电化学储能商业模式及经济性分析我国郑重宣布力争 2030 年前二氧化碳排放达到峰值、2060 年前实现碳中和，《2030 年前碳达峰行动方案》明确了碳达峰路线图，要求积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统
但就实践情况看，市场机制不成熟，投资储能经济性差；整体处于示范和部署阶段，成本仍具备较大下降空间
虽然已有多种商业应用，但本质还是依靠峰谷电价套利和参与电网辅助服务获得补贴来获取利润，在不断改进储能技术的基础上，还需要政府政策的引导使储能更好更快地发展
电力系统储能的主要用途储能可以应用于电力系统发电侧、输配电侧和用电侧
发电侧主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等
商业模式及经济分析用电侧经济分析（度电成本约 0
51 元/kWh，工商业/大工业场景具备套利空间）储能度电成本（LCOS）为国际通用的成本评价指标，其算法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
经测算工商业/大工业场景两充两放配置时长 3 小时，度电成本约为 0
51 元/kWh，在全国多数发达省份已基本具备套利空间
此外，在测算时没有考虑尖峰价格，同时针对不同地区的峰谷时段，储能运行策略还有很大的优化空间，因此实际上可能会有更多的省份已具备套利空间
测算核心假设：(1)因产品性能参数和单位价格差异较大，假设磷酸铁锂电池储能系统成本为 1
50 元/Who(2)因容量型和功率型储能电站的功率转换成本差异较大，考虑到用电侧储能主要是套利需求，假设功率转换成本为 0
35 元/W，土建成本0
20 元/Wo(3)其他成本主要包括入网检测费、项目管理费
