中国储能网讯：2023年，中国工商业储能市场迎来了装机量爆发式增长，市场体量跃居全球首位。项目经济性的提升和商业模式的多样化，促使国内市场持续升温。2小时锂电储能系统价格降幅近40%，带动项目成本显著降低。与此同时，多个地区的分时峰谷价差扩大至最高1.2元/kWh，进一步拓宽了储能项目套利空间。在叠加专项补贴等多重收入后，工商业储能项目在部分省份，例如浙江、江苏和广东收益表现良好，带动了当地装机容量增长。

  伍德麦肯兹预计，中国工商业储能市场关注度与项目投建的活跃度将进一步提升。中国工商业储能累计装机容量将于2033年达到59GW，持续领跑全球市场。

分时电价峰谷套利是工商业储能项目现阶段的主要收入来源，而参与电力市场交易将成为下一个收入增长点

  基于项目全生命周期的收入水平测算，在2023年分时电价峰谷套利、当地专项补贴、减少基本电费的可及性最高，且为工商业储能主要的收入来源。但在项目运营的中后期，随着部分地区峰谷电价差的缩小，工商业用户市场化购电比例的提高，以及补贴政策退坡，这部分收入将难以维持。同时，伴随着电力市场的不断成熟，参与渠道和交易品种的多样化将大幅提高工商业储能参与市场交易的频率。这使得电能量现货交易和提供辅助服务的收入成为工商业储能项目后期的主要现金流来源。

浙江、江苏和广东的工商业储能项目拥有最高的收益水平，IRR可达13%-19%

  从区域市场来看，浙江、江苏和广东成为了当前工商业储能市场的最佳“淘金地”，三省的储能项目的收益水平最高，主要得益于有利的峰谷价差、配套政策支持和虚拟电厂较高的活跃度。

  目前，工商业储能的全年收入主要分为节约电费成本和现金收入两大部分。节约电费支出提供了约七成的首年收入，是项目早期经济性的支持主力。其中，分时电价峰谷套利贡献了项目全生命周期收入的35%-40%，是项目能否收回成本的决定性因素。当地专项补贴为首年提供了70%的现金流入，但由于呈现退坡趋势，此项收入在未来难以维持。

  工商业储能还可以通过虚拟电厂聚合后，在现货市场交易其储存的电能量或者在辅助服务市场出售调频能力。目前，参与电力市场的收入相对其它模式仍然有限。随着电力市场机制的完善和准入政策进一步放开，我们预计这部分收入将在2030年增加十倍，并有望在项目收回成本后，提供近80%的现金流入，成为项目中后期经济性的重要助力。

工商业储能收入的波动风险：分时电价变化、补贴政策退坡、电力市场交易经验不足

  由于分时电价时段划分和价格水平变化频繁，持续使用某一种套利策略可能会错过最佳充放电时段，导致该部分收入水平不及预期。因此，项目运营商需要持续关注各省电力公司定期发布的分时电价，并及时更新自己的套利策略，从而实现套利收入最大化，加快项目成本回收。

  专项补贴政策大多呈现逐年退坡趋势，导致项目中后期的现金流难以维持，经济性大打折扣。业主和运营商可以通过提前布局电力市场，或者拓展其他收入来源的方式抵消补贴退坡的影响。但在进入电力市场交易之前，运营商需要拥有对市场价格和准入政策的动态追踪能力，丰富的交易经验，避免交易收入不及预期甚至发生亏损，损害项目的中长期营收水平。

  尽管工商业储能是2023年最受关注的赛道之一，但玩家在进入市场之前需要准确评估自身的初始投资能力，电站运营能力和对市场的熟悉程度，从而选择最适合的商业模式，获得预期收入。