中國儲能網訊：2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布了《國家發(fā)改委關于進一步完善分時電價機制的通知》，完善分時電價機制，建立尖峰電價機制，逐步擴大儲能在用戶側的峰谷價差套利空間。自通知發(fā)布以來全國31個省、市、自治區(qū)進行了分時電價改革，對用戶側儲能發(fā)展產生了深遠的影響。
儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現(xiàn)峰谷電價套利。
一、峰谷電價及分時電價解讀
據各地電網公司公布的2023年1月電網代理購電價格統(tǒng)計，峰谷電價差超過1元/ kWh的地區(qū)有11個省市，超過0.7元/kWh的地區(qū)有23個省市。為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
圖一 超23個省市的工業(yè)用電平均峰谷電價及價差超過0.7元
圖二 蘇州大工業(yè)分時電價（一）
圖三 蘇州大工業(yè)分時電價（二）
企業(yè)只要使用了獨立的專用變壓器，就會涉及到基本電費（根據變壓器來每月收取的電費）?；倦娰M主要分類兩種計費方式，一種是按變壓器的容量計費，一種是按照用戶申報的需量進行計費。
① 容量計費
基本電費=變壓器容量x容量電費；
② 需量計費
a) 核準需量
核準需量一般不低于變壓器的40%；不超核準需量的105%的部分基本電費按照核準需量x需量電費收取，超出105%部分按照2倍需量電費收?。?
b) 實際需量（大多數(shù)企業(yè)選用）
基本電費=實際需量x需量電費；
總電費=基本電費+電度電費+其他費用（防疫優(yōu)惠/尖峰補收/其他退補/…）。
假如一個企業(yè)的基本電費確定是按容量收取之后，就確定了基本電費，然后再根據每個月實際在尖峰平谷時段所用電量計算電度電費。
二、用戶側儲能的優(yōu)勢及收益分析
儲能有助于企業(yè)管理容量費用。對于大的工業(yè)企業(yè)，因現(xiàn)行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據，每月固定收取一定的基本電價。這些企業(yè)可以利用儲能系統(tǒng)進行容量費用管理，即在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現(xiàn)在不影響正常生產的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。
儲能削峰可以降低基本電價
儲能系統(tǒng)成本和峰谷價差直接決定用戶側儲能的投資效益。假設工廠每年開展生產300天，根據計算公式：靜態(tài)投資回收期=(電池容量*單位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用電量*峰谷價差)/300，約定企業(yè)安裝電池容量等于其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統(tǒng)一次性投入成本和峰谷價差有關。
以廣東省峰谷價差0.86元/kWh為例，采用不同的電池技術，計算各自的投資回收成本。
鋰離子電池快速發(fā)展所帶來的成本優(yōu)勢將助其逐漸擴大市場。利用鉛炭電池套利靜態(tài)投資回收期不足5年，已經具有商業(yè)化可行性。由于鋰電池成本相對較高，現(xiàn)階段鋰電池的投資回收期要長于鉛蓄電池。根據CNESA的統(tǒng)計，2017年用戶側領域新增電化學儲能項目中，鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池，也說明出于成本考慮，現(xiàn)在企業(yè)更傾向于安裝經濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著鋰離子電池技術迅速發(fā)展，其成本自2010年以來已經下降近80%。
