2024年，国内工商业市场发生了新的变化。
各大厂商都将工商业储能视为重点赛道，工商业储能新品频出，价格持续下行。然而，新的峰谷分时电价变化给工商业储能项目推进带来了挑战。
据统计，自2024年1月以来，国内大多数区域连续6个月峰谷价差与去年同期相比下降。
国内工商业储能的收益主要来源于峰谷价差套利，分时电价的调整时刻影响着工商业储能的收益波动。
那么，2024年，工商业储能还是一门好生意吗？
工商业储能仍“算得过账”
在全国各地峰谷价差显著扩大，以及补贴政策的加持下，2023年成为国内工商业储能发展元年。数据显示，2023年国内工商业储能新增装机4.72GWh，同比增长超200%。
其中，浙江省成为工商业储能的第一大省。2023年，浙江省工商业新型储能装机量约占全国总装机量的44.3%，排名全国第一；浙江省全年工商业储能备案项目数量达1100+，总规模超过1.9GW/4.5GWh。
2024年，浙江地区开始执行最新的分时电价政策，1-10（20）千伏及以上的一般工商业电价用户2024年6月1日起执行新政，大工业用户已于2024年3月1日执行了新政。
目前，除不满1kV的一般工商业电价用户外，浙江其他一般工商业均不执行尖峰电价，并可选择性执行峰谷分时电价，选定后12个月内保持不变。因受季节性电价调整影响，6月浙江峰谷电价差明显缩小，大约0.7+元/kWh。
除了峰谷价差缩小，浙江工商业储能项目的消防审查验收也逐渐收紧。
高工储能在《工商业储能消防审查收紧，安全成淘汰赛第一关》中提到，随着快速上马的工商业储能项目增多，浙江工商业储能也暴露出了大量安全“隐忧”，从存量工商业储能项目到增量项目，都呈现消防验收趋严的态势。
放眼全国，自2024年1月以来，10千伏大工业/工商业两部制电价下，连续6个月超过8成的区域，峰谷价差与去年同期相比下降。
不少业内人士反映，国内工商业储能项目难度逐渐加大，分时电价波动的不确定性和工商业储能产品的安全性等问题，始终是推进项目落地的重要掣肘。峰谷价差缩小和消防验收趋严都在一定程度上给国内工商业储能“降温”。
本质上看，投资收益率是工商业储能市场发展的核心影响因素。虽然2024年全国多地峰谷价差缩小，但目前工商业储能设备价格较去年同期已腰斩。
近日在SNEC展上，已有工商业储能厂商打出0.699元/Wh的价格，工商业储能柜逐渐进入0.6元时代。
设备价格的大幅下降，显著降低了工商业储能的初始投资成本，新增项目投资收益率仍维持在一定水平。
目前，工商储无疑是行业竞争最激烈的细分领域，设备厂商之间的价格战仍将持续。
分时电价何去何从？
分时电价政策是通过价格机制引导电力用户削峰填谷，目的是保障电力系统的安全稳定运行。
近年来，国家通过调整分时电价政策，峰谷价差高于现货市场的峰谷价差。不过，对于电力系统而言，分时电价的峰谷价差并非越高越好。
在工商业储能设备价格大幅下降的情况下，若分时电价仍维持在原来的水平甚至更高，工商业储能项目将带来巨大的超额利润，对电网来说，如果大量“不经济”的储能进入电力系统，更不利于电力资源的优化配置。
理论上，人为设置的分时电价峰谷价差应尽量与电力市场保持一致，但目前国内大部分地区的分时电价峰谷价差与电力现货市场的峰谷价差均有较大偏离。
目前，国内峰谷分时电价是根据省份划分，但在省内不同城市的新能源布局和负荷情况不尽相同，存在实际电力供需的峰谷与本省分时电价的峰谷不符的情况，在以省为单位划分的峰谷分时电价引导下，反而可能加大局部电力紧张或过剩。
在高度市场化的电力体制下，电价的高低，主要由电力系统供需不平衡的程度和可调节资源的多少这两大因素决定。然而，国内电力市场化程度还不高，目前的峰谷分时电价属于人为干预的结果。
远景智能解决方案总经理郑颖在接受高工储能采访时表示，“所有商品市场都应该由现货价格决定中长期的价格。现在的峰谷分时电价是反过来的，电网先定了中长期电价的均价，然后尝试用这个中长期价格反映实时市场的变化。分时电价政策只是个过渡手段，会慢慢调整的，有的省份已经在调整了。”
“分时电价是现在的权宜之策，不会是长期策略，最终一定会走向市场化。”远景集团高级副总裁、远景储能总裁田庆军强调。
在汇川技术储能行业经理王晓宇看来，“现在国内工商业储能完全是不成熟的市场，短期内峰谷电价应该能满足工商业投资5年以内的回报周期，但长期来看，峰谷价差一定不可能越来越大，应该是越来越小，峰谷套利一定不是长期的收益模式，未来的工商业储能一定会走向电力现货交易。”
