储能电站项目商业及投融资模式
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。
铅炭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的经济性，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)，使用铅碳电池技术(每天循环一次)，每瓦时投资单价下降至1.12元时，项目具有较好经济性。
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：
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。
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。
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。
