独立或共享租赁模式下储能电站调峰的经济性分析

曹子沛，Annisa binti Jamali，沐 娟，任远林

(1. 安徽工商职业学院应用工程学院，合肥 231131；2. 砂拉越大学工程学院，砂拉越州 999004)

0 引言

2020年9月22日，习近平总书记在第75届联合国大会一般性辩论中宣布，中国将力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和(下文简称为“‘双碳’目标”)，这意味着中国在践行高比例新能源的道路上又迈出了重要一步。随着“双碳”目标的提出，中国逐步确立了以新能源为电力系统主体能源的地位，但随着新能源的高速发展，电力系统中可用于调峰的灵活类资源的需求缺口越来越大，产业也在寻找更好地调峰手段和调峰资源。电化学储能调峰这两年成为行业讨论的焦点和热点，但由于电化学储能成本、充放电循环次数及各地政策不一致，导致其经济性尚不能被清晰论证。

文献[1]比较分析了天然气储能与电化学储能的调峰政策及经济性，为后续此类调峰项目投资带来重要参考，但缺乏电化学储能在调峰调频等辅助服务方面的详细论证。文献[2]采用改进的粒子群算法对储能调峰进行多目标函数和约束条件寻优，得出可兼容调峰需求和投资经济性的合适的权重系数，但缺乏从多个省份不同政策角度的论述。文献[3]分析测算了电化学储能、物理储能等多种储能调峰的经济性，并通过效益系数来表征各种储能参与调峰的经济性，但未论证内部收益率与成本之间的关系。文献[4]分析了东北地区电力系统对调峰的迫切需求，同时阐述了火电机组参与调峰的必要性和经济性，但未对比火电机组相对于储能调峰的经济性。文献[5]利用典型日的仿真模型得出了各类储能调峰的经济性，同时也给出了储能容量配置比例的构建思路。文献[6]分析发现磷酸铁锂电池可有效增加电网的灵活性，具有高质量的调频能力，但缺乏调峰部分的经济性论证。文献[7]构建了电化学储能调峰的最优容量配置函数模型，该函数模型以储能电站平准化度电成本(LCOE)最优为结果，以各类电源负荷及预测数据为输入，对不同容量配置下的储能方式进行寻优，并在此基础上推理了影响储能容量配置的影响因子，但缺少对调峰时机的论证。文献[8]结合山西省本地过去一段时间的电力现货结算试运行数据，探讨了山西省“长周期机组组合+电能量市场(融合调峰市场)”电力现货市场的特点，最后提出适合山西省电力市场体系改革的新流程和建议，但未论证现货市场中融合调峰的经济性。文献[9]以调峰成本最低为结果，分析了多种电源参与调峰辅助服务市场的函数，该函数可有效指导调峰经济性及进一步降低调峰成本的可能路径，但缺乏电化学储能的约束条件注释。文献[10]分析了最小运行成本下的储能配置容量调峰经济性模型，最后通过实际数据验证了所提方法的正确性，但缺少调峰政策的论述。

综上所述，当前针对电化学储能(下文简称为“储能”)调峰的经济性研究还缺少理论支撑，首先，对储能调峰经济性测算的边界约束条件还未考虑完全；其次，对于独立储能和共享租赁储能这两种储能方式调峰的政策和规则研究较少，基本上也未开展共享租赁储能电站调峰经济性方面的深入研究；最后，也未对中国各省储能调峰政策的合理性给予全方位的分析和测算。基于此，本文针对中国各地区独立储能及共享租赁储能电站调峰的政策进行分析，并对储能电站投资关键边界条件(比如：调峰补贴、调峰保障小时数、租赁价格、储能成本等)的变化对项目内部收益率的影响进行定量测算和分析。

1 不同地区独立储能电站调峰的理论经济性分析

1.1 各地区的储能调峰政策

随着各省对于调峰等灵活资源的需求越发急迫，各地区相继发布了适合自身的储能调峰辅助服务细则，下文对各地区的储能调峰辅助服务差异化政策进行提炼汇总，具体如表1所示。

表1 中国不同地区的储能调峰辅助服务差异化政策明细Table 1 Details of differentiated policies for energy storage and peak shaving auxiliary services in different regions of China

从表1可以看出：用于调峰的储能电站的规模最低不得小于5MW/10MWh，而储能调峰补贴标准则各地区不相同，且补贴存在限额。整体来看，各地区的储能调峰政策参考的均是火电机组调峰。

