12月6日，安徽省發展改革委 安徽省能源局發布《進一步優化峰谷分時電價政策等有關事項征求意見通知》，優化了峰谷分時時段，調整峰谷分時電價浮動比例，并調整季節性尖峰電價。

可以看到，調整后，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僅能完成一次充放電循環，單充單放使得安徽的工商業儲能徹底失去了經濟性，沒有了投資價值，這無疑是非常大的打擊。

眾所周知，工商業儲能經濟效益最好的地區在浙江。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，有傳言浙江省發改委擬對2024年浙江省工商業用電的分時電價政策做出調整:

1.統一大工業電價用戶和一般工商業電價用戶峰谷時段。

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

3.分時電價時段具體調整如下:春秋季(2-6 月、9-11月，共8個月)電力供需總體平穩，原峰谷時段擬調整為高峰、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、勞動節、國慶節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。

根據網傳的浙江省發改委新分時電價政策，2024年浙江省執行尖峰電價的月份只有4個月，執行高峰電價的月份為8個月。

新政策執行后，浙江省工商業儲能在冬季與夏季（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，預計工商業儲能年度收益率降幅超過15%。

工商業儲能始終存在經濟性、安全性與政策變量等多重因素，掣肘產業的健康可持續發展。

一 無法確認持續性的分時電價機制

當下國內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，也導致了很多的業主在一次性購買設備時持觀望態度。當下工商儲項目經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延續是一個最大的未知數。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

工商業用戶的用電規律存在較大的不確定性，比如某儲能項目，在規劃時按照一天兩充兩放設計，但是該企業可能未來幾個月中，因為趕制某批次急單，晚班滿負荷生產，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避風險。

所以這也需要儲能系統獲取負荷側數據，并進行EMS的動態優化。當分時電價的規則重新被書寫，需要設備供應商，比如說EMS重新進行運行策略的設定，后續的升級服務的收費方式如何定義和規范，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，在項目的具體執行中容易“失控”。但隨著行業的不斷規范，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 電芯的循環次數

電芯的循環次數不等于系統的循環次數，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°，沒有達到的話后續責任不好劃分。可現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集成問題的理由。簡單的并聯串聯誰不會，就是因為這些并聯串聯，造成了項目的短板，非常不受控制。我們現在都記錄下來，而且要實時監控這個電芯的運行狀態是在健康的運行狀態，是亞健康狀態還是馬上要進入紅區？真正系統集成要做好，必須隨時監控每一個電芯的狀態，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發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，分散在國內的各個省份，甚至被從業人員戲稱，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，但是幾百個工商業電站需要大家苦哈哈地干上幾年，據說這也是大基金遲遲不動的原因之一。

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

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。

工商業光伏配儲，本身就是一個bug，因為工商業的應用場景往往是白天的用電負荷大，光伏在白天的發電基本被自發自用掉了，配套個儲能機柜將多余的光伏發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點，整個模式的收益也無法支撐工商業儲能的大規模應用。