1.分时电价目前珠三角调峰利润最大化，最高达到1.36元/千万时
分时电价确立：电价不随时间而变化不利于源网荷储的协同互动。在用户侧，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》。目前各个试点省份也纷纷推出了分时电价的政策，现在最大峰谷价差超过了每度电七毛钱。价差最大的地区是广东省的珠三角五市，达到1.36元每千瓦时。峰谷价差为储能参与峰谷套利提供了一个商业模式.
2.调频补助机制。
补偿机制：2022年3月22日，国家能源局南方监管局就《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）公开征求意见。独立储能电站作为新主体纳入南方区域“两个细则”管理，纳入范围须是容量为 10MW/1 小时及以上的新型储能电站，不受接入位置限制。在补偿方面，独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准（以广东为例，储能深度调峰补偿标准约为 0.792 元/千瓦时，较 2020 年版提高 0.292 元/千瓦时）；其他辅助服务如一次调频、AGC、无功调节等品种采用与常规机组一致补偿标准。此外，各个试点省份也推出了调频辅助服务的相关的市场交易机制。有了调频辅助服务市场价格，储能就可以更加灵活地参与到调频市场.
插播一下，调峰是根据总发电量来去调整，就是用电高峰期时候，储能放电。调频是根据设备的运行状态去调整，分一次，二次，三次调频，缓和达到用最底成本，获取最大的电量！
3.工商业用电100%市场化。
取消工商业目录销售电价：去年还有一个非常重磅的一个政策文件《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，也就是就是1439号文。核心是要燃煤发电的电量要全部进入电力市场，同时取消工商业的目录销售电价，这是具有重要历史意义的政策：使得工商业用户100%要进入电力市场，促进我们的电力用户配置储能。
4.储能的价值
第一是容量价值，包括延缓发电装机的投资、推迟输电线路的建设、推迟配电设施的升级。还有提供紧急容量支撑、减少基本电费的支出。
第二是能量价值，包括削峰填谷的套利、短期能量的供应、消纳弃风弃光、能量偏差的调节。
第三是辅助服务方面的价值，包括调峰调频、备用的电压，还有改善电能质量、黑启动等等
以10千伏用户为例，单位容量锂电池每天可以循环充放电两次，按充放电能效率90%计算，则储能单元的每天峰谷收益价差为：1.0526x90%-0.2561+1.0526x90%-0.7001=0.9358元
即每年单位容量储能的收入为340元/年，按1500元计入单位容量成本，则需要4.5年可收回成本。
若考虑新版《南方电储能电站并网及辅助服务管理实施细则》，对于充电电量给予0.5元/KWh补偿，则日收益提高到1.94元/KWh，年收入约为700元/年，成本回收期大致为2年。
另外还有调频价值测算。2018年1月1日起，山西电力调频市场正式运行，市场价格申报范围由原来的12-20元/MW ,调整为5-10元/MW。
目前山西省内共有京玉、阳光、恒北三家电厂在机组端配置了9MW的锂电池储能参与调频交易，投资额约为2000万元。
据试运行情况，带储能的机组提供调频服务的性能指标为5左右，常规火电机组的性能指标为2-4之间。根据2018年1月的调频价格计算，带储能的机组（30万千瓦）日均收益在3.5万元左右，每月收益约为100万元。
储能电站提供商与电厂按照8:2的比例进行收益分成，约合每MW储能日收益为3000元，年收益60万元左右（考虑机组运行200天）。单位容量的年收益约为600元/年，不到4年即可收回成本
结论，储能回本周期在2-4年回收成本。
改进的地方，储能电池的迭代更新（锂电，钠电），使用寿命。
电化学储能，抽水蓄能，火电调峰等等，未来都会是公共事业板块里面不可或缺的高价值成长股，这样的储能你能提前布局，未来骑马，我说的是起码3-5倍。
储能系统集成商出货占比。这类算成品出货商。
$文山电力(SH600995)$ 抽水储能第一股！