1.2 内部收益率的计算方式

内部收益率就是资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率。项目各年现金流的折现值之和为项目的净现值，净现值为零时的折现率就是项目的内部收益率。显然，内部收益率RIR满足：

式中：Ncf,t为储能项目投产第t年的净现金流；n为储能电站运营年限，本文取14年，建设起点为第0年。

根据式(1)，采用逐次测试逼近法，求能使净现值等于零的折现率，即求得项目的内部收益率。具体计算步骤[11]为：

1)先设定一个折现率r1，代入式(2)，求出该折现率下的净现值NPV,1。

式中：(P/F,r1,t)为第t年的复利现值系数，其中，P为本金(现值)，F为本利和(终值)。

2)若NPV,1=0，则RIR=r1，计算结束；

若NPV,1>0，则RIR>r1，应重新设定一个新的折现率r2，且r2>r1，再将r2代入式(2)，求出新的净现值NPV,2，然后继续进行下一轮的判断；

若NPV,1<0，则RIR

3)在每轮判断原则相同的前提下，经过逐次测试判断，有可能找到内部收益率的值。若设rj为第j次测试时的折现率，NPV,j为根据rj得到的净现值，则有：

当NPV,j>0时，RIR>rj，继续测试；

当NPV,j<0时，RIR

当NPV,j=0时，RIR=rj，测试完成。

4)若经过有限次测试，已无法继续利用有关货币时间价值系数表，仍未求得内部收益率，则可利用最为接近零的两个净现值正临界值NPV,m、负临界值NPV,n及其分别对应的折现率rm、rn，应用线性插值法计算近似的内部收益率。即如果以下关系成立：NPV,m>0、NPV,n<0、rm

1.3 储能电站的成本构成

独立储能电站也可以变成共享租赁储能电站，只需在调峰的同时提供租赁服务，成本方面只需要计算独立储能模式下电站的初始投资成本即可。储能电站初始投资成本主要包括电芯成本、双向储能逆变器(PCS)成本、能量管理系统(EMS)成本、辅件(BOS)成本、工程总承包(EPC)成本、并网成本、开发成本等。2020—2025年储能电站的初始投资成本和LCOE预测如图1所示。但随着近两年储能技术和电动汽车的快速发展，上游原材料稀缺会导致储能成本下降速度不及预期。

图1 2020—2025年储能电站的初始投资成本和LCOE预测Fig. 1 Prediction of initial investment cost and LCOE for energy storage power stations from 2020 to 2025

根据北极星储能网提供的数据，从2021年一年中用户侧、新能源侧的磷酸铁锂电池储能项目EPC模式的中标情况来看，EPC企业的储能中标价格多数在1.4～2.0元/Wh之间，平均储能中标价格为1.722元/Wh。2021年磷酸铁锂电池储能项目EPC模式的储能投标价格汇总如表2所示。

表2 2021年磷酸铁锂电池储能项目EPC模式的储能投标价格汇总Table 2 Summary of bidding price for energy storage under EPC mode of lithium iron phosphate battery energy storage project in 2021

表2中中标候选人的第一顺位即为中标企业，EPC企业的储能月度平均中标价格折线图如图2所示。

图2 EPC企业的储能月度平均中标价格折线图Fig. 2 Line chart of EPC enterprise’s monthly average bid winning price of energy storage

1.4 测算假设条件

为使后续各个地区的测算条件一致，约定如下：假设独立储能电站规模为50MW/100MWh；在储能调峰充放电过程中采用充放电价格互抵政策，但考虑到充放电过程中的转换损耗，独立储能电站转换效率取85%；储能电站生命周期取15年；贴现率取8%；初始投资的贷款比例取80%，贷款期限为5年；考虑建设期因资金占用产生的利息等。测算约束条件具体如表3所示。

表3 独立储能电站的测算约束条件Table 3 Constraints on calculation of independent energy storage power station

测算过程考虑磷酸铁锂电池正常的性能衰减，按照储能电站生命周期15年或电池6000次循环寿命，每年对应的剩余可用容量如表4所示。其中，每次调峰都按照100%的充放电深度Dod，储能电站的健康荷电状态(SOH)代表储能电池在某年的电容剩余可用容量SOH。

