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中国工商业储能现状成本峰谷套利及运营机制

工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标

包括自发自用或者峰谷价差套利。国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商

业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。随着未来各地峰谷价差的进一步扩

大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。

什么是工商业储能？

工商业储能是目前用户侧新型储能的重要应用场景。

工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括

自发自用、作为备用电源，提升用户供电可靠性及用能质量；峰谷价差套利、参

与电力市场等获取收益。

工商业储能系统主要包括PACK电池、PCS（储能变流器）、BMS（电池

管理系统）、EMS（能量管理系统）等。其大都一体化建设，多采取一体柜形式，

工商业储能相较储能电站对系统控制水平要求较低，一些PCS同时具备BMS

功能，EMS需设定系统充放电时间以达到能量管理目标。目前随着工厂用电量

的增加，部分工商储能的容量也能达到MW级别。

工商业储能系统构成

峰谷价差拉大

近年来，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间

接带动工商业储能发展。2021年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制

的通知》，在保持电价总水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷、改善电

力供需状况、促进新能源消纳，并要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电

价价差。据CNESA数据，2023年6月全国共计19个省份的最大峰谷价差超

过0.6元/kWh，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达到1.347元/kWh，

超过第二名（海南省）约0.1元/kWh。

2023上半年我国共有22个省份最大峰谷价差超过0.6元/KWh，大部分省

份的峰谷价差相较于去年同期在持续拉大。最大峰谷价差位列前五的分别是广东

省（珠三角五市）1.352元/KWh、海南省1.099元/KWh、湖北省0.985元/KWh、

浙江省0.970元/KWh、吉林省0.961元/KWh。

2023上半年全国各地最大峰谷价差汇总（单位：元/KWh）

工商业储能成本优势提升

1、储能电芯成本呈下降趋势

2023年以来碳酸锂价格大幅下滑，带动电化学储能成本降低。基于当前国内储

能用锂电池只能采取磷酸铁锂电池，对其进行成本测算，相关假设包括：正极材

料、负极材料、隔膜、电解液、集流体、结构件及其他项目的单位价格，其中电

池级碳酸锂2023年6月26日报价29.80万元/吨。

2022.9-至今储能电芯(LFP)和电池级碳酸锂价格（万元/吨）

储能电芯（LFP）成本拆分

2、工商业储能系统成本组成

电芯成本为1.00元/Wh，占比约50%；PCS成本为0.15元/Wh，占比约

7%；BMS、EMS等成本为0.26元/Wh，占比约13%；集装箱、线缆等成本为

0.25元/Wh，占比约12%；设计、施工等非设施部分成本为0.35元/Wh，占

比约17%。

工商业储能系统（LFP）成本拆分

3、储能系统运营机制

以2022年广东省储能系统充放电策略为例。广东省每日用电高峰为

14:00-19:00（其中尖峰电价在高峰段基础上提升20%，执行时间为每年7、8、

9月以及单日温度超过35℃）。因此储能系统会在每日6:00-8:00低谷时段充

电，在10:00-12:00高峰段放电；在12:00-14:00平段充电，在15:00-17:00

高峰段放电。即该储能系统在低谷和平段时充电，在两个高峰时放电，达到每日

两次的充放电，使系统效用最大化、缩短项目静态回收期。

2022年广东省2h储能系统充放电策略（单位：元/KWh）

4、工商业储能经济性测算核心假设

假定储能装机规模为10MW，用户侧使用时可使储能系统完全充放电，储

能系统单位投资额为2元/Wh，每天充放电次数为2次，配储时长2h，运营周

期为10年，峰谷价差为0.6元/kWh，其IRR