01先说结论
同样叫“工商业储能”，三种典型情形下的静态回收期差三倍：
4—6 年
两充两放能兑现、峰谷价差大且时段稳定、负荷与光伏出力错开、需量有尖峰可削。这四个条件同时成立的园区并不多。
6—9 年
只兑现一充一放、或第二充的价差已被压缩、需量管理没做。多数业主拿到的测算落在这一段，问题往往不在设备价格，在运行假设。
10 年以上或不成立
价差薄、只有单充单放、变压器容量不够、消防与并网条件要额外投入。这类项目做出来，“不可行”本身就是有价值的结论。
回收期是一个比值：分子是投资额，分母是年净收益。设备价格透明之后，分子差异通常不到 10%；分母的差异可以到 200%。所以真正决定回收期的不是“储能多少钱一瓦时”，而是“这个园区一天能挣几次价差”。本文后面四节，讲的全是分母。
02“回本”其实是四段账
把年收益拆开，是下面这四段。多数测算只算第一段，于是结论系统性偏乐观：
| 账 | 怎么来 | 最常见的处理问题 |
|---|---|---|
| 一、电量电费 | 低谷充、高峰放，赚价差 | 按“名义价差 × 理论循环电量”算，不扣损耗、不扣未兑现次数 |
| 二、需量电费 | 削峰降低最大需量，省基本电费 | 完全不算，或算成“必然发生”；实际上需量削减受限于负荷曲线形状 |
| 三、其他收入 | 需求响应、容量补偿、绿电绿证等 | 把不确定的政策性收入当固定收入计入，且不标注 |
| 四、分母 | 投资额、折现率、运维成本、残值 | 用静态回收期掩盖资金成本，或用过高折现率把好项目算死 |
四段账里，第一段的误差最小（有明确电价文件可查），第二段最容易被忽略，第三段最容易被夸大边界。下面逐段说。
03第一段：电量电费省了多少
这一段的核心不是价差，是净价差——充电时不只要付低谷电价，还要付输配电费、政府性基金及附加，以及充放过程的损耗。把这些都扣掉，才是真正落到账上的每度电收益：
| 项目 | 示例取值 | 说明 |
|---|---|---|
| 高峰电价 | 1.05 元/kWh | 示例取值，按项目所在省当期分时电价，各地差异大 |
| 低谷电价（充电） | 0.32 元/kWh | 示例取值；若无深谷时段，成本会明显上升 |
| 名义价差 | 0.73 元/kWh | 1.05 − 0.32 |
| 充电侧附加（输配、基金及附加） | 0.04—0.10 元/kWh | 按当地目录电价结构逐项核对，不能只取“到户电价” |
| 系统往返效率损耗 | 按 88% 计，损耗折 0.08—0.12 元/kWh | 交流侧往返效率；直流侧效率不能直接拿来算 |
| 净价差 | 约 0.52—0.61 元/kWh | 名义价差的 70%—84%，这就是实际能挣的 |
在多数省份，净价差大约是名义价差的 七到八成。看到一份测算直接用名义价差乘电量，可以直接判断它高估了 20%—30% 的收益，回收期至少被缩短一年半。
04第二段：需量电费省了多少
两部制电价的用户，基本电费按最大需量或变压器容量计收。储能削掉尖峰，最大需量就可能下降——但这件事有条件，不是必得：
- 尖峰出现在储能可放电窗口内（时段对得上）
- 尖峰持续时间短于储能可支撑时长
- 尖峰功率低于储能额定功率
- 按最大需量计费（而非按容量计费）
- 尖峰落在储能正在充电的时段
- 尖峰持续 4 小时以上，储能撑不住
- 按变压器容量计费，与需量无关
- 需量已接近变压器容量上限，生产还要扩
实操上更常见的价值不是“降低需量”，而是避免需量冲高——把偶发的短时尖峰压住，让当月计费需量不上台阶。这一项在测算里可以量化，但必须逐月看 15 分钟需量曲线，用月平均值是算不出来的。
05第三段：还有哪些收入
需求响应、容量补偿、绿电绿证等收入确实存在，但它们有三个共同特征：不确定、有门槛、会变。测算里的处理原则是分开列、单独标注、不并入基准情形：
| 收入类型 | 确定性 | 测算建议 |
|---|---|---|
| 需求响应补贴 | 低（按次、按年政策变） | 只作敏感性分析中的上行情形，不进基准 |