表4 独立储能电站生命周期内电池的性能Table 4 Performance of batteries during life cycle of independent energy storage power stations

1.5 各地区独立储能调峰的理论经济性

针对各地区调峰政策中关于独立储能电站参与调峰的补贴进行了梳理，具体如表5所示。其中：浙江省对年利用小时数不低于600 h的调峰项目给予3年容量补贴，即浙江省给予独立储能电站的调峰保障小时数为600 h，补贴年限为3年；青海省给予独立储能电站的调峰保障小时数为540 h；山东省给予独立储能电站的调峰保障小时数为1000 h。

表5 各地区独立储能电站参与调峰的政策汇总Table 5 Summary of policies for independent energy storage power stations in various regions to participate in peak shaving

从表5可以看出：大部分地区的调峰补贴区间浮动范围较大，且大部分地区未明确调峰保障小时数，两者因素叠加导致储能调峰存在一定的政策不稳定性。

根据表5中全国各地区的储能调峰政策，在储能成本取1.8元/Wh，调峰保障小时数为1000 h(即调峰500次)情况下，各地区独立储能电站调峰的内部收益率区间如图3所示，每个地区对应的柱状图中，蓝色和橙色色块分别代表根据补贴上限和下限得到的内部收益率。

图3 各地区独立储能电站调峰的内部收益率区间Fig. 3 IRR range for peak shaving of independent energy storage power stations in various regions

由图3可知：根据各省内部收益率的平均值，福建省的内部收益率最好，其次是湖北省、浙江省、江苏省、安徽省等省份。总体来看，若按照政策发布的调峰补贴区间计算，大部分地区的独立储能电站项目还是具备一定的投资价值。但调研实际的已建设项目后发现，调峰补贴和调峰保障小时数并无政策中公布的那么理想。下文也会通过各地区的实际情况测算独立储能电站的实际投资价值。

2 不同地区独立储能电站调峰的实际经济性分析

考虑到各省政策及经济情况，下文在分析某个省的储能电站内部收益率时，储能成本、调峰小时数和调峰补贴值均是站在经验的角度取值，避免内部收益率估算过低或过高。

2.1 青海省独立储能电站调峰的实际经济性分析

青海省的脱硫煤电价是0.2277元/kWh，该省的政策给予储能540 h调峰小时数保障，在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当变动调峰保障小时数(540～1200 h)和调峰补贴(0.1～0.5元/kWh)时，按照表3中的约束条件测算青海省项目的内部收益率，测算结果如表6所示。

表6 在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当变动调峰保障小时数和调峰补贴时，得到的青海省项目内部收益率 (单位：%)Table 6 When energy storage cost is fixed at 1.8 yuan/Wh，IRR of Qinghai Province project is obtained when peak shaving guarantee hours and peak shaving subsidies are changed (Unit：%)

由表6可知：在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当调峰保障小时数为1000 h、调峰补贴为0.5元/kWh时，项目的内部收益率达到8.25%，在青海省建设储能电站具备良好的投资价值。但实际上青海省的调峰保障小时数只有540 h，即使调峰补贴为0.5元/kWh，项目的内部收益率也仅为-3.11%，远不及预期。

在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当变动储能成本(1.4～2.0元/Wh)和调峰补贴(0.2～0.5元/kWh)时，按照表3中的约束条件测算青海省项目的内部收益率，测算结果如表7所示。

表7 在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当变动储能成本和调峰补贴时，得到的青海省项目内部收益率 (单位：%)Table 7 IRR of Qinghai Province project obtained when peak shaving guarantee hours are fixed at 1000 and energy storage cost and peak shaving subsidies are changed (Unit：%)

从表7可以看出：在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当调峰补贴低于0.4元/kWh时，项目的内部收益率最高也仅为1.41%；当调峰补贴大于等于0.4元/kWh时，青海省项目具备良好的内部收益率；调峰补贴为0.4元/kWh、储能成本为1.5元/Wh时，项目的内部收益率勉强达到6.55%。

2.2 山东省独立储能电站调峰的实际经济性分析

山东省的脱硫煤电价是0.3949元/kWh，该省2021年的最新政策给予独立储能电站1000 h的调峰保障小时数，在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当变动调峰保障小时数(600～1200 h)和调峰补贴(0.1～0.5元/kWh)时，按照表3中的约束条件测算山东省项目的内部收益率，测算结果如表8所示。

