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 編者按：在美國、澳大利亞、德國等可再生能源占比較大的地區(qū)，家庭儲能、工商業(yè)儲能已經小有規(guī)模，但在中國，由于電力并沒有完全市場化，用戶側儲能項目的商業(yè)模式沒有太多選擇，主要依靠峰谷電價差來收回投資。我們對單一用戶側儲能項目投資回報進行了以下測算：

假設項目采用三元鋰電池。

在裝機規(guī)模設計上需綜合考慮客戶的負荷轉移效率、大型項目的設備復用價值、采購成本等因素，例如一些項目開發(fā)商會舍棄負載有中央空調壓縮機的變壓器，因其在北方地區(qū)11月至來年4月90%以上處于停機狀態(tài)，參考目前大多數投運工商業(yè)儲能項目的規(guī)模，我們假定項目裝機規(guī)模為2.5MWh。

目前鋰電儲能設備的投資成本區(qū)間在2~2.5元/Wh，由于目前的政策導向是引導電力用戶削減高峰時段用電需求，包括江蘇省發(fā)布了《客戶側儲能系統并網管理規(guī)定》來規(guī)范管理儲能系統，以及近期公布的《南方區(qū)域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》對參與調峰的儲能系統進行價值補償，因此，我們假設項目的綜合投資成本要考慮到并網成本, 同時綜合考慮施工過程中的線路改造、土建費等成本之后，每MWh儲能項目的總投資成本大致為300萬元/兆瓦時。

則得到項目總投資成本為2.5*300=750萬元。

目前單一用戶側儲能項目，即依靠峰谷電價差收回投資的項目，影響收益回報的關鍵在于峰谷電價、每天的充放電量。以廣州為例，目前廣州的一般工商業(yè)電價情況如下圖：
假設項目涉及到資金成本，需要每天充放電兩次，則每天放出電量為2.5MWh*2*0.9(DOD)=4500度電，假設充放電損耗為15%，則需要在谷時和平時共充電4500度電/0.85=5294度電，得到谷時和平時充電量分別為5294度電/2=2647度電。

按照10kv的一般工商業(yè)峰谷電價，得到每日的電費收益為1.3529*4500-0.8321*2647-0.4315*2647=2743.3008元。

我們假定該儲能系統一年穩(wěn)定運行300天，則一年的電費收益為2743.3008*300=822990.24元，約為82萬元。

則投資回報周期為750/82=約9年。而這其中還沒有考慮鋰電池的衰減因素，在兩充兩放的利用情況下，每年的鋰電池衰減3%，可能需要超出10年累計回報才能覆蓋掉初始投資，這樣的回收周期對于用戶來說投資動力不足，對于開發(fā)商而言壓力大、風險高。

這也是導致目前單一的用戶側儲能項目，需要借助其它激勵政策、項目捆綁才能推進的原因。例如目前基本電費政策的變化使得用戶原本按照變壓器基本容量的繳費方式更改為按照用戶申報需量的最大需量繳費，通過儲能系統調控需量，可以得到相當一筆基本電費收益。然而據相關人士透露，目前小規(guī)模儲能對需量減少的貢獻有限，例如在5小時高峰用電時段，2.5MWh的項目只能提供500kW的容量支撐。

綜合來看，目前用戶側儲能項目投資回報周期較長，有補貼激勵政策的地區(qū)較少，且短期內難以看到政策加碼的跡象，諸如光儲充項目捆綁打包對于業(yè)主來說有一定的探索意義，但由于總投資增加，而且縮短投資收益回報時間建立在對光伏、充電樁、儲能等設備的深度利用上，具備這樣條件的項目不多，因此短期內市場容量十分有限。

用戶側儲能市場的爆發(fā)，記者認為，還需要具備以下幾個條件：1、受益于新能源汽車市場需求的拉動，儲能成本繼續(xù)降低;2、國內電力市場尤其是現貨市場等電力交易市場的逐步完善;3、可再生能源在用戶側的規(guī)?；瘧?4、電池技術提升，使得循環(huán)次數和能量密度有明顯增加，比如循環(huán)次數提升到8000次、比能量提高到260wh/kg及以上。

原標題：國內用戶側儲能項目投資收益分析