中国储能网讯：2021年7月，国家发改委发布了《国家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知》，完善分时电价机制，建立尖峰电价机制，逐步扩大储能在用户侧的峰谷价差套利空间。自通知发布以来全国31个省、市、自治区进行了分时电价改革，对用户侧储能发展产生了深远的影响。
储能用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。
一、峰谷电价及分时电价解读
据各地电网公司公布的2023年1月电网代理购电价格统计，峰谷电价差超过1元/ kWh的地区有11个省市，超过0.7元/kWh的地区有23个省市。为用户侧利用储能来套利峰谷价差提供了可观空间。
图一 超23个省市的工业用电平均峰谷电价及价差超过0.7元
图二 苏州大工业分时电价（一）
图三 苏州大工业分时电价（二）
企业只要使用了独立的专用变压器，就会涉及到基本电费（根据变压器来每月收取的电费）。基本电费主要分类两种计费方式，一种是按变压器的容量计费，一种是按照用户申报的需量进行计费。
① 容量计费
基本电费=变压器容量x容量电费；
② 需量计费
a) 核准需量
核准需量一般不低于变压器的40%；不超核准需量的105%的部分基本电费按照核准需量x需量电费收取，超出105%部分按照2倍需量电费收取；
b) 实际需量（大多数企业选用）
基本电费=实际需量x需量电费；
总电费=基本电费+电度电费+其他费用（防疫优惠/尖峰补收/其他退补/…）。
假如一个企业的基本电费确定是按容量收取之后，就确定了基本电费，然后再根据每个月实际在尖峰平谷时段所用电量计算电度电费。
二、用户侧储能的优势及收益分析
储能有助于企业管理容量费用。对于大的工业企业，因现行的两部制电价，供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据，每月固定收取一定的基本电价。这些企业可以利用储能系统进行容量费用管理，即在用电低谷时储能，在高峰时释放，实现在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，从而降低容量费用。
储能削峰可以降低基本电价
储能系统成本和峰谷价差直接决定用户侧储能的投资效益。假设工厂每年开展生产300天，根据计算公式：静态投资回收期=(电池容量*单位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用电量*峰谷价差)/300，约定企业安装电池容量等于其平均每日高峰期用电量，可以看出在不考虑维护成本前提下，投资回收期只与储能系统一次性投入成本和峰谷价差有关。
以广东省峰谷价差0.86元/kWh为例，采用不同的电池技术，计算各自的投资回收成本。
锂离子电池快速发展所带来的成本优势将助其逐渐扩大市场。利用铅炭电池套利静态投资回收期不足5年，已经具有商业化可行性。由于锂电池成本相对较高，现阶段锂电池的投资回收期要长于铅蓄电池。根据CNESA的统计，2017年用户侧领域新增电化学储能项目中，铅蓄电池所占比重最大，为77%，剩余为锂电池，也说明出于成本考虑，现在企业更倾向于安装经济效益更佳的铅蓄电池。但随着锂离子电池技术迅速发展，其成本自2010年以来已经下降近80%。
电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%，是储能系统后续降本的重要渠道。2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。而根据彭博新能源财经（BNEF）测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/kWh（折合人民币约1.66元/Wh），预计2025年将降至203美元/kWh（折合人民币约1.29元/Wh）。2021年以来大量EPC中标价格1.3-1.7元/kWh之间。
三、用户侧储能电站的开发与场景选择
1、第一类用户：负荷有很明显的峰谷变化的。
这类用户特点如下：
变压器容量不大于5000KVA，最高负荷60-80%，按照容量交基本电费；
日用电峰谷期跟随作息时间一致波动；
年用电量不大于2000万千瓦时；
本着“充得满，放得完”最经济原则，储能电站可安装容量2-6MWH。
用户集中在木材加工厂、园区、写字楼等。
场景分析：储能的充电容量可以在谷时段用变压器的富裕容量解决，储能的最大装机容量也取决于变压器的谷时段的富裕容量。
2、 第二类用户：
负荷相对比较稳定的，无峰谷特征；
这类用户特点如下：
变压器容量不小于4MVA-100MVA，最高负荷30-50%，按照需量交基本电费；
24小时用电，无峰谷差别；
年用电量不小于2000万千瓦时；
本着充得满，放得完最经济原则，储能电站可安装容量2-60MWH。
用户集中在纺织、线路板厂、电子厂、数据中心等。
场景分析：基本电费是最大的问题，由于负荷是均匀分布的，则储能的充电容量，就取决于变压器在谷时段时否存在富裕容量。
3、第三类用户：
高能耗企业，错峰用电的，谷电比例高。
这类用户特点如下：
变压器容量不小于4MVA-100MVA，最高负荷50-80%，按照容量交基本电费；
错峰用电，谷电占比不低于50%；
年用电量不小于2000万千瓦时；
本着充得满，放得完最经济原则，储能电站可安装容量2-10MWH。
用户集中在钢铁等高耗能企业等。
场景分析：峰段负荷低，谷段负荷高，充不满放不完，是储能安装的最大问题。
四、储能投资收益
1、储能电站成本
1.1 系统成本：
当前国内的大型储能电站的成本价格已经稳定在1.4元/Wh以下，可参照下表的中标统计数据。
2021年部分磷酸铁锂电池储能电站EPC招标情况
由于用户侧储能的容量相对较小，其系统建设成本（EPC）价格较大型储能电站要略高，接合接入系统的成本，综合考量，期价格在1.4～1.5元/Wh是完全可行的，
1.2 度电成本：
度电成本是指在储能电站生命周期内，系统造价/充放电的电量，电池的循环寿命是重要的指标。
以下以250kW-500kW/1000kWh系统为例说明：
当系统成本进一步下降到150万/MWH，则投资收益率约为9-10%。
2.未来的预测与走势
拉大峰谷价差后，当系统成本下降到150万/MWH时，项目投资收益率会达到15%；但用户的吸引力还不够，合同能源管理模式将是主要投资方式。由于竞争激烈，用户分成比例提高那是必然的，投资方的收益率会被限制在9-10%。
五、留给我们的思考与建议
（一）目前制约用户侧储能发展的，主要有以下几个因素：
1、电价差太小--现有成本下，价差要有9毛以上才能满足投资回报率需要;
2、没地方安装--1MWH储能电站，占地20平米;
3、用户分成比例小--10%的分成比例，1MWH约3万;
4、两部制电价---基本电费制约了很多用户可安装储能的容量;
5、系统成本偏高--目前锂电池EPC成本需要200万元/MWH。
6、循环次数之谜--锂电池DOD 90%-6000次，铅碳DOD60%-3000次?
（二）建议
1、基本电费是用户侧储能的最大拦路虎，储能充电时，不应该增加基本电费;
2、需要加快确认储能电站作为市场主体参与的地位，参见《分布式发电管理办法(意见征求稿)》。
3、储能集成商需要进一步优化设计，降低成本。
4、储能是定制化方案，需要结合用户负荷特性来考虑安装储能的容量，建议设立领跑者项目，给与更多的政策支持。
5、储能电站纯靠峰谷价差是很难满足投资要求，需要结合辅助服务，需量管理综合考虑。
6、安装位置：需要统筹考虑配电网变电站(110/220kV)集中式与用户端分散式相结合。