表8 在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当变动调峰保障小时数和调峰补贴时，得到的山东省项目内部收益率 (单位：%)Table 8 When energy storage cost is fixed at 1.8 yuan/Wh，IRR of the Shandong Province project is obtained when peak shaving guarantee hours and peak shaving subsidies are changed (Unit：%)

从表8可以看出：在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当调峰保障小时数为1000 h、调峰补贴为0.5元/kWh时，项目的内部收益率才勉强达到6.89%。实际上稳定得到0.5元/kWh的调峰补贴很难，通过走访实际的储能电站项目发现，调峰补贴大部分集中在0.2元/kWh左右，如果不考虑其他收益，按调峰保障小时数1000 h，山东省项目实际的内部收益率仅为-10.47%，远不及预期。

在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当变动储能成本(1.4～2.0元/Wh)和调峰补贴(0.2～0.5元/kWh)时，按照表3中的约束条件测算山东省项目的内部收益率，测算结果如表9所示。从表9可以看出：在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当调峰补贴低于0.4元/kWh时，项目的内部收益率均为负值，远不及预期；当调峰补贴为0.4元/kWh、储能成本为1.4元/Wh时，项目的内部收益率勉强达到6.39%。事实上，2022年储能成本在2元/Wh左右，再加上实际的调峰补贴大部分集中在0.2元/kWh左右，所以山东省项目实际的内部收益率只有-11.42%，远不及预期。

表9 在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当变动储能成本和调峰补贴时，得到的山东省项目内部收益率(单位：%)Table 9 IRR of Shandong Province project obtained when peak shaving guarantee hours are fixed at 1000 and energy storage cost and peak shaving subsidies are changed (Unit：%)

2.3 浙江省独立储能电站调峰的实际经济性分析

浙江省的脱硫煤电价是0.4153元/kWh，该省2021年最新的政策是给予独立储能电站600 h的调峰保障小时数，同时给予独立储能电站3年的容量补偿，补贴依次暂按200、180、170元/kW，逐渐退坡。在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当变动调峰保障小时数(600～1200 h)和调峰补贴(0.1～0.5元/kWh)时，按照表3中的约束条件测算浙江省项目的内部收益率，测算结果如表10所示。

表10 在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当变动调峰保障小时数和调峰补贴时，得到的浙江省项目内部收益率(单位：%)Table 10 When energy storage cost is fixed at 1.8 yuan/Wh，IRR of Zhejiang Province project is obtained when peak shaving guarantee hours and peak shaving subsidies are changed (Unit：%)

从表10可以看出：在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当调峰保障小时数为900 h、调峰补贴为0.4元/kWh时，项目的内部收益率可达到7.04%，具有较好投资收益率。但实际上浙江省的调峰保障小时数仅为600 h(即调峰300次)，调峰补贴为0.4元/kWh时，项目的内部收益率也仅为-1.02%，远不具备投资价值。因此，只有容量补偿额度更高或补贴年数更长，在浙江省建设独立储能项目才具备投资价值。

在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当变动储能成本(1.4～2.0元/Wh)和调峰补贴(0.2～0.5元/kWh)时，按照表3的约束条件测算浙江省项目的内部收益率，测算结果如表11所示。

表11 在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当变动储能成本和调峰补贴时，得到的浙江省项目内部收益率(单位：%)Table 11 IRR of Zhejiang Province project obtained when peak shaving guarantee hours are fixed at 1000 and energy storage cost and peak shaving subsidies are changed (Unit：%)

从表11可以看出：在调峰保障小时数固定为1000 h的情况下，当调峰补贴为0.3元/kWh、储能成本为1.5元/Wh时，项目的内部收益率可达到7.37%，在该补贴额度下，当储能成本进一步降低，项目可得到良好的投资价值。

2.4 小结

在储能成本固定为1.8元/Wh、调峰保障小时数为1000 h的情况下，不同调峰补贴时，山东省、青海省、浙江省这3个地区的独立储能项目内部收益率对比如图4所示。

图4 在储能成本固定为1.8元/Wh、调峰保障小时数为1000 h情况下，不同调峰补贴时，3个地区的独立储能项目的内部收益率对比Fig. 4 Comparison of IRR for independent energy storage projects In three regions under different peak shaving subsidies when energy storage cost is fixed at 1.8 yuan/Wh and peak shaving guarantee hours are fixed at 1000 h

