态和固态锂离子电池储能、钠离子电池储能、液流电池储能等高效储能技术；研发梯级电站大型储能等新型储能应用技术以及相关储能安全技术。

前沿储能技术。 研究固态锂离子、钠离子电池等更低成本、更安全、更长寿命、 更高能量效率、不受资源约束的前沿储能技术。

建立一批适用于分布式能源的“源-网-荷-储-数”综合虚拟电厂。

1.16 2022年8月25日

工信部、发改委等七部门印发《信息通信行业绿色低碳发展行动计划（2022-2025年）》。《计划》指出，有序推广锂电池使用，探索氢燃料电池等应用，推进新型储能技术与供配电技术的融合应用。

1.17 2022年8月29日

工业和信息化部、财政部、商务部、国务院国有资产监督管理委员会、国家市场监督管理总局五部门近日联合印发《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》。

推进火电、水电、核电、风电、太阳能、氢能、储能、输电、配电及用电等10个领域电力装备绿色低碳发展。

在储能装备方面，提出大幅提升电化学储能装备的可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。推动10MW级超级电容器、高功率锂离子电池、兆瓦级飞轮储能系统应用。

1.18 2022年10月9日

国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》。文件提及要：加快完善新型储能技术标准。

完善新型储能标准管理体系，结合新型电力系统建设需求，根据新能源发电并网配置和源网荷储一体化需要，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。

细化储能电站接入电网和应用场景类型，完善接入电网系统的安全设计、测试验收等标准。加快推动储能用锂电池安全、储能电站安全等新型储能安全强制性国家标准制定。

结合新型储能技术创新和应用场景拓展，及时开展相关标准制修订，全面推动各类新型储能技术研发、示范应用和标准制定协同发展。

1.19 2022年10月31日

国家市场监管总局等九部门联合印发《建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案》。

方案中提到，要加快新型电力系统标准制修订。围绕构建新型电力系统，开展电网侧、电源侧、负荷侧标准研究，重点推进智能电网、新型储能标准制定，逐步完善源网荷储一体化标准体系。

围绕新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、燃料电池、钠离子电池等，开展系统与设备检验监测、性能评估、安全管理和消防灭火相关标准制修订。

推进飞轮储能、压缩空气储能、 超导储能、超级电容器、梯级电站储能等物理储能系统及设备标准研制。

开展储能系统接入电网技术、并网性能评价方法等标准制修订。推进储能系统、储能与传统电源联合运行相关安全、运维、检修标准研究。开展储能电站安装、调试、智能运维等标准研究。

1.20 2022年11月7日

国家发改委发布“关于进一步完善政策环境加大力度支持民间投资发展的意见”。

意见指出，支持民间投资参与102项重大工程等项目建设。已确定的交通、水利等项目要加快推进，在招投标中对民间投资一视同仁。鼓励民营企业加大太阳能发电、风电、生物质发电、储能等节能降碳领域投资力度。

1.21 2022年11月18日

工业和信息化部办公厅 国家市场监督管理总局办公厅联合发布《关于做好锂离子电池产业链供应链协同稳定发展工作的通知》。为保障锂电产业链供应链协同稳定，提出：

鼓励锂电（电芯及电池组）生产企业、锂电一阶材料企业、锂电二阶材料企业、锂镍钴等上游资源企业、锂电回收企业、锂电终端应用企业及系统集成、渠道分销、物流运输等企业深度合作，通过签订长单、技术合作等方式建立长效机制，引导上下游稳定预期、明确量价、保障供应、合作共赢。

各地市场监管部门加大监管力度，严格查处锂电产业上下游囤积居奇、哄抬价格、不正当竞争等行为，维护市场秩序。

1.22 2022年11月25日

国家能源局就《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》征求意见。其中《基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易；《监管办法》提出，储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。

1.23 2023年1月6日

国家能源局综合司发布公开征求《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》。

《蓝皮书》结合新型能源体系建设要求和“双碳”发展战略研判电力系统发展趋势，分析现有电力系统面临的主要挑战和问题，全面阐述新型电力系统发展理念、内涵特征，研判新型电力系统的发展阶段及显著特点，提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务。

将“加强储能规模化布局应用体系建设”列入总体新型电力系统发展重点任务。

1.24 2023年1月10日

发改委发布《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格〔2022〕1047号）》，文件明确：在继续执行809号文件、保持政策稳定性的基础上，各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。利利好用户侧储能。

1.25 2023年1月17日

工业和信息化部等六部门印发《关于推动能源电子产业发展的指导意见》。

能源电子产业，主要包括太阳能 光伏、 新型 储能电池、重点 终端应用、关键 信息技术及产品等领域。

在新型储能方面，提出：开发安全经济的新型储能电池。研究突破超长寿命高安全性电池体系、大规模大容量高效储能、交通工具移动储能等关键技术，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。建立分布式光伏集群配套储能系统；加快适用于智能微电网的光伏产品和储能系统等研发。

1.26 2023年1月18日

国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》。其中2023年新型储能监管工作要点包括：

在电力市场机制方面：加快推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制，研究制定电力辅助服务价格办法，建立健全用户参与的辅助服务分担共享机制，推动调频、备用等品种市场化，不断引导虚拟电厂、新型储能等新型主体参与系统调节。在稳定系统安全稳定运行方面：探索推进“源网荷储”协同共治。

1.27 2023年2月3日

工业和信息化部、交通运输部等八部门联合印发《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》。明确提出：

