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虽然目前电池成本无法保证项目9%的收益率，但是可以通过与屋顶光伏、需量电费管理、需求响应等手段结合，达到较好经济性，提前布局储能市场。
敏感性分析：目前成本可达到1.5元/Wh，初步具有经济性，临近市场化水平。
锂电池技术路线经济测算：按照光伏行业广泛认可的项目投资边界，全投资收益率大于9%时项目投资具有较好经济性，以此为边界条件对大工业储能调峰项目进行测算{以江苏地区为例｝，使用锂电池技术{一天两次循环｝，每瓦时投资单价下降至1.28元{含开发费｝时，项目具有较好经济性。
模式对比：
2、电网对于储能产业的态度与看法
由于南网可再生电源比例较高，整体调峰调频能力较强，相比国家电网区域，直到现在，辖区在发电侧、电网侧应用储能的需求也不是很迫切。
在用电侧，随着储能产业的快速发展、成本大幅下降，加上电力市场的次序放开、电力现货市场建成时间表倒逼，南网非常重视储能的发展及应用，特别是如何提前预测、规划、布局、管理、配合储能的快速规模化应用。
在南网一主两翼战略布局下，为了发展竞争类、非管制类业务，储能作为七个重点方向之一，去年8月由总部科技部牵头，广东电网、双调公司(调峰、调频)等参加，成立了三个小组：储能本体，电池制备；储能应用，集中式储能双调公司为主，分布式由广东电网牵头(广东电科院，9月份成立了专门的储能所)；储能运营，电动汽车、微网等方向，目前开始吸纳系统外团队参加(如广州能源所)。
目前认为储能应用可能的两个障碍、问题：成本高，电改背景下电价变化的不确定性，没有看到能够较好匹配、应对的储能商业模式。
3、电网应用策略
南网辖区储能的应用前景主要在用电侧，包括：削峰填谷，电网是欢迎的，广东等地工商业用电峰谷价差大、在全国都名列前茅，企业对于用电成本比较敏感，可能成为储能市场最早爆发的区域之一。同时也在研究，储能多种运行策略、一旦出现策略上的失误，可能会导致波峰充电，反而对于电网形成冲击的风险。另外，电网内部对于储能也有不同声音，也有人认为储能的发展，可能会抢走部分优质客户资源。
偏差考核，与售电公司、参与市场的交易主体合作，减少惩罚性考核损伤，也可能是眼前看得见的储能盈利模式。
需量管理，技术应用日益成熟，内部也有不同看法，既有电网内部利益，局部可能受到影响。
UPS备用电源，前景很大、需求越来越多，特别是移动式、车载的UPS，可以随时为大型会议、活动、用电紧张地区保障供电。如果储能成本与新建线路成本差别不大，电网也会加大这方面的投资力度。
需求响应，目前主要问题一是机制不够完善，二是量太小、没有吸引力、很难真正去调度。现有的试点大多集中在一条10kV配线上，作用有限。
新能源并网，南方水电多，二次调频非常快。不像有些老的火电机组，需要储能系统配合、改造。目前南网没有要求新能源配储能的想法。电动汽车、充电桩。有很多项目在实施。双向充放电暂时没有上升到公司行动。目前还是由内部科技、创新团队，在进行整体考虑、技术研发规划。
离网、海岛应用。建立微网的运营模式，在海岛应用前景广阔。目前实施中主要的问题是用地，包括军队用地，需要走很多手续。中低压直流配网。2012年由深圳局和荣信合作，在电力电子变压器、断路器、直流配网用电保护进行了研究。目前在珠海横琴开展直流配网示范工程，示范项目先行，技术标准还需要一个过程。储能在配电侧柔直方面暂时没有布局。
4、电网对于电价的看法
电价的主要影响因素包括政策、市场、技术。目前电价主要由国家相关部委核定，包括对储能可能的价格支持，都不是电网决定的。市场方面，直购电只是最早期的电力市场，随着月协、长协、现货市场的逐步完善，峰谷价差可能由现货市场的实时电价取代。
这种机制、环境的变化，可能对于目前基于波峰电价打折的合同能源管理模式，带来一定的不确定性。但市场化的电价波动，各种电源都在竞争，峰谷价差应该会越来越大，甚至有报零电价，幅度有可能超过现在的峰谷价差。随着光伏装机规模、需量管理的快速增长，未来的发电、用电负荷曲线，也可能发生整体性改变，导致电价机制、水平随之调整。
5、储能试点项目案例
湖北十堰某企业2MW/12MWh储能调峰顶目
企业用电分析：年用电量约2053万度，2017年7月后变压器容量增加到7450kVA。年用电量没有明显的季节变化，每天24小时连续用电。用电功率比较稳定，在2000kW-4000kW之间变化波动，变压器负载率不超过54%;用电电能质量较好。电价差约0.72元/kWh。
估算储能容量：按照用电规律，企业峰时消纳储能电功率<2000kW;考虑储能系统充电时变压器负载率不超过80%，即总功率不超过5960kW，储能充电时最大功率应<1960kW，约等于2000kW。湖北每天峰时段6个小时，因此，储能系统设计为6小时放电系统。预计安装容量2MW/12MWh，每天充放电一个循环，可提供峰时用电12000度，每年可提供峰时用电438万度。
收益分析：按照储能系统单价1.6元/Wh计算，系统总投资1920万元。峰时用电给企业折扣电价，如果按照峰时电价9折计算，每茸可为企业减少电费45万元。
南都储能电站试点项目及经验分享
南都储能商业模式演变：
首创的储能“投资+运营”商用化模式：
“投资+运营”商用化模式类似于合同能源管理(EPC)模式，通过于客户签订节能服务合同，为客户提供包括：用电诊断、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能计量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。
1MWH储能=200万元投资=33万度/年储能电力=282吨二氧化碳减排=26.4万元电费收入+若干补贴收入=10年稳定的IRR
四大创新业务模式：
圣阳储能电站试点项目及经验分享
FCP产品特点：
针对深循环储能应用的新一代大容量、超长寿命高性能AGM阀控铅酸电池;采用长寿命化系统设计，产品70%DoD深循环次数达到4200次，设计寿命15年;采用铅炭技术，改善充电接受能力，减少负极硫酸盐化，更适合部分荷电状态(PSOC)条件下使用;先进的制造技术和严格的制造工艺，保证产品的一致性和可靠性;模块化设计和安装方式，节省安装面积，缩短安装时间，提高维护性。
FCP产品规格：
FCP产品应用领域：
大容量新能源发电并网储能系统;
离网新能源发电储能系统;
分布式光伏发电储能系统;
微网储能系统;
智能电网配用电储能系统;
储能化通信基站削峰填谷错峰用电储能系统;
供电保障条件差，对电池循环性能有较高要求的站点备用电源系统;
与新能源发电或柴油发电机组配合供电站点用储能系统等。
储能化通信基站：通信基站直流负载平均功率约3004.5W，储能系统每天在50.0%DOD状态下循环。执行尖峰电价月份，每天节约电费17.08元;非执行尖峰电价月份，每天节约电费15.59元，合计全年节约电费约5827.43元。
储能电站(用电侧)：利用峰谷电价差，错峰供电实现电费收益，其他负荷平准、应急供电、电能质量改善、需求侧响应等辅助服务收益暂不考虑。以北京为例：峰时电价1.38元、谷时电价0.37元，尖峰电价不再考虑与储能系统温控耗能相抵。
储能电站(发电侧)：
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