从图4可以看出：浙江省的项目内部收益率最好，青海省的其次，最后是山东省。浙江省项目的内部收益率位居第一得益于其前3年的容量补偿，青海省与山东省项目的内部收益率差异主要受到充放电电价与储能电站转换损耗乘积的影响，同样的电站转换效率，当充放电电价越高，电站转换损耗越大，青海省的充放电电价是0.2277元/kWh，山东省的充放电电价是0.3949元/kWh。

独立储能电站项目的经济性取决于调峰保障小时数(调峰次数)、调峰补贴及储能成本。综上分析可知：储能成本在1.8～2.0元/Wh之间浮动时，需要辅助一定的容量补偿或租赁费用独立储能电站才具备较好的投资价值，浙江省虽然给了前3年的容量补偿，但也仅能在一定程度上改善项目的经济性，若要项目有大的经济性改善，则需要时间大于3年以上的容量补偿才行。

3 共享租赁储能电站调峰的经济性分析

3.1 青海省共享租赁储能电站调峰的经济性分析

从2021年开始，青海省已在实行将场站内储能电站聚合成共享租赁储能电站。这种方式一方面可以将储能租赁给新能源场站用于调峰，另一方面也便于电网集中调度。但目前青海省只有储能调峰政策，尚无储能共享租赁建议价格。根据全国其他地区的储能租赁价格，假设青海省的也在此价格区间。当既考虑储能租赁收益，又考虑调峰补贴收益时，按照表3中的约束条件，本文通过变动储能租赁价格及储能成本，测算青海省共享租赁储能电站的内部收益率，结果如表12所示。

表12 既考虑储能租赁收益又考虑调峰补贴收益时，不同储能租赁价格与储能成本下青海省共享租赁储能电站的内部收益率(单位：%)Table 12 IRR of shared leased energy storage power stations in Qinghai Province under different energy storage lease prices and costs when considering both energy storage lease income and peak shaving subsidy income (Unit：%)

从表12可以看出：储能租赁价格为330元/kW、储能成本为2.0元/Wh时，项目的内部收益率高达9.23%，具备投资价值。当租赁价格大于等于300元/kW、储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，内部收益率均大于6.65%，大部分情况下都具备较好的经济性。因此，考虑租赁叠加调峰补贴模式在青海省投资共享租赁储能电站可获得较好的投资回报率。

3.2 山东省共享租赁储能电站调峰的经济性分析

山东省2021年最新的共享租赁储能示范项目政策建议的储能租赁价格为330元/kW，这意味着共享租赁储能电站可通过向周边的光伏或风电等新能源电站租赁储能容量从而获取租赁补贴，此种租赁补贴持续且稳定，可以很好的缓解独立储能电站的投资经济性。按照表3中的约束条件，下文分别对共享租赁储能电站仅考虑租赁收益时和既考虑租赁收益又考虑调峰补贴收益时的经济性进行分析。

当独立储能电站仅考虑租赁收益时，通过变动储能租赁价格(250～400元/kW)与储能成本(1.4～2.0元/Wh)，对山东省项目的内部收益率进行测算，测算结果如表13所示。

表13 当仅考虑储能租赁收益时，不同储能租赁价格与储能成本下山东省共享租赁储能电站的内部收益率(单位：%)Table 13 When only considering energy storage lease income，IRR of shared leased energy storage power stations in Shandong Province under different energy storage lease prices and costs (Unit：%)

从表13可以看出：储能租赁价格为330元/kW、储能成本为2.0元/Wh时，项目的内部收益率仅为2.49%，不具备投资价值；当储能租赁价格为400元/kWh、储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，内部收益率均大于等于6.09%，具备较好的投资价值。因此，若仅考虑储能租赁收益而投资共享租赁储能电站存在一定风险，必要条件是租赁价格很高。

当共享租赁储能电站既考虑租赁收益又考虑调峰补贴收益时，通过变动储能租赁价格(250～400元/kW)与储能成本(1.4～2.0元/Wh)，对山东省共享租赁储能电站的内部收益率进行测算，测算结果如表14所示。

表14 既考虑储能租赁收益又考虑调峰补贴收益时，不同储能租赁价格与储能成本下山东省共享租赁储能电站的内部收益率(单位：%)Table 14 IRR of shared leased energy storage power stations in Shandong Province under different energy storage lease prices and costs when considering both energy storage lease income and peak shaving subsidy income (Unit：%)

