目前，工商业储能盈利方式大致有六种：峰谷套利、能量时移、需求管理、需求侧响应、电力现货市场交易、电力辅助服务。
上述六种盈利方式存在一定的互斥性，即无法同时获得两种收益。
以浙江省某6MWh工商业储能项目为例，计算了当前政策条件下，工商业储能的六种收入来源及收入情况。 初步计算，第一年不同方式的收入如下图所示。
每项的详细盈利计算如下。
一、典型工商业储能项目的基本假设
浙江省新建3MW/6MWh用户侧储能项目，升压至10kV接入厂区母线，工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足储能充电需求。
两充两放：考虑工厂休息及设备检修，储能设备每年运行300天，每天两充两放。第一次在谷时22:00-24:00充电，在次日高峰段9:00-11:00放电；第二次在谷时11:00-13:00充电，在尖峰段19:00-21:00放电。
峰谷价差：2023年3月浙江一般工商业用电为例，尖峰电价1.4085元/kWh，高峰电价1.0463元/kWh，谷时电价0.4266元/kWh。
基本假设：投资成本1.8元/Wh，总投资1080万元，其中银行贷款70%，贷款利率4.65%，DOD90%，充放电效率92%，储能寿命为10年。
二、峰谷套利盈利计算
工商业用户可以在电价低谷时，以较便宜的低谷电价对储能电池进行充电，在电价高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。
浙江省某典型工商业储能项目，按照充放电深度90%、充放电效率92%、一年运行300天、一天充放电2次计算，一年的峰谷套利总收入为167.32万元。
表：一天充放电峰谷价差套利计算
2023年3月电网代购电价格中， 23个省区峰谷电价差超过0.7元/度，高于工商业储能用于峰谷套利的盈亏平衡点，其中浙江峰谷价差为全国最高，价格为1.3258元/度，有利于工商业储能峰谷套利。
在仅考虑峰谷套利收入的情况下，投资浙江省寿命为10年的3MW/6MWh储能系统项目，当每度尖/峰谷电价差为0.9819/0.6197元，投资成本为1.8元/Wh时，IRR可达9.36%，银行贷款以70%计算，预计5.47年收回投资成本，具备一定经济性。
在全国范围内峰谷价差持续拉大和储能投资成本不断下降的趋势下，有望将IRR提升至20%以上，工商业储能经济性愈发明显。
