参数输出结果IRR3.9%工商业储能峰谷套利模型（以湖北省最新220千伏以上工商业电价计算）储能电池系统成本（元/kWh）1200储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)（元/kWh）储能功率(MW)9储能时间（h）2峰谷价差1（元/kWh）0.57峰谷价差2（元/kWh）0.48放电深度（%）75%系统能量效率88%循环寿命（次）10000储能单日充放电次数（天）2年折现率/资金成本（%）5%前30%生命周期容量保持率88%30%-60%生命周期容量保持率78%60%-100%生命周期容量保持率75%储能生命周期（天）5000每日收益（万元）1.250日折现率（%）0.0144%初始投资成本（万元)3600基于储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)及平均峰谷价差两个变量进行敏感性分析；我们发现，以内部回报率9%为经济性边界，当前储能电站成本水平下（2000元/kWh），平均峰谷价差在0.682元以上时，配备储能初具经济性；当电站成本下降15%，来到1700元/kWh时，峰谷电价差只需要达到0.582元，内部回报率便可以超过9%。峰谷套利经济性模型接近经济性拐点。我们梳理了已公布新电价政策省份的工商业平均峰谷电价差（220千伏及以上，按两冲两放计算），发现山东省最高，配合3分钱的电储能低谷电价补贴，价差达到0.65元/kWh，其余省平均价差仍在0.60元/kWh以下。若山东省工商业配备电储能，则储能电站成本在1900元/kWh左右时（较当前约下降5%），即可达到经济型门槛。未来随各省进一步放开电价市场化，拉大峰谷电价差，我们认为越来越多省份工商业的峰谷价差可以越过商业性门槛，为配备储能提供实质性的经济动力分时电价机制完善，用户侧储能市场化有望超预期。2021年7月29日，发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，通知要求：1）完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。2）建立尖峰电价机制。各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。3）强化分时电价机制执行，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。结合之前的敏感性分析表，假设4：1峰谷电价价差与尖峰电价机制实现的情况下，我们认为0.6元平均峰谷价差在大部分地区是容易实现的（0.25元谷时电价*3），如前文所述，用户侧储能有望成为最先实现市场化的应用。用户侧储能系统亦可通过参与电网需求响应，获得额外收益。需求响应是指通过市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户主动改变原有电力消费模式的市场参与行为，以促进电力供需平衡。截至2020年底，全国范围内共有九个省市开展了电力需求响应工作。以2021年2月天津市工信局发布的《关于开展2021年度电力需求响应工作的通知》为例，电力需求响应类型分为“削峰需求响应”和“填谷需求响应”。其中参与填谷需求响应要求电力用户、负荷集成商的响应能力不低于500千瓦；参与削峰需求响应的响应能力不低于500千瓦。居民侧电动汽车用户暂无需满足响应容量要求，由负荷集成商代理以集中形式参与。填谷需求响应固定补贴1.2元/kWh、竞价补贴1.2-2元/kWh，削峰需求响应一般采用固定补贴价格模式。储能峰谷套利内部回报率（IRR）敏感性分析（单位：元/kWh）峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、高峰放电，时移电力需求实现电费节省。近期各省陆续调整2020-2022年输配电价和销售电价，部分省份提出拉大峰谷电价差，并鼓励储能应用。以湖北省发展改革委印发的《关于湖北电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》为例，峰谷电价分为尖峰、高峰、平谷和低谷四段，根据单日电价走势，可以实现两充两放模式运行。两个峰谷价差分别为0.568元/kWh和0.484元/kWh，平均价差为0.526元/kWh。我们假设磷酸铁锂电池储能功率为9MW，时长2h，系统能量效率88%，放电深度75%（BNEF数据），循环寿命10000次（派能科技招股说明书资料），生命周期容量保持率分别为88%、78%和75%，此时独立储能项目初始投资成本为3600万元，IRR=3.9%，暂时无法达到电网类...