中国储能网讯：围绕电力系统的“发、输、变、配、用”五大环节，储能的应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧。在发电侧，主要是联合传统火电机组参与AGC辅助服务、与新能源风光配套平抑波动提高风光利用率；在电网侧，主要是与特高压送受端配套紧急功率支撑、变电站储能调峰调频、配电台区储能缓解重过载；在用户侧，主要是工商业用户削峰填谷、光储充微电网。
图1 储能应用场景分类
在不同应用场景下，储能价值如下：
图2 储能价值
以上三个应用场景用户侧相对来说最简单易懂，通俗来说就是在夜间电价低时通过电网给储能充电，白天电价高时通过储能给负荷放电，赚取峰谷电价价差收益，因此以往的用户侧储能项目主要集中在北京、江苏、广东等峰谷价差较高地区。自今年7月份国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来，全国已有多个省份陆续出台相应政策文件，峰谷价差不断拉大，部分省份的价差已经超过1元/kWh，且随着储能系统度电成本的不断降低，储能在用户侧的大规模应用指日可待。
表1 已公开分时电价政策的省份
本文将在此基础上重点介绍用户侧储能项目可行性评估关键点、成本构成、现行分时电价政策背景下的收益情况。
一、可行性评估关键点
用户侧储能可行性评估简单来说主要是以下四点：能赚多少、配置多大、接到哪里，放在何处。围绕这四点，细化考虑的因素如下：
（1）目前用户侧可量化的收益来源主要是峰谷电价收益。建议考虑峰谷电价差0.8元/kWh及以上区域，如有变压器扩容刚需的场景、配套储能节省基本电费、有需求侧响应政策的区域可根据实际情况适当放宽条件，进行详细测算；
（2）储能配置多大，与用电负荷特性与峰谷电价时段强相关。项目运营期一般为10年，建议选择具有明显峰、谷负荷特性且长期稳定的用电企业，并且搜集2年以上日负荷曲线及电费单进行评估（对应到接入变压器下2年24个月每个月的工作日、周末、节假日取典型负荷曲线数据、电费单）。
（3）一般用户侧配置规模较小，以400V、10kV电压等级接入为主，需要搜集电气一次图及了解可接入变压器下负荷情况（包括变压器是否具备备用间隔、负荷使用年限、未来负荷新增计划等），评估接入空间。
在进行配置评估时握住以下原则：夜间电价低谷时储能充电的功率+夜间负荷要小于变压器容量的80%，白天电价高峰时峰时负荷要大于储能放电峰值功率，提高储能利用率。
（4）目前储能设备的布置分为室内、室外两种方式，可根据实际情况进行选择。选址时尽量选择离办公场所、密集人群较远，离接入点配电房近（建议100m以内）且便于线缆排布的地方，同时需考虑便于运输、吊装（无遮挡物）的场地。另外，需考虑2T/m²的承重，场地可根据情况做硬化加固；室外布置还需考虑当地的环境条件，如海拔、温湿度、降雨量等，根据情况进行集装箱防腐、隔热、基础加高等处理。
（5）需考虑当地消防部门要求、并网及验收要求（如有）。
（6）项目如配置有光伏、充电桩等设备，需结合光伏发电情况、充电桩负荷使用情况，评估储能系统配置及充放电策略。
二、储能项目成本构成
由于项目规模及电压等级一般较小，目前用户侧储能系统主要采用All in one的方案，即将电池堆单元、电池管理系统（BMS）、储能双向变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、汇流、配电、温控、消防、视频监控、照明等辅助系统集成在单个集装箱内，根据情况选择接入点是否新增开关柜。下面以典型1MW/2MWh，400V接入，室外集装箱布置的储能项目为例，储能系统造价构成比例如下所示：
图3 1MW/2MWh储能系统成本构成比例
加上设计、运输及保险、吊装、安装、调试、土建施工、线缆及接入等费用，EPC造价构成比例如下所示：
图4 1MW/2MWh储能EPC成本构成比例
三、收益分析
以江西分时峰谷电价，投资1MW/2MWh用户侧储能项目为例进行收益测算。
图5 测算条件
根据以上条件，测得IRR为8%，静态投资回收期6.5年，动态投资回收期9.1年。
图6 收益测算
以上仅是按照每天做一个充放循环（即夏季冬季尖峰-低谷2h，春季和秋季高峰-低谷2h）考虑的峰谷电价差收益，可以看出已经具备投资商业模式。
其实不仅是工商业、大工业用户，很多省份5G基站配套储能收益也非常可观。根据不同区域峰谷电价、储能补贴政策，可充分考虑节省基本电费收益、参与需求侧响应收益、参与辅助服务等收益、业主分成等因素进行详细分析。
四、其他
部分省市出台了用户侧储能相关的标准及并网规定，可以做参考。如2017年9月，国网江苏发布了《客户侧储能系统并网管理规定(试行)》，并于2018年7月发布了对该文件相关内容的补充说明；
北京地方标准《用户侧储能系统建设运行规范》于2018年9月获批立项：
今年7月，中电联发布关于征求能源行业标准《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》意见的函：
