2017年10月，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出组织分布式发电市场化交易试点，标志着隔墙售电正式开启，但过网费机制的争议成为隔墙售电推行缓慢的重要原因。

2023年5月15日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，是2015年以来的第三次输配电价改革，首次实现工商业同价全覆盖，两部制电价执行范围扩大，允许按照电压等级核定容需量电费。因此，工商业用户安装分布式光伏配储系统能够同时降低基本电费和电量电费。

随着江苏、浙江率先破局明确过网费标准，宁夏、广东也先后出台政策积极推行隔墙售电。隔墙售电的进一步推行将拓宽工商业光伏储能业主或运营商的盈利空间。此外，随着虚拟电厂及电力现货市场建设的不断探索，现货交易有望成为工商业储能的远期盈利增长点。

初始投资成本下降，长时储能缩短投资回报周期

电池是储能系统的第一大成本，占比约为60%，而碳酸锂是关键正极材料，约占储能电芯成本的30%-40%。今年以来，碳酸锂价格一路下行，近期再创年内价格新低，数据显示，2023年9月末，碳酸锂价格已跌破17万元/吨大关，已较去年11月最高点下降约40万元/吨，降幅约70%。

按照单GWh电池的碳酸锂需求量约为600吨计算，碳酸锂每吨价格下降10万元，电芯成本将下降约0.06元/Wh，换言之，目前储能电芯成本较去年11月下降了约0.24元/Wh。

随着上游原材料价格下降，储能电芯成本显著下降，加上产能大规模释放导致竞争加剧，储能系统加权平均报价从今年1月的1.66元/Wh下降至9月的1.051元/Wh，下降了约0.6元/Wh。

由于上游原材料价格传导至终端存在一定滞后性，未来短期内储能系统价格仍将保持下行态势。对于业主或投资方而言，工商业储能较高的初始投资成本往往使其“望而却步”，而降低工商业储能初始投资成本能够直接促进业主或投资方提高配置意愿。

长时储能技术将助力工商业储能项目摊薄总成本。根据目前各省市的峰谷电价机制，峰时持续时间基本超过4小时，储能时长的增加将显著扩大峰谷价差套利空间，工商业储能的投资回报周期将有效缩短。