经过近期的深入学习，发现此前关于储能峰谷价差套利的分析存在部分错误及表述不准确之处，特此更正补充如下：

1、电费构成

在分析峰谷价差之前，首先需要了解以下用户的电费构成：单一制和两部制。

·    单一制的电费：即常规按实际用电量计算的电费，常见于居民用户及中小工商业用户；

·    两部制的电费：顾名思义，主要由两部分构成——电量电费和基本电费。其中电量电费=电量×电价，基本电费则是根据变压器容量×容量电费（或结算需量×需量电价）计算得到，与实际用电量多少无关，不会随用电量增减而变化。该类型主要适用于大工业用户及部分用电规模较大的工商业用户。

2、项目类型

不同类型的储能项目，在进行峰谷价差套利时，使用的电价也不相同。

对于工商业储能来说，核心利润是帮助用户节省电费（含电量电费 + 基本电费），具体价差计算需区分用户类型：①批发用户，由于可以直接进行市场化交易，因此价差通过电力现货市场得到；②零售用户，一般由售电公司代理，属于间接参与市场化交易，价差通过零售套餐的具体内容计算得到；③电网代购用户，按行政化分时电价直接计算价差，方式最简单。

对于独立储能来说，由于具备参与电力现货市场的主体地位，因此价差主要基于电力现货市场数据核算。需注意的是，独立储能的核心盈利并非依赖电能量套利，而是辅助服务收益（例如广东省独立储能项目的主要收益来源为调频服务）。

3、收益空间

工商业储能以电网代购用户为例，如果参考江西目前最新的分时电价政策，两充两放下模式下，单次电价价差保守估计0.35元/kwh，全年交易次数350*2=700次，放电深度/充放电效率等都按照常规均值计算，在0.8元/wh的单价下，全投IRR能达到12%-13%。

这里的收益确实很高，项目整体我是按照20年的运营期来计算的，但仔细思考后，我觉得还有以下两个问题：

·    这里工商业储能的收益率，或者说项目价值，是通过节省工商业用户用电成本体现的，如果是两部制电费用户，还要再额外统计加装储能后对基本电费的影响，项目潜在的理论收益更高。但如果储能的投资方和工商业用户并非同一主体，储能的收益率还将受到电费分成比例、用户付款周期及付款意愿的影响（存在潜在信用风险）。

·    分时电价政策是上述收益的基石，但政策不太可能在20年全生命周期内一直保持不变——近年来各省分时电价政策的出台频率和调整幅度均呈现显著上升趋势，显然要对收益的可持续性打一个大大的问号。

对于独立储能项目来说，套利价差保守预估0.2元/kwh，其余参数不变的情况下，全投IRR仅2%左右，难以独立支撑项目盈利。此外，电力现货市场并不会提前标注峰谷时段，仅能通过日前市场出清数据和历史经验预判时段属性，交易策略制定难度更高。因此，要提升独立储能项目收益，将主要精力聚焦于辅助服务收益的挖掘，效率会更高。

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