北京、山東、陜西部分用戶峰谷價(jià)差減少，浙江大工業(yè)用戶峰谷價(jià)差增加；
高峰、低谷、平段的時(shí)間劃分較為零散，北京、浙江的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，如需每天進(jìn)行2次滿充滿放，最多只能配置2小時(shí)的系統(tǒng)；
考慮20%的電費(fèi)分成比例，不考慮財(cái)務(wù)成本、運(yùn)維成本、資金成本、電池衰減、需量電費(fèi)等因素的影響，理想情況下：
以220KV大工業(yè)電力用戶為例，北京用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資回收期為8.42年，浙江為6.29年；
以不滿1千伏一般工商業(yè)用戶為例，北京用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資回收期為4.67年，浙江為5.32年；
用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益相對于火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻等領(lǐng)域來說，仍舊偏低，投資仍需謹(jǐn)慎。
文末附相關(guān)地區(qū)峰谷電價(jià)表。
近日，北京、浙江、山東、福建、四川、陜西都公布了新的輸配電價(jià)及銷售電價(jià)，均計(jì)劃于2021年1月1日實(shí)施。（北京、浙江、山東、福建、陜西將在2021年1月實(shí)施的工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策見文后附圖。）
對比新舊銷售電價(jià)：
北京市新發(fā)布的政策，一般工商業(yè)的峰谷價(jià)差減少了2.6%左右，大工業(yè)的峰谷價(jià)差不變；
浙江繼續(xù)維持全天兩個(gè)低谷時(shí)段的特點(diǎn)，大工業(yè)用戶的峰谷電價(jià)差增加了3%左右，并且在夏季七八月份進(jìn)一步拉高了峰谷價(jià)差；
山東在日間增加了一個(gè)小時(shí)的低谷電價(jià)，并對高峰、平段時(shí)間進(jìn)行了局部調(diào)整，實(shí)行兩部制電價(jià)的工商業(yè)及其他用電的峰谷價(jià)差縮小，不同電壓等級(jí)減少了2%-5%左右不等；
陜西省的大工業(yè)用電、一般工商業(yè)及其他用電的峰谷價(jià)差，均出現(xiàn)較大幅減少，依據(jù)電壓等級(jí)不同，減少了8%-9%不等；
福建、四川新的電價(jià)政策仍未出現(xiàn)分時(shí)電價(jià)。
根據(jù)新的電價(jià)情況，本文對北京、浙江的用戶側(cè)儲(chǔ)能的收益情況進(jìn)行了測算。詳情如下。
北京用戶側(cè)儲(chǔ)能收益測算
測算的條件與假設(shè)
配置10MW/20MWh的鋰離子電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，系統(tǒng)單價(jià)1600元/kWh，總造價(jià)3200萬元；
系統(tǒng)充放電效率按90%計(jì)；
簡單測算不考慮財(cái)務(wù)成本、資金成本以及電量衰減等情況；
全年運(yùn)行330天，其中夏季7、8月62天，非夏季268天;
分別以峰谷價(jià)差最小的220千伏及以上的大工業(yè)用電以及峰谷價(jià)差最大的不滿1千伏一般工商業(yè)用電進(jìn)行測算;
一天兩充兩放。
非夏季，每天低谷0-2點(diǎn)，平段15-17點(diǎn)各充電2小時(shí)，總計(jì)充電4小時(shí)。每天高峰10-13點(diǎn)，18-20點(diǎn)各放電2小時(shí)，總計(jì)放電4小時(shí)。
夏季，每天低谷0-2點(diǎn)，平段15-16點(diǎn)，17-18點(diǎn)充電，總共充電4小時(shí)，每天高峰18-19點(diǎn)，以及尖峰11-13點(diǎn)、16-17點(diǎn)放電，總計(jì)放電4小時(shí)。
測算結(jié)果如下。
在用戶自己投資建設(shè)，不考慮第三方投資和用戶進(jìn)行電費(fèi)分成的模式的情況下：
裝在220KV及以上的大工業(yè)用戶處的10MW/20MWh儲(chǔ)能項(xiàng)目，年收益為475萬元，靜態(tài)回收期6.73年（3200萬/475萬）；
裝在不滿1千伏一般工商業(yè)用戶處的10MW/20MWh儲(chǔ)能項(xiàng)目，年收益為857萬元，靜態(tài)回收期3.73年（3200萬/857萬）。
如果考慮第三方投資建設(shè)運(yùn)營，電力用戶利益分成比例為20%，上述項(xiàng)目靜態(tài)回收期分別為8.42年、4.67年。
浙江用戶側(cè)儲(chǔ)能收益測算
在同樣的假設(shè)條件下，進(jìn)行浙江用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益測算，同樣配置10MW/20MWh的儲(chǔ)能系統(tǒng)，分別安裝于浙江不滿1千伏工商業(yè)用戶，以及220千伏及以上大工業(yè)用戶處。
每日低谷0-8點(diǎn)，11-13點(diǎn)各充電2小時(shí)，總計(jì)充電4小時(shí)，高峰8-10點(diǎn)，尖峰19-21點(diǎn)，各放電2小時(shí)，總計(jì)放電4小時(shí)。
測算結(jié)果如下。
在用戶自己投資建設(shè)，不考慮第三方投資和用戶進(jìn)行電費(fèi)分成的模式的情況下：
裝在220KV及以上的大工業(yè)用戶處的10MW/20MWh儲(chǔ)能項(xiàng)目，年收益為636萬元，靜態(tài)回收期4.25年（3200萬/636萬）；
裝在不滿1千伏一般工商業(yè)用戶處的10MW/20MWh儲(chǔ)能項(xiàng)目，年收益為636萬元，靜態(tài)回收期5.03年（3200萬/636萬）。
如果考慮第三方投資建設(shè)運(yùn)營，電力用戶利益分成比例為20%的話，上述項(xiàng)目靜態(tài)回收期分別為6.29年、5.32年。
一些小結(jié)
1） 由于高峰、低谷、平段的時(shí)間劃分較為零散，北京、浙江的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，如果要做到2次滿充滿放，最多只能配置2小時(shí)的系統(tǒng)；
2） 收益率看似不錯(cuò)，但沒有考慮財(cái)務(wù)成本、資金成本、運(yùn)行維護(hù)成本，以及電池使用過程中的逐年電量衰減，因此實(shí)際收益率還要下降；
3） 用戶側(cè)需量電費(fèi)的設(shè)置，還需要考慮儲(chǔ)能使用過程中，是否會(huì)增加需量電費(fèi)；
4） 北京的售電政策中，在直接交易電價(jià)形成峰谷電價(jià)的過程中，北京輸配電價(jià)、華北電網(wǎng)輸電價(jià)和政府性基金附加不執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)，會(huì)導(dǎo)致出現(xiàn)用戶側(cè)的峰谷電價(jià)差、峰平電價(jià)差縮小的情況，如果儲(chǔ)能項(xiàng)目在運(yùn)營過程中，用戶開始參與直接交易，將存在儲(chǔ)能收益減少的風(fēng)險(xiǎn)。
相對于其他儲(chǔ)能項(xiàng)目，如火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益率還是偏低，投資仍需謹(jǐn)慎。
附北京、浙江、山東、陜西最新峰谷電價(jià)表。
更多峰谷電價(jià)情況，可參考?xì)v史文章：理想情況下，江蘇用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目可實(shí)現(xiàn)5年的靜態(tài)回收期（附全國部分區(qū)域峰谷電價(jià)表）