从表14可以看出：当储能成本为1.8元/Wh、储能租赁价格为250元/kW时，项目的内部收益率为6.54%，具备一定的投资价值；当储能租赁价格进一步提高，储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，项目皆具备投资价值。这说明山东省共享租赁储能电站大部分情况下都具备很高的投资回报率。

3.3 浙江省共享租赁储能电站调峰的经济性分析

浙江省2021年开始对共享租赁储能电站示范项目给予前3年的容量补偿，由于给予容量补偿的年限较短，不如采用租赁模式获取的收益持久。假设浙江省的储能租赁价格与山东省等其他地区的类似，当既考虑储能租赁收益又考虑调峰补贴收益时，按照表3中的约束条件，通过变动储能租赁价格(250～400元/kW)及储能成本(1.4～2.0元/Wh)测算浙江省共享租赁储能电站的内部收益率，测算结果如表15所示。

表15 既考虑储能租赁收益又考虑调峰补贴收益时，不同储能租赁价格与储能成本下浙江省共享租赁储能电站的内部收益率(单位：%)Table 15 IRR of shared leased energy storage power stations in Zhejiang Province under different energy storage lease prices and costs when considering both energy storage lease income and peak shaving subsidy income (Unit：%)

从表15可以看出：当储能成本为1.8元/Wh、储能租赁价格为250元/kW时，项目的内部收益率为6.39%，基本具备一定的投资价值；当储能租赁价格大于等于300元/kW、储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，项目皆具备投资价值。这说明浙江省共享租赁储能电站大部分情况下都具备很高的投资回报率。

3.4 小结

在储能成本固定为2.0元/Wh、调峰保障小时数为1000 h、调峰补贴为0.2元/kWh的情况下，不同储能租赁价格时，山东省、青海省、浙江省这3个地区共享租赁储能项目的内部收益率如图5所示。

图5 不同储能租赁价格时，3个地区共享租赁储能项目的内部收益率对比Fig. 5 Comparison of IRR for shared leased energy storage projects in three regions under different energy storage lease prices

从图5可以看出：当既考虑储能租赁收益又考虑调峰补贴收益时，青海省共享租赁储能项目的内部收益率最高，山东省的和浙江省的次之。这主要还是由充放电电价不同造成的，充放电电价决定了储能电站损耗，当充放电电价越高时，损耗越大，项目的内部收益率越差。青海省的充放电电价为0.2277元/kWh，低于山东省的充放电电价(0.3949元/kWh)和浙江省的充放电电价(0.4153元/kWh)。

4 结论

本文针对中国各地区独立及共享租赁储能电站调峰的政策进行了分析，并对储能电站投资关键边界条件(比如：调峰补贴、调峰保障小时数、租赁价格、储能成本等)变化对项目内部收益率的影响进行了定量测算和分析，得到以下结论：

1)独立储能电站仅依靠调峰补偿无法实现稳定成本回收，需提高调峰补贴价格和增加调峰保障小时数。比如，在储能成本固定为1.8元/Wh的情况下，当调峰保障小时数为1000 h、调峰补贴为0.5元/kWh时，青海省独立储能电站的内部收益率才能达到8.25%，具备良好的投资价值；而山东省和浙江省等地区几乎都需要调峰补贴在0.5元/kWh且调峰保障小时数超过1000 h才具备建设独立储能电站的经济价值。

2)在租赁叠加调峰补贴模式下，当租赁价格大于等于300元/kW、储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，大部分情况下青海省的共享租赁储能电站可获得较好的投资回报率；当储能租赁价格大于250元/kW、储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，山东省共享租赁储能电站项目皆具备投资价值；当能租赁价格大于等于300元/kW、储能成本在1.4～2.0元/Wh区间浮动时，浙江省的共享租赁储能电站项目皆具备投资价值。这说明共享租赁储能电站大部分情况下都具备很高的投资回报率。

3)当各地区的调峰租赁价格、储能成本、调峰补贴、调峰保障小时数等边界条件参数一致时，影响项目内部收益率的主要参数是各地的充放电电价，充放电电价决定了储能电站损耗，当充放电电价越高时，损耗越大，项目的内部收益率越低。