| 容量补偿 / 容量租赁 | 中（合同期内确定） | 有合同才计，按合同期限而非全生命周期 |
| 绿电 / 绿证收益 | 中低（价格波动） | 单列，注明“不计入 IRR”或“按 xx 元/张假设” |
| 参与现货市场 | 低（规则仍在演进） | 只做情景，不做基准 |
把这几项塞进基准情形，是让一个 8 年的项目看起来像 5 年的最常见手法。评审时只要问一句“这项收入的政策依据是哪份文件”，多数测算会露馅。
06第四段：分母怎么定
回收期有两个版本，很多人混着用：
| 指标 | 算法 | 什么时候用 |
|---|---|---|
| 静态回收期 | 投资额 ÷ 年净收益 | 初筛、和同行快速对比；不含资金成本 |
| 动态回收期 | 累计折现现金流归零所需年数 | 投资决策；需指定折现率 |
| 全投资 IRR | 全投资现金流内部收益率 | 与行业基准收益率比较，最常用 |
| 资本金 IRR | 含融资结构的股东现金流 | 有贷款时看这个，会高于全投资 IRR |
两个提醒：一是别用资本金 IRR 冒充全投资 IRR，杠杆会把数字放大得很漂亮；二是折现率要写出来，同一个项目按 6% 和 8% 折现，动态回收期能差一年多。测算报告里不写折现率的，基本可以先打个问号。
07一个算例，逐步走一遍
下面是 1 MW / 2 MWh 工商业储能项目的示例算例。所有数字均为示例取值，仅用于演示方法，不构成对任何项目的收益承诺。
| 项目 | 取值 | 来源 / 说明 |
|---|---|---|
| 装机 | 1 MW / 2 MWh | 示例 |
| 可用容量（扣衰减与 SOC 窗口） | 1.8 MWh | 按 90% 可用率、10 年衰减曲线折算 |
| 每日循环 | 1.6 次 | 两充两放名义 2 次，兑现率按 80% |
| 年放电量 | 约 1 051 MWh | 1.8 × 1.6 × 365 |
| 净价差 | 0.56 元/kWh | 见第 3 节的方法 |
| 年电量电费收益 | 约 58.9 万元 | 1 051 × 0.56 |
| 年需量电费节省 | 约 3—8 万元 | 取决于尖峰曲线，示例取 5 万元 |
| 年运维成本 | 约 4 万元 | 按投资额的 1%—1.5% |
| 年净收益（静态） | 约 59.9 万元 | 58.9 + 5 − 4 |
| 投资额（示例） | 约 260 万元 | 含设备、安装、并网与消防改造 |
| 静态回收期 | 约 4.3 年 | 260 ÷ 59.9 |
它建立在四个乐观假设上：净价差 0.56 元、两充两放兑现 80%、需量真能省 5 万、投资额只 260 万。把这四个数换成该园区自己的实测值，结果可能落在 4.3—9 年之间的任何位置。示例的作用是让你知道每一格数字该从哪来，不是给你一个数去抄。
08下一步
回收期算完，通常紧接着两个问题：价差要多少项目才成立、名义循环到底能兑现几次。这两篇就在同系列里。想直接拿自己园区的电费单试一版，也可以从下面三个入口进。
09口径与引用说明
本文讲方法，不给标准答案。具体项目请以下列材料为准：
- 分时电价与峰谷时段：以项目所在省当期执行的分时电价政策文件为准，各省时段划分与浮动比例差异较大，本文不引具体文号；
- 基本电费与需量计费方式：按省级价格主管部门现行两部制电价规定，需确认按容量还是按最大需量计收；
- 充放电量与需量曲线：以供电公司结算单与 15 分钟计量数据为准，本文不采用区域平均值；
- 设备造价与效率：以厂商出具的正式技术协议与效率曲线为准，往返效率应按交流侧口径；
- 消防、并网与土建改造投入：须由具备资质单位出具方案后计入，本文未做估算。
本文方法在能耀的 XDesigner 中实现，按 8 760 小时逐时仿真充放电策略，输出 15 张财务报表。同一组参数在不同版本重算，结果差异超过 1% 时须注明版本与参数改动。
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同系列的两篇，以及可以先核对口径的材料。