12月6日，安徽省發(fā)展改革委 安徽省能源局發(fā)布《進一步優(yōu)化峰谷分時電價政策等有關事項征求意見通知》，優(yōu)化了峰谷分時時段，調(diào)整峰谷分時電價浮動比例，并調(diào)整季節(jié)性尖峰電價。

可以看到，調(diào)整后，安徽在1、12、7、8、9月份均只有一個高峰和低谷時段，這也就意味著一年中將有五個月在一日內(nèi)僅能完成一次充放電循環(huán)，單充單放使得安徽的工商業(yè)儲能徹底失去了經(jīng)濟性，沒有了投資價值，這無疑是非常大的打擊。

眾所周知，工商業(yè)儲能經(jīng)濟效益最好的地區(qū)在浙江。一方面，浙江峰谷價差較高、套利空間大；另一方面，浙江的分時電價能夠使儲能系統(tǒng)在兩個低谷時段充電、并在兩個尖峰時段進行放電。理論上，在浙江投資工商業(yè)儲能的收益率高達26.29%，最快3年半就能回本。

然而，12月5日，有傳言浙江省發(fā)改委擬對2024年浙江省工商業(yè)用電的分時電價政策做出調(diào)整:

1.統(tǒng)一大工業(yè)電價用戶和一般工商業(yè)電價用戶峰谷時段。

2.大工業(yè)用戶新分時電價于 2024 年1月1日正式執(zhí)行。考慮一般工商業(yè)用戶數(shù)量較多，表計更換和參數(shù)調(diào)整工作所需時間較長，擬定 1-10 千伏及以上的一般工商業(yè)用戶新分時電價于 2024 年6月1日起正式執(zhí)行，不滿 1千伏的一般工商業(yè)用戶新分時電價于2024 年9月1日起執(zhí)行。

3.分時電價時段具體調(diào)整如下:春秋季(2-6 月、9-11月，共8個月)電力供需總體平穩(wěn)，原峰谷時段擬調(diào)整為高峰、平段、低谷等三個時段。其中，高峰時段共 7 個小時,平段時段共 7個小時，低谷時段共 10 個小時(原政策為尖峰 4 小時、高峰 8 小時、低谷12 小時)。夏冬季(1、7、8、12 月，共4個月)電力供應仍有缺口，峰谷時段擬調(diào)整為尖峰、高峰、平段、低谷等四個時段。其中，尖峰時段共 6 個小時高峰時段共3 個小時，平段時段共 5個小時，低谷時段共 10 個小時 (原政策為尖峰6小時、高峰6小時、低谷 12 小時)。增加深谷時段。春節(jié)、勞動節(jié)、國慶節(jié)等三個假期的部分時段供需較為寬松，擬增設深谷時段。具體時段為 10:00-14:00，共4個小時。

根據(jù)網(wǎng)傳的浙江省發(fā)改委新分時電價政策，2024年浙江省執(zhí)行尖峰電價的月份只有4個月，執(zhí)行高峰電價的月份為8個月。

新政策執(zhí)行后，浙江省工商業(yè)儲能在冬季與夏季（1月、7月、8月、12月）仍可享受尖峰-低谷電費差價收益，收益率最高。其余8個月份雖然仍可執(zhí)行兩充兩放策略，但僅可做到低谷時段充電，高峰時段放電，電費差價有明顯降低，預計工商業(yè)儲能年度收益率降幅超過15%。

工商業(yè)儲能始終存在經(jīng)濟性、安全性與政策變量等多重因素，掣肘產(chǎn)業(yè)的健康可持續(xù)發(fā)展。

一 無法確認持續(xù)性的分時電價機制

當下國內(nèi)工商儲盈利模型的最強邏輯：基于分時電價下的峰谷套利。

峰谷電價的不確定性 ，分時電價的機制往往是由宏觀政策制定，而政策的轉向幾乎是終端電力用戶不可預知的，也導致了很多的業(yè)主在一次性購買設備時持觀望態(tài)度。當下工商儲項目經(jīng)濟測算模型主要是基于當下的分時電價機制，但工商儲機柜以10年質保、15年的設計壽命的生命周期來看，項目建設時的分時電價機制是否在項目的整個生命周期內(nèi)延續(xù)是一個最大的未知數(shù)。儲能并不存在一種類似于分布式光伏的確定性的盈利模式，來計算長期收益率。

二 充放電需求的不確定性

工商業(yè)用戶的用電規(guī)律存在較大的不確定性，比如某儲能項目，在規(guī)劃時按照一天兩充兩放設計，但是該企業(yè)可能未來幾個月中，因為趕制某批次急單，晚班滿負荷生產(chǎn)，導致儲能無法滿充，直接影響當年收益率。用戶負荷的不確定性，無論是負荷的增加、負荷的減少、用戶負荷曲線的峰谷時段變化，都與儲能的收益率密切相關，這都無法通過鎖定合約時段和價格去規(guī)避風險。

