2.1.2 (1MWH)储能系统：
每天两次循环：
b. 每天一次循环
c. 财务模型
d. 系统收益测算
目前储能系统成本约200万 /1MWH(0.5MW)，则投资收益率约为0.5%。
e. 系统成本下降到120万/MWH，则投资收益率约为10%。
f. 考虑拉大峰谷电价差：
h. 需要系统成本进一步下降到180万/MWH，则投资收益率约为8%。
i. 当系统成本进一步下降到150万/MWH，则投资收益率约为9-10%。
2. 预测：
拉大峰谷价差后，当系统成本下降到150万/MWH时，项目投资收益率会达到15%;但用户的吸引力还不够，合同能源管理模式将是主要投资方式。由于竞争激烈，用户分成比例提高那是必然的，投资方的收益率会被限制在9-10%。
最后的思考
目前制约用户侧储能发展的，主要有以下几个因素：
1、电价差太小--现有成本下，价差要有9毛以上才能满足投资回报率需要;
2、没地方安装--1MWH储能电站，占地20平米;
3、用户分成比例小--10%的分成比例，1MWH约3万;
4、两部制电价---基本电费制约了很多用户可安装储能的容量;
5、系统成本偏高--目前锂电池EPC成本需要200万元/MWH。
6、循环次数之谜--锂电池DOD 90%-6000次，铅碳DOD60%-3000次?
建议
1、基本电费是用户侧储能的最大拦路虎，储能充电时，不应该增加基本电费;
2、需要加快确认储能电站作为市场主体参与的地位，参见《分布式发电管理办法(意见征求稿)》。
3、储能集成商需要进一步优化设计，降低成本。
4、储能是定制化方案，需要结合用户负荷特性来考虑安装储能的容量，建议设立领跑者项目，给与更多的政策支持。
5、储能电站纯靠峰谷价差是很难满足投资要求，需要结合辅助服务，需量管理综合考虑。
6、安装位置：需要统筹考虑配电网变电站(110/220kV)集中式与用户端分散式相结合。
（北极星储能网整理）
