北京、山東、陜西部分用戶峰谷價差減少，浙江大工業(yè)用戶峰谷價差增加；
高峰、低谷、平段的時間劃分較為零散，北京、浙江的用戶側(cè)儲能項目，如需每天進行2次滿充滿放，最多只能配置2小時的系統(tǒng)；
考慮20%的電費分成比例，不考慮財務成本、運維成本、資金成本、電池衰減、需量電費等因素的影響，理想情況下：
以220KV大工業(yè)電力用戶為例，北京用戶側(cè)儲能項目投資回收期為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)儲能項目投資回收期為4.67年，浙江為5.32年；
用戶側(cè)儲能項目的收益相對于火儲聯(lián)合調(diào)頻等領域來說，仍舊偏低，投資仍需謹慎。
文末附相關(guān)地區(qū)峰谷電價表。
近日，北京、浙江、山東、福建、四川、陜西都公布了新的輸配電價及銷售電價，均計劃于2021年1月1日實施。（北京、浙江、山東、福建、陜西將在2021年1月實施的工商業(yè)分時電價政策見文后附圖。）
對比新舊銷售電價：
北京市新發(fā)布的政策，一般工商業(yè)的峰谷價差減少了2.6%左右，大工業(yè)的峰谷價差不變；
浙江繼續(xù)維持全天兩個低谷時段的特點，大工業(yè)用戶的峰谷電價差增加了3%左右，并且在夏季七八月份進一步拉高了峰谷價差；
山東在日間增加了一個小時的低谷電價，并對高峰、平段時間進行了局部調(diào)整，實行兩部制電價的工商業(yè)及其他用電的峰谷價差縮小，不同電壓等級減少了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差，均出現(xiàn)較大幅減少，依據(jù)電壓等級不同，減少了8%-9%不等；
福建、四川新的電價政策仍未出現(xiàn)分時電價。
根據(jù)新的電價情況，本文對北京、浙江的用戶側(cè)儲能的收益情況進行了測算。詳情如下。
北京用戶側(cè)儲能收益測算
測算的條件與假設
配置10MW/20MWh的鋰離子電池儲能系統(tǒng)，系統(tǒng)單價1600元/kWh，總造價3200萬元；
系統(tǒng)充放電效率按90%計；
簡單測算不考慮財務成本、資金成本以及電量衰減等情況；
全年運行330天，其中夏季7、8月62天，非夏季268天;
分別以峰谷價差最小的220千伏及以上的大工業(yè)用電以及峰谷價差最大的不滿1千伏一般工商業(yè)用電進行測算;
一天兩充兩放。
非夏季，每天低谷0-2點，平段15-17點各充電2小時，總計充電4小時。每天高峰10-13點，18-20點各放電2小時，總計放電4小時。
夏季，每天低谷0-2點，平段15-16點，17-18點充電，總共充電4小時，每天高峰18-19點，以及尖峰11-13點、16-17點放電，總計放電4小時。
測算結(jié)果如下。
在用戶自己投資建設，不考慮第三方投資和用戶進行電費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儲能項目，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儲能項目，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運營，電力用戶利益分成比例為20%，上述項目靜態(tài)回收期分別為8.42年、4.67年。
浙江用戶側(cè)儲能收益測算
在同樣的假設條件下，進行浙江用戶側(cè)儲能項目的收益測算，同樣配置10MW/20MWh的儲能系統(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，11-13點各充電2小時，總計充電4小時，高峰8-10點，尖峰19-21點，各放電2小時，總計放電4小時。
測算結(jié)果如下。
在用戶自己投資建設，不考慮第三方投資和用戶進行電費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儲能項目，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儲能項目，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運營，電力用戶利益分成比例為20%的話，上述項目靜態(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、平段的時間劃分較為零散，北京、浙江的用戶側(cè)儲能項目，如果要做到2次滿充滿放，最多只能配置2小時的系統(tǒng)；
2） 收益率看似不錯，但沒有考慮財務成本、資金成本、運行維護成本，以及電池使用過程中的逐年電量衰減，因此實際收益率還要下降；
3） 用戶側(cè)需量電費的設置，還需要考慮儲能使用過程中，是否會增加需量電費；
4） 北京的售電政策中，在直接交易電價形成峰谷電價的過程中，北京輸配電價、華北電網(wǎng)輸電價和政府性基金附加不執(zhí)行峰谷分時電價，會導致出現(xiàn)用戶側(cè)的峰谷電價差、峰平電價差縮小的情況，如果儲能項目在運營過程中，用戶開始參與直接交易，將存在儲能收益減少的風險。
相對于其他儲能項目，如火儲聯(lián)合調(diào)頻項目，用戶側(cè)儲能項目的收益率還是偏低，投資仍需謹慎。
附北京、浙江、山東、陜西最新峰谷電價表。
更多峰谷電價情況，可參考歷史文章：理想情況下，江蘇用戶側(cè)儲能項目可實現(xiàn)5年的靜態(tài)回收期（附全國部分區(qū)域峰谷電價表）
