去年以來，儲能重大利好消息不斷，國家發改委表示要大力發展新型儲能電站，各省紛紛要求新能源強制配儲、給予儲能電站補貼，降低了儲能成本。再來又發布了分時電價政策，進一步拉大峰谷價差，擴大了儲能電站峰谷套利空間等。
當前分時電價機制下，多省市可以滿足工商業儲能每天兩充兩放。
浙江、湖北、湖南、上海、安徽、廣東、海南等省市的分時電價每天設置了兩個高峰段，如廣東省每日10點-12點、14點-19點為高峰段。海南省每日10點-12點、16點-22點為高峰段。
當存在兩個高峰段時，即可用工商業儲能系統在谷時/平時充電，并分別于兩個高峰段放電，實現每天兩充兩放，進而提升儲能系統的利用率、縮短成本回收周期。
在滿足每天兩充兩放基礎上，我們亦發現浙江、海南等省份的分時電價設置了尖峰段或兩個谷時，在此類省份中安裝工商業儲能的經濟性有望進一步增加。
典型如浙江、海南，部分省市設有尖峰段，可利用更大的尖峰-谷時價差進一步擴大單次峰谷價差套利的收益，縮短成本回收周期。如浙江全年每日19點-21點為尖峰時段，湖北全年每日20點-22點為尖峰時段，廣東、海南等省份也分季設置了尖峰段。
核心假設：在測算兩充兩放策略給工商業儲能帶來的經濟性時，我們假設：儲能容量1kWh，循環壽命6000次；年運營天數330天，每天滿充滿放兩次，DoD 90%，對應儲能系統壽命9.1年（即當回本周期＜系統壽命，可視為有盈利）；儲能系統單價2元/kWh，運維費率每年為投資成本的1%，折舊率3.25%。
此外，由于工商業屋頂光伏發電量通常遠低于日常用電負荷，因此不存在光伏為儲能充電的場景，配儲僅能用于峰谷套利。（注：本模型僅考慮國內工商業配儲在峰谷套利模式下的經濟性。）
兩充兩放具體策略：以浙江為例，每日8點-11點及13點-19點為高峰段，19點-21點為尖峰段，若配有2h儲能系統，則可于第一個谷時（6點-8點）進行充電，并于第一個高峰段（8點-11點）放電兩小時，于第二個谷時（11點-13點）進行充電，于尖峰段（19點-21點）放電，利用儲能每天實現兩次充放電循環。
計算步驟：
浙江省：兩次充電均在谷時，兩次放電分別在尖峰段及高峰段，平均峰谷價差為0.85元/kWh，測得投資回收期約為4.75年。
廣東省：不考慮夏季尖峰段，兩次充電分別于谷時和平時，兩次放電分別在兩個高峰段，平均峰谷價差為0.73元/kWh，測得投資回收期約為5.70年。
海南省：不考慮夏季尖峰段，兩次充電分別于谷時和平時，兩次放電分別在兩個高峰段，平均峰谷價差為0.70元/kWh，測得投資回收期約為5.98年。
據測算，浙江、廣東、海南三省儲能投資回收周期均在6年以內。在可實現兩充兩放的省市，疊加全國范圍內峰谷價差持續拉大，工商業儲能經濟性相當可觀。
依據測算結果，上述三地回收周期排序為：浙江省4.75年，廣東省5.70年，海南省5.98年。浙江省設有兩個2小時谷時，且全年均有2小時尖峰段，配儲可充分利用峰谷價差，平均峰谷價差達到0.85元/kWh。
往未來看，在可再生能源持續增長背景下，維持電網穩定性需求將使峰谷價差拉大趨勢延續，且峰谷時段設置將與新能源發電高峰時段錯開。我們認為，盡管當前并非全國范圍內工商業儲能都具備經濟性，但在不斷增加的峰谷價差+適合儲能發展的峰谷時段設置趨勢下，預計全國層面適合投資工商業儲能系統的省份有望逐步增加。
隨著利好政策的實施及儲能技術的進步，未來儲能必將如光伏一樣，飛入尋常百姓家，迎來強勢發展！
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