工商业储能是用户侧储能系统的主要类型之一，不但可以最大化提升光伏自发自用率，还能够更好的降低工商业业主的电费开支，助力企业节能减排。工商业储能主要是通过能量时移、峰谷价差套利、容量电费削减和需求响应等盈利渠道获取收益来回收投资成本。

  据国家能源局披露，2023年第一季度工商业光伏的装机量约9.1GW，发展形态趋势火热。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的卖给电网公司;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，电费成本没有正真获得最大化的降低。

  而储能系统就像个“蓄水池”，可以在光伏发电输出较大的时候，将暂时无法自用的电能储存到电池中去，在光伏发电输出不足的时候，将电池中电能释放给电力负荷使用，实现对光伏电源的“削峰填谷”，最大化的提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本，同时帮企业减少碳排放。

  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年开始深圳的电价实行尖峰期，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。日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目天气预报中发布的广州次日最高温度为准，次日予以实施。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，由此减少企业电费支出。

  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，电量电价按照每个用户的实际用电量计算，容量电价可以再一次进行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。

  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，由此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，通过储能系统就可以实现动态扩容。

  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，可当作备用电源，可以替代传统的不间断电源的功能，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。

  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。

  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更好的提供的服务。

  2022年以来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加强完善。辅助服务也将成为电力市场交易品种的重要组成部分，工商业储能也能够最终靠在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道。

  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明显地增强。未来，随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，储能系统的投资所需成本必然更优化，工商业储能的市场的潜力将会促进得到激发，工商业储能有望成为工商业光伏之后的新风口。

  政策上，储能系统的回本周期相较以前已经快速缩短，理论较为客观，因此国内

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