基于现有价格机制+系统成本涨价（假设系统成本2元/Wh ），经济性排序：同时参与调峰+调频>单独参与调频>单独参与调峰。

• 调峰：

假设每年工作300天，每天完全充放电1次，循环次数6000次。1）测算度电成本=0.63元/KWh，在8个省（市）已具备经济性；此外，在电力现货市场中，当上网电价峰谷价差>度电成本时，同样具备经济性；2）以南网调峰价格机制0.792元/KWh测算，IRR=2.07%。

• 调频：

假设每次参与调频用时1.8分钟，间隔时间2分钟，全生命周期10年。

1）测算里程成本=3.47元/MW，在多个省（市）具备经济性；此外，部分省（市）针对一次调频亦出台了相关补偿机制，进一步增加调频的经济性；

2）以补偿价格7.5元/MW测算，IRR=14.91%。

•同时参与调峰+调频：

更高频的充放电使用下，假设全生命周期缩小至8年；调峰年运行300天，每日完全充放电1次，调频年运行比例为80%。

以补偿价格调峰0.792元/KWh、调频7.5元/MW计算，IRR=18.61%，具备高经济性。

02电网侧独立储能商业模式及经济性测算

商业模式：主要为参与调峰、调频市场获得收益，容量租赁有望成为增量收入

01调峰经济性：度电成本0.63元/KWh，在部分省（市）已具备经济性

调峰原理为负荷侧低谷时充电、高峰时放电，评估单位为充放电量（KWh）。

• 收入：

1）直接参与电力现货市场，赚取上网电价的峰谷价差；

2）参与辅助服务市场，赚取调峰的度电补偿。

• 成本：度电成本=总投资/总处理电量，并引入折现率计算。22年以来，原材料涨价使储能系统单价涨幅较大，我们保守假设用于调峰的独立储能系统成本涨至2元/Wh，并基于我们的核心假设，测算得到度电成本=0.63元/KWh。

经济性评估：根据部分省（市）调峰价格，目前独立储能参与调峰在8个省（市）已具备经济性；此外，对于参与电力现货市场的省（市），当上网电价峰谷价差>度电成本时，同样具备经济性。

03调频经济性：里程成本3.47元/MW，在大部分省（市）具备高经济性

调频原理为短时间内（电化学储能可做到百毫秒级别）完成高精度、指定功率的输出，评估单位为里程（MW）。

• 收入：参与辅助服务市场，赚取调频（一次调频+二次调频）的里程补偿。

• 成本：里程成本=总投资/总调频里程，并引入折现率计算。2022年以来，原材料涨价使储能系统单价涨幅较大，我们保守假设用于调频的独立储能系统成本涨至2元/Wh，并基于我们的核心假设，测算得到里程成本=3.47元/MW。

• 经济性评估：根据部分省（市）调频价格，相较于调峰而言独立储能参与调频具有更高的经济性；此外，部分省（市）针对一次调频亦出台了相关补偿机制，进一步增加调频的经济性。

04调频经济性：以7.5元/MW补偿标准计算，全生命周期IRR=14.91%

基于我们的假设，同时基于各省独立储能参与调频的价格多位于0-15元/MW之间，假设调频补偿标准为7.5元/MW计算，则对应独立储能项目参与调频的全生命周期10年（循环次数6000次，年衰减2%）IRR达到14.91%，经济性高于仅参与调峰。

部分省份明确一次调频服务的价格机制，有望进一步增加独立储能参与调频市场的收入及经济性。如21年12月山西明确独立储能电站一次调频服务报价范围为5-10元/MW；南方电网在征集意见稿中亦明确了一次调频的价格机制。

05调峰+调频经济性：独立储能同时参与调峰+调频市场可获取更高收益

此外，我们认为，独立储能或可以通过同时参与调峰+调频，获取更高的收益。独立储能项目当前在国内的商业模式主要为依靠调峰+调频获取收益，因此，我们将对独立储能项目同时参与两项服务做经济性测算。

核心假设：

• 储能项目：建设成本、循环寿命与前文假设相同；由于同时参与调峰+调频需要更高频的充放电，因此年衰减将达到3%，对应全生命周期缩小为8年；

• 调峰运行比例：每日完全充放电1次，放电深度90%；

06调峰+调频经济性：全生命周期IRR上升至18.61%，证实独立储能高经济性

• 调频运行比例：由于每日完成1次调峰（完全充放电）需要4小时，因此当天可用于调频时长为20小时，保守预计调频的年运行比例为80%。

基于前述假设，独立储能同时参与调峰+调频的全生命周期8年（循环次数6000次，年衰减3%）的IRR可达18.61%。独立储能同时参与调峰+调频将带来非常可观的收益率。

基于我们的假设，国内独立储能已具备高经济性；在高经济性刺激下，我们认为独立储能的装机量有望超预期。

03国内电网侧储能装机量测算

04强制配储地区不断增加，为发电侧装机量带来政策保障