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峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。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。

（本文综合整理自PV兔子、新能源李歌）

基本原理

根据国家电网数据，全国用电大省峰谷价差分布于0.4~0.9元/kWh，特别的，对于江苏和广东两个用电量全国前二的省份，其峰谷价差高于0.8元/kWh，为用户侧利用储能来套利峰谷价差提供了可观空间。

峰谷电价套利示意图

部分省市2016年工业用电平均峰谷电价及价差

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

储能可提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。而用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网供电不足或其他特殊情况时，储能系统还可以作为备用电源，提升供电可靠性。

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。根据CNESA储能项目库对中国储能项目的追踪统计，江苏、和广东等省份成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多、用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，利用储能削峰填谷拥有较为可观的套利空间。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%。根据国家发布的《节能与新能源汽车技术路线图》，到2020年锂电系统成本将降至1元/Wh以下，届时投资回收期有望缩短至3.9年。且随着退役动力电池进入梯次利用领域，储能成本将会进一步下降。

锂离子电池系统平均成本快速下降(元/kWh)

我国庞大的工业用电规模决定了用户侧储能市场想象空间巨大。从市场规模方面，我国的工业总用电量2017年达44413亿kWh，只考虑用电量最大的重工业(因为用电规模大，所需电池容量大，对应的单位成本更低，套利空间更大)，其在工业用电中占比80%。假设其中20%的企业安装储能系统;我们统计了主要用电大省峰谷电价时段分布，保守估计法定工作时间内峰电时间占比超过40%，考虑部分煤炭、冶金、化工等行业具有连续生产特点，假设高峰时段用电量占比为30%;按照工厂全年工作时间300天测算，那么所需电池储能规模为：44413*80%*20%*30%/300=711GWh。

部分省市峰谷时段

关于政策

国内利好政策频出，用户侧储能受到大力支持。自2011年《国家能源科技“十二五”规划》出台，其中明确提出要建成面向用户的智能电网服务，并开展集中/分散式储能等关键技术的研究和应用，此后不断有政策出台，对于推动用户侧储能发展具有重要的意义。整体上，用户侧储能属于储能的一个细分领域，尚未有专门的单独对该行业进行指导的政策性文件;但是在一些重要的发展规划或指导意见中都对其表达了的支持。相关政策主要分为两类，一是在电改工程里，坚定推广完善峰谷电价、季节电价等价格机制;二是放开用户侧市场，鼓励用户自主参与储能调峰。

峰谷价差有望进一步扩大，有助于提升用户侧储能的投资效益。随着我国经济结构调整，第二产业用电量占比不断下降，第三产业则不断上升。由于工业企业相当比例具有连续生产特点，因此季节及日内用电量波动相对较小;而第三产业中与居民生活、商业相关用电不断上升，会加大峰谷电差。实行峰谷分时电价，发挥价格杠杆作用符合商品价值规律，也可有效优化负荷分配。我国现阶段的峰谷价之比仍然偏低，为3~4倍。随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。比如2017年9月，国家发改委印发了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，指出适当扩大销售侧峰谷电价差，在销售侧平均水平不变的情况下，进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例等。

用户侧储能电站的开发

1、用户分类：

1.1 第一类用户：

1.1.1 负荷有很明显的峰谷变化的。

1.1.2 用户特点：

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。

1.2  第二类用户：

负荷相对比较稳定的，无峰谷特征；

1.2.1 用户特点：

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。

基本电费是最大的拦路虎。

1.3 第三类用户：

高能耗企业，错峰用电的，谷电比例高。

1.3.1用户特点

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。

峰段负荷低，谷段负荷高，充不满放不完，是最大的拦路虎。

2. 思考

1、直接安装在10kV母线上或者35kV母线上的储能设备，不应该收基本电费。

2、储能放电时，如果用户消纳不完，可以返送到电网上去。（储能返送到线路上去的时候，对继电保护有一定的影响，但是由于储能PCS的IGBT不具备长时间过载能力--短路电流持续不能超过10ms,内部即封锁脉冲输出，对短路电流影响不大）

如果能突破以上的条条框框，数据中心、负荷率低的用户等，可安装储能设备的容量可用放大几倍。为用户侧储能电站参与电力市场辅助服务创造有利条件，大量分布式储能的应用，能对电网调度产生积极影响。

储能投资收益

1、储能电站成本

1.1 系统成本：

1.2  度电成本：

何为度电成本?

在储能电站生命周期内，系统造价 / 充放电的电量。

以下以250kW-500kW/1000kWh系统为例说明：

1.2.1  锂电池度电成本1（一.天两次循环）

1.2.2  锂电池度电成本2（一.天一次循环）：

1.2.3  铅碳电池度电成本2（一天一次循环）：

1.2.4  锂电池度电成本（一天两次循环）：

可见：系统总成本低的，度电成本不一定低，梯次利用价值几何？很关键的一个参数 ---循环次数。一直以来，循环次数是个谜，因为还没多少投运时间够长的储能电站可供参考数据。

2、储能收益

2.1 以东莞用户为例：

2.1.2 （1MWH）储能系统：

每天两次循环：

b. 每天一次循环

c.  财务模型

d.   系统收益测算

目前储能系统成本约200万 /1MWH(0.5MW)，则投资收益率约为0.5%。

e.  系统成本下降到120万/MWH，则投资收益率约为10%。

f.   考虑拉大峰谷电价差：

h.  需要系统成本进一步下降到180万/MWH，则投资收益率约为8%。

i. 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. 预测：

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%。

思考

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?

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。