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首先，我们来看看工业和商业储能系统。 商业和工业储能系统和（C&I）主要用于工商业企业的能源管理。 储能系统根据不同的应用场景和系统规模可分为：
从应用场景来看，工商业储能和家庭储能都属于用户侧储能。 通过与其他负荷共建微电网，主要作为负荷侧参与电网运行。 从系统规模来看，工商业储能电站规模一般在数百千瓦时至数十兆瓦时（-10MWh）之间，介于户用储能和大型储能之间。
事实上，工商业储能的重要性正在逐渐显现。 工商业储能作为用户侧储能，广泛应用于智慧城市、工业园区、社区商圈、商业办公楼等大型工商业高耗能单位，实现智慧能源管理。 主要应用模式包括：
1.削峰填谷
通过低谷充蓄、高峰放电，降低企业或园区用电成本，节省客户电费。
2、需求响应
当短期用电量大于变压器容量时，储能系统快速放电，以满足负载的能量需求要求。
3.电力交易
在电力市场交易平台上，根据负荷预测进行短期电力交易，以实现利润最大化。
4、离网备用电源
当电力中断时，为重要负载提供不间断的短期供电，减少负载突然停电造成的经济损失。
目前我国工商业储能发展仍处于早期阶段。 2022年，我国用户侧储能装机将占总装机的5%左右：据CNESA统计，2022年我国新增电化学储能容量5.9GW，其中新增0.3GW用户侧储能，约占新增储能容量0.3GW。 装机容量5.2%； 其中0.10GW用于分布式和微网，约占新增总规模的1.7%，0.2GW用于用户侧调峰填谷，约占新增总规模的3.5%。 随着峰谷电价差距持续拉大，工商业储能盈利能力增强，国内工商业储能发展加速。
近年来，全国各地区主动拉大用电侧峰谷电价差。 据CNESA数据显示，2023年6月，全国共有19个省份最大峰谷电价差超过0.6元/千瓦时。 其中，广东省（珠三角五市）峰谷电价差最大，达到1.347元/千瓦时，超过第二名（海南省）约0.1元/千瓦时。
在政策引导下，未来各地区峰谷价差将进一步扩大。 同时，规模效应带来的储能系统初期投资将下降，工商业储能的经济性将更加凸显。 进一步计算表明，通过对储能系统的敏感性分析，当储能系统初始投资成本为2元/Wh、峰谷电价差大于0.7元/kWh时，工业和电力行业的IRR商业储能项目可超过15%。 当产业成熟时，初始投资成本为1.8元/Wh，峰谷价差为1元/kWh时，储能项目的IRR可达26.6%，静态投资回收期仅为3.4年。 此时，项目盈利能力将显着提高。 流动性风险显着降低。
目前储能电池的成本呈下降趋势。 2023年以来碳酸锂价格大幅下跌，带动电化学储能成本下降。