電池作為整個儲能系統(tǒng)中核心組成部分，成本占到整個儲能系統(tǒng)成本的50%，是儲能系統(tǒng)后續(xù)降本的重要渠道。2021年我國磷酸鐵鋰電池儲能中標價格大多集中在1.2-1.7元/Wh。而根據彭博新能源財經（BNEF）測算，2022年全球電化學儲能EPC成本約為261美元/kWh（折合人民幣約1.66元/Wh），預計2025年將降至203美元/kWh（折合人民幣約1.29元/Wh）。2021年以來大量EPC中標價格1.3-1.7元/kWh之間。
三、用戶側儲能電站的開發(fā)與場景選擇
1、第一類用戶：負荷有很明顯的峰谷變化的。
這類用戶特點如下：
變壓器容量不大于5000KVA，最高負荷60-80%，按照容量交基本電費；
日用電峰谷期跟隨作息時間一致波動；
年用電量不大于2000萬千瓦時；
本著“充得滿，放得完”最經濟原則，儲能電站可安裝容量2-6MWH。
用戶集中在木材加工廠、園區(qū)、寫字樓等。
場景分析：儲能的充電容量可以在谷時段用變壓器的富裕容量解決，儲能的最大裝機容量也取決于變壓器的谷時段的富裕容量。
2、 第二類用戶：
負荷相對比較穩(wěn)定的，無峰谷特征；
這類用戶特點如下：
變壓器容量不小于4MVA-100MVA，最高負荷30-50%，按照需量交基本電費；
24小時用電，無峰谷差別；
年用電量不小于2000萬千瓦時；
本著充得滿，放得完最經濟原則，儲能電站可安裝容量2-60MWH。
用戶集中在紡織、線路板廠、電子廠、數(shù)據中心等。
場景分析：基本電費是最大的問題，由于負荷是均勻分布的，則儲能的充電容量，就取決于變壓器在谷時段時否存在富裕容量。
3、第三類用戶：
高能耗企業(yè)，錯峰用電的，谷電比例高。
這類用戶特點如下：
變壓器容量不小于4MVA-100MVA，最高負荷50-80%，按照容量交基本電費；
錯峰用電，谷電占比不低于50%；
年用電量不小于2000萬千瓦時；
本著充得滿，放得完最經濟原則，儲能電站可安裝容量2-10MWH。
用戶集中在鋼鐵等高耗能企業(yè)等。
場景分析：峰段負荷低，谷段負荷高，充不滿放不完，是儲能安裝的最大問題。
四、儲能投資收益
1、儲能電站成本
1.1 系統(tǒng)成本：
當前國內的大型儲能電站的成本價格已經穩(wěn)定在1.4元/Wh以下，可參照下表的中標統(tǒng)計數(shù)據。
2021年部分磷酸鐵鋰電池儲能電站EPC招標情況
由于用戶側儲能的容量相對較小，其系統(tǒng)建設成本（EPC）價格較大型儲能電站要略高，接合接入系統(tǒng)的成本，綜合考量，期價格在1.4～1.5元/Wh是完全可行的，
1.2 度電成本：
度電成本是指在儲能電站生命周期內，系統(tǒng)造價/充放電的電量，電池的循環(huán)壽命是重要的指標。
以下以250kW-500kW/1000kWh系統(tǒng)為例說明：
當系統(tǒng)成本進一步下降到150萬/MWH，則投資收益率約為9-10%。
2.未來的預測與走勢
拉大峰谷價差后，當系統(tǒng)成本下降到150萬/MWH時，項目投資收益率會達到15%；但用戶的吸引力還不夠，合同能源管理模式將是主要投資方式。由于競爭激烈，用戶分成比例提高那是必然的，投資方的收益率會被限制在9-10%。
五、留給我們的思考與建議
（一）目前制約用戶側儲能發(fā)展的，主要有以下幾個因素：
1、電價差太小--現(xiàn)有成本下，價差要有9毛以上才能滿足投資回報率需要;
2、沒地方安裝--1MWH儲能電站，占地20平米;
3、用戶分成比例小--10%的分成比例，1MWH約3萬;
4、兩部制電價---基本電費制約了很多用戶可安裝儲能的容量;
5、系統(tǒng)成本偏高--目前鋰電池EPC成本需要200萬元/MWH。
6、循環(huán)次數(shù)之謎--鋰電池DOD 90%-6000次，鉛碳DOD60%-3000次?
（二）建議
1、基本電費是用戶側儲能的最大攔路虎，儲能充電時，不應該增加基本電費;
2、需要加快確認儲能電站作為市場主體參與的地位，參見《分布式發(fā)電管理辦法(意見征求稿)》。
3、儲能集成商需要進一步優(yōu)化設計，降低成本。
4、儲能是定制化方案，需要結合用戶負荷特性來考慮安裝儲能的容量，建議設立領跑者項目，給與更多的政策支持。
5、儲能電站純靠峰谷價差是很難滿足投資要求，需要結合輔助服務，需量管理綜合考慮。
6、安裝位置：需要統(tǒng)籌考慮配電網變電站(110/220kV)集中式與用戶端分散式相結合。
