2021年，国家发展改革委发布了关于进一步完善分时电价机制的通知，对现行的分时电价机制进行了优化和完善。其中包括优化峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、建立动态调整机制以及加强与电力市场的衔接等方面。

分时电价机制可以有效优化用电负荷的分布，平衡用电高峰和低谷的压力。同时，分时电价的优化也对储能这一新能源有效消纳介质产生了积极的影响。

工商业储能盈利模式

        工商业储能的盈利模式主要是“峰谷套利”——即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰放电供给工商业用户。这样“一充一放”，用户既可以节约用电成本，也避免了拉闸限电的风险。

由于各省的工商业峰谷价差不同，工商业储能经济效益差异也较大。国内工商业储能目前主要集中在峰谷价差较高，且工商业发达的江苏、广东、北京、浙江等地区，峰谷价差超过0.74元/kWh，其中北京的峰谷价差超过1元/kWh，因此上述地区的工商业储能的峰谷价差收益较大。云南、广西等地的峰谷价差较低，经济性一般较差。

根据测算，工商业储能的IRR（内部收益率）为 5.3%。模型核心假设如下：

1、储能装机规模为1MWh；每年运行330天；电池更换周期为8年；

2、储能单位投资为1.75 元/Wh，自有资金比例为30%；

3、峰、谷、平时电价为1.03、0.62、0.28 元/kWh，峰谷价差幅度为61%。

通过测算工商业储能对单位装机投资和峰谷价差的敏感性，发现：

1、单位装机成本下降 0.02 元/Wh，IRR提升约0.5pct；

2、峰谷价差提升5pct，IRR提升约4.1pct。

可见，工商业储能对峰谷价差的敏感性极高，峰谷价差的提升对工商业储能的经济性提升非常显著。

峰谷价差由各省份分时电价政策决定，所以工商业储能的建设积极性与政策导向相关度非常之高，随着各省分时电价机制的完善（比如尖峰电价的实行），峰谷价差的拉大，工商业储能有望快速增长。

       全国各省市的电力峰谷价差超过0.7元/kwh的省市由去年7月的6个上升至今年1月的18个。同时，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，例如河南由去年的0.72元/kwh上升至今年1月的1.021元/kwh。

在峰谷价差不断变大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放，预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。