所以這也需要儲能系統(tǒng)獲取負荷側數(shù)據(jù)，并進行EMS的動態(tài)優(yōu)化。當分時電價的規(guī)則重新被書寫，需要設備供應商，比如說EMS重新進行運行策略的設定，后續(xù)的升級服務的收費方式如何定義和規(guī)范，當下還處在模糊的階段。而如果兩次充放價差如果不再有一塊二以上，那么無疑是在動搖工商儲存在的最底層邏輯。

三 不斷推高的非技術成本

當下不斷出現(xiàn)的儲能項目安全事件，也正在導致各地方對儲能項目施工建設要求的不斷收緊，從而衍生出項目建設的非技術成本不斷被推高的現(xiàn)象，比如說額外的消防設施、額外的站房設置等，各種非技術成本的疊加甚至直接增高項目成本2毛每Wh。

而目前的工商儲項目投資測算中往往忽略了各種非技術成本，在項目的具體執(zhí)行中容易“失控”。但隨著行業(yè)的不斷規(guī)范，會有更多的標準出臺，非技術成本也會走上臺面，有望逐步可控。

四 電芯的循環(huán)次數(shù)

電芯的循環(huán)次數(shù)不等于系統(tǒng)的循環(huán)次數(shù)，這里面也確實存在一個巨大隱患，就是電芯廠家會說我們要求恒溫運行25°，沒有達到的話后續(xù)責任不好劃分。可現(xiàn)實情況就是哪個地方能有25°？肯定是要有個范圍的。

還有一點也很重要，能不能把每一次的充放電都記錄下來？讓電芯廠家找不到是系統(tǒng)集成問題的理由。簡單的并聯(lián)串聯(lián)誰不會，就是因為這些并聯(lián)串聯(lián)，造成了項目的短板，非常不受控制。我們現(xiàn)在都記錄下來，而且要實時監(jiān)控這個電芯的運行狀態(tài)是在健康的運行狀態(tài)，是亞健康狀態(tài)還是馬上要進入紅區(qū)？真正系統(tǒng)集成要做好，必須隨時監(jiān)控每一個電芯的狀態(tài)，怎么讓它從亞健康回到健康？怎么進行在線的均衡，在線的調(diào)整。你能不能檢測到每個電芯？

五 尾大不掉的售后運維

工商業(yè)儲能處于大儲能和戶用儲能之間，略顯尷尬。基于大儲能的儲能地面電站因為體量大，項目調(diào)試集中、售后運維集中，項目EPC可就近招聘維保檢修人員，運維服務的及時響應可以有效保障業(yè)主的收益，同時也可以將售后備品備件集中管理，項目整個生命周期內(nèi)發(fā)生的運維成本平攤到每Wh上是微小且可控的。而工商儲的機柜屬于大量的分布式儲能，分散在國內(nèi)的各個省份，甚至被從業(yè)人員戲稱，干一個大型電站的體量頂上干幾百個工商儲的項目，但是不用一個場站一個場站去調(diào)試交付，一個大型地面電站有可能半年就落地了，但是幾百個工商業(yè)電站需要大家苦哈哈地干上幾年，據(jù)說這也是大基金遲遲不動的原因之一。

大儲能和戶儲產(chǎn)業(yè)已經(jīng)有了十余年的積累，而不同于大儲能和戶儲，當下在市場內(nèi)流通的工商儲機柜從出生至今，多數(shù)沒有超過三年，沒有經(jīng)過大量裝機和長時間的運行驗證，行業(yè)普遍的故障率仍是一個行業(yè)內(nèi)避而不談的未知數(shù)。

六 弱盈利模型的狹義性和不確定性

這里將基于峰谷差價的盈利模型定義為強盈利模型，其他的盈利模型包括工商業(yè)光伏配儲應用、需量管理、和需求側響應服務等定義成弱盈利模型。

工商業(yè)光伏配儲，本身就是一個bug，因為工商業(yè)的應用場景往往是白天的用電負荷大，光伏在白天的發(fā)電基本被自發(fā)自用掉了，配套個儲能機柜將多余的光伏發(fā)電存起來的邏輯顯得有些牽強。而工商儲配光伏的邏輯顯然是更能說得通，但當下工商業(yè)儲能存在最主要還是因為峰谷價差，配光伏去走光伏度電成本低于市電的邏輯并不是出發(fā)點，整個模式的收益也無法支撐工商業(yè)儲能的大規(guī)模應用。