支持换电、融资租赁、车电分离等商业模式创新；加快“光储充放”一体化试点应用；探索新能源汽车参与电力现货市场的实施路径，完善储放绿色电力交易机制。

1.28 2023年3月24日

国家能源局印发《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》。提出：

发电侧和电网侧电化学储能电站站址不应贴邻或设置在生产、储存、经营易燃易爆危险品的场所，不应设置在具有粉尘、腐蚀性气体的场所，不应设置在重要架空电力线路保护区内。

中大型储能电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。

电池管理系统应具备过压、欠压、压差、过流等电量保护功能和过温、温差等非电量保护功能，宜具备簇级隔离控制功能，能发出分级告警信号或跳闸指令，实现就地故障隔离。

磷酸铁锂电池设备间内应设置可燃气体探测装置，当H2或CO浓度大于设定的阈值时，应联动断开设备间级和簇级直流开断设备，联动启动事故通风系统和报警装置。

1.29 2023年3月31日

国家能源局发布《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》。提及：

加快新能源微网和高可靠性数字配电系统发展，提升用户侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控制水平。

围绕重点领域、关键环节、共性需求，依托能源工程因地制宜挖掘和拓展数字化智能化应用，重点推进在智能电厂、新能源及储能并网、输电线路智能巡检及灾害监测、智能变电站、自愈配网、智能微网、氢电耦合、分布式能源智能调控、虚拟电厂、综合能源服务、行业大数据中心及综合服务平台等应用场景组织示范工程承担系统性数字化智能化试点任务，在技术创新、运营模式、发展业态等方面深入探索、先行先试。

1.30 2023年4月24日

国家能源局发布了关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见的通知，提出新型电力系统稳定发展27条。

其中提出：科学安排储能建设。按需建设储能，有序建设抽水蓄能，积极推进新型储能建设；多元化储能科学配置，充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

1.31 2023年4月28日

国家能源局发布《发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）》，文件提出了进入商业运营条件以及调试运行期上网电量的结算方式方法。

1.30 2023年4月24日

2、工商业储能的主要盈利渠道分析

2.1 能量时移

根据国家能源局的最新数据，2022年上半年工商业光伏的装机量10.74GW，首次超过了户用光伏，成为分布式光伏较为火热的发展方向。但工商业光伏发电出力曲线和负载消耗曲线存在时空上的不匹配，当光伏所发电能超出负载消耗能力的时段就要让多余电量廉价卖给电网公司；而在光伏发电输出不足的时候，工商业用户又得向电网购买高价电能，造成工商业用户在即使在安装光伏的情况下，仍然要使用一部分电网的高价电能，电费成本没有得到最大化的降低。能量时移示意图储能系统就像个“蓄水池”，在光伏发电输出较大时，将暂时无法自用的电能储存到电池中，在光伏发电输出不足时，将电池中的电能释放给电力负荷使用，实现对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本，同时帮助企业减少碳排放。

2.2 峰谷套利

峰谷套利我国工商业普遍实行分时电价政策和尖峰电价政策，以深圳为例，2022年开始深圳的电价增加尖峰期，对应的时间段也进行了相应的调整。峰时段为10-12点、14-19点；谷时段为0-8点；其余时段为平段。深圳地区峰平谷比价为1.53:1:0.32。非深圳地区峰平谷比价为1.7:1:0.38。尖段电价执行时间为7月、8月和9月三个整月，以及其他月份中日最高气温达到35℃及以上的高温天。执行时段为11-12时、15-17时共三个小时。尖段电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。工商业储能系统在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用，从而减少企业电费支出。

峰谷套利示意图

2.3 需量管理

需量管理我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，两部制电价包含电量电价和容量电价，电量电价根据用户的实际用电量计算，容量电价可以选择按照变压器固定容量计算或者按照变压器最大需量计算。两种电费分别计算后相加，即为用户所应付的全部电费。

采用两部制电价的电费成本计算方法工商业储能系统功率可以在负载用电峰值时，可以替代变压器容量，降低变压器总体容量需求的作用，从而减少变压器扩容建设成本以及后期的固定容量电费或者最大需量电费。针对电力负荷容量不充足，又有新增充电桩建设的老旧工商业场景，更是可以免除变压器扩容带来的长周期和高昂费用，通过储能系统即可实现动态扩容。

2.4 后备电源

后备电源对电网连续性要求较高应用场合，工商业储能系统在电网停电时，可以作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能，为工商业园区内的关键不断电负载提供后备电源保障，应对突发停电事故，可以为工商业主节省部分UPS电源设备的投入成本。

2.5 电力现货交易

电力现货交易当前南方区域电力市场已经启动试运行，预计不久后全国统一电力市场也将启动运行，相关政策已明确将适时引入储能等市场主体参与绿色电力交易。需要注意的是，分布式储能系统因容量较小的原因难以满足电力交易市场中买方对于一次性调用量的需求，可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力市场交易。

2.6 电力辅助服务

电力市场辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。

电力辅助服务的种类2022年7月23日南方区域电力市场启动，明确辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。辅助服务也将成为电力市场交易品种的重要组成部分，工商业储能也可以通过在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道。

3、工商业储能的前景展望

在全国各地区峰谷价差拉大、增设尖峰电价的政策下，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盈利渠道。随着储能电池成本的降低，储能系统的投资成本必然更加优化，工商业储能的市场的潜力将会进一步得到激发，工商业储能有望成为工商业光伏之后的新风口。

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