一、电化学储能

工商业套利场景的运行策略通常为两充两放，其中一部分一充一放在平段高峰，另一部分一充一放在低谷高峰。一般配置时长约3h。由于不同地区的峰谷时段差异较大，一般情况下划分为6个时段，分别为2个高峰、3个平段和1个低谷。高峰时长约3h，2个高峰之间掺入3h的平段。全国工商业峰谷价差中位数分别为0.49元/kW·h、0.54元/kW·h。

当前我国用户侧主要利用储能进行峰谷价差套利和容量费用管理，截至2020年12月底已有26个地区发布新版销售电价表，其中15个地区制定了峰谷分时电价，工商业及其他峰谷价差平均值为0.51-0.55元/kW·h;中位值为0.48-0.52元/kW·h，其中北京是峰谷价差最大的地区，达到0.99-1.00元/kW·h，上海峰谷价差夏季达到0.81-0.83元/kW·h。对比上一轮销售电价，江苏、浙江和安徽峰谷价差拉大约2分钱。

储能度电成本约为0.51元/kW·h，在全国多数发达省份已基本具备套利空间。储能度电成本为国际通用的成本评价指标。作为目前国际上通用的储能成本评价指标，基于储能全生命周期建模的储能平准化成本，是对项目生命周期内的成本和放电量进行平准化后计算得到的储能成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内放电量现值。根据相关研究人员的测算，发现北京、上海和江苏等发达地区已具备套利空间。

二、电化学储能里程成本

随着全国可再生能源装机规模快速增加，电网的冲击压力越来越大，各省份正在加快构建电力辅助服务市场体系。根据有关研究人员统计的数据显示，目前全国范围内除东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏和甘肃等8个电力辅助服务市场改革试点之外，还有河南、安徽、四川、青海、湖北、湖南、贵州和重庆等电网发布了电力辅助服务市场运营和交易规则。自2020年以来，全国各省份至少出台23份相关政策文件，列举了与储能参与电力辅助服务市场的条款。截至目前，已有19个省份将点储能纳入交易体系，其中参与调峰与调频是储能获取收益的主要来源。

储能单位功率的调节效率较高，具有快速和精确的响应能力，里程成本是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。考虑时间价值后，其算法是对项目的成本和调频里程进行平准化后计算得到的储能成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内调频里程现值。

储能里程成本约为3.93元/MW，多个省份参与调频服务已具备盈利空间。考虑到储能调频效率、响应调频时间远优于其他类型机组，补偿系数也应高于其他类型机组。在参与调频服务的应用场景中，在保证调频里程的前提下，目前在福建、广东、蒙西、山西、京津唐、甘肃和四川等多个省份已基本具备盈利空间。

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