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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

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/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/Wh。

（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/W。

（3）其他成本主要包括入网检测费、项目管理费等附加费

用，假设其他成本为0.15元/W。

（4）容量型储能电站主要采用远程监控与定期巡检结合的

方式，运维相对简单，假设每年运维成本占投资成本的0.5%。

（5）考虑到磷酸铁锂电池的电极材料中不含有钴、镍等贵

金属元素，回收价值较低，假设残值为5%。

（6）电化学储能系统没有统一的终止标准，考虑安全性和

电池容量衰减特性，假设70%为系统终止报废标准。假设每年运

行350天，每天2充2放，则系统寿命约7年。假设储能系统衰

减特性为线性函数，估算90%放电深度下单次循环衰减率约为

0.005%。

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1:储能度电成本（LCOS）测算假设参数表

表2:储能度电成本（LCOS）测算过程

输配电侧经济分析

里程成本约3.93元/MW，电力辅助服务市场具备盈利空间

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，各省相继出台相关政策文件，明确储能参与电力辅助服

务市场的规则。已有19个省将电储能纳入交易体系，其中参与调