去年以来，储能重大利好消息不断。国家发改委表示要大力发展新型储能电站，各省纷纷要求新能源强制配储、给予储能电站补贴，降低了储能成本。再来又发布了分时电价政策，进一步拉大峰谷价差，扩大了储能电站峰谷套利空间等。
工商业储能或可实现每天两充两放
当前分时电价机制下，多省市可以满足工商业储能每天两充两放。
浙江、湖北、湖南、上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段，如广东省每日10点-12点、14点-19点为高峰段。海南省每日10点-12点、16点-22点为高峰段。
当两个高峰段之间存在电价差时，即可用工商业储能系统在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。
在满足每天两充两放基础上，我们亦发现浙江、海南等省份的分时电价设置了尖峰段或两个谷时，在此类省份中安装工商业储能的经济性有望进一步增加。
资料来源：储能电站公众号
典型如浙江、海南，部分省市设有尖峰段，可利用更大的尖峰-谷时价差进一步扩大单次峰谷价差套利的收益。如浙江全年每日19点-21点为尖峰时段，湖北全年每日20点-22点为尖峰时段，广东、海南等省份也分季设置了尖峰段。
配有储能系统的工商业用户可以利用更大的尖峰-谷时价差进一步扩大单次峰谷套利的收益，缩短成本回收周期。典型如浙江，部分省市存在两个谷时，与上述同理峰谷价差套利收益进一步扩大。
工商业储能两充两放的经济性测算：以浙江、广东、海南为例
核心假设：在测算两充两放策略给工商业储能带来的经济性时，我们假设：储能容量1kWh，循环寿命6000次；年运营天数330天，每天满充满放两次，DoD 90%，对应储能系统寿命9.1年（即当回本周期＜系统寿命，可视为有盈利）；储能系统单价2元/kWh，运维费率每年为投资成本的1%，折旧率3.25%。
此外，由于工商业屋顶光伏发电量通常远低于日常用电负荷，因此不存在光伏为储能充电的场景，配储仅能用于峰谷套利。（注：本模型仅考虑国内工商业配储在峰谷套利模式下的经济性。）两充两放具体策略：以浙江为例，每日8点-11点及13点-19点为高峰段，19点-21点为尖峰段，若配有2h储能系统，则可于第一个谷时（6点-8点）进行充电，并于第一个高峰段（8点-11点）放电两小时，于第二个谷时（11点-13点）进行充电，于尖峰段（19点-21点）放电，利用储能每天实现两次充放电循环。
计算步骤：
平均峰谷价差=50%×(第一个高峰段电价/尖峰段电价-第一个谷时电价/平时电价）+50%×(第二个高峰段电价/尖峰段电价-第二个谷时电价/平时电价）
每年峰谷价差套利收入=考虑衰减后的每日储能系统可用容量×每日充放次数××年工作天数×平均峰谷价差
每年净现金流=（每年可节省的价差电费-年运维费用-年逆变器替换费用）×折现因子
浙江省：两次充电均在谷时，两次充电分别在尖峰段及高峰段，平均峰谷价差为0.85元/kWh，测得投资回收期约为4.75年。
广东省：不考虑夏季尖峰段，两次放电分别于谷时和平时，两次充电分别在两个高峰段，平均峰谷价差为0.73元/kWh，测得投资回收期约为5.70年。
海南省：不考虑夏季尖峰段，两次放电分别于谷时和平时，两次充电分别在两个高峰段，平均峰谷价差为0.70元/kWh，测得投资回收期约为5.98年。
在峰谷价差较大的地方，工商业储能相较大储更具经济性
据测算，浙江、广东、海南三省储能投资回收周期均在6年以内。在可实现两充两放的省市，叠加全国范围内峰谷价差持续拉大，工商业储能经济性相当可观。
依据测算结果，上述三地回收周期排序为：浙江省4.75年，广东省5.70年，海南省5.98年。浙江省设有两个2小时谷时，且全年均有2小时尖峰段，配储可充分利用峰谷价差，平均峰谷价差达到0.85元/kWh。
往未来看，在可再生能源持续增长背景下，维持电网稳定性需求将使峰谷价差拉大趋势延续，且峰谷时段设置将与新能源发电高峰时段错开。我们认为，尽管当前并非全国范围内工商业储能都具备经济性， 但在不断增加的峰谷价差+适合储能发展的峰谷时段设置趋势下，预计全国层面适合投资工商业储能系统的省份有望逐步增加。
随着利好政策的实施及储能技术的进步，未来储能必将如光伏一样，飞入寻常百姓家，迎来强势发展！
