北京、山东、陕西部分用户峰谷价差减少，浙江大工业用户峰谷价差增加；
高峰、低谷、平段的时间划分较为零散，北京、浙江的用户侧储能项目，如需每天进行2次满充满放，最多只能配置2小时的系统；
考虑20%的电费分成比例，不考虑财务成本、运维成本、资金成本、电池衰减、需量电费等因素的影响，理想情况下：
以220KV大工业电力用户为例，北京用户侧储能项目投资回收期为8.42年，浙江为6.29年；
以不满1千伏一般工商业用户为例，北京用户侧储能项目投资回收期为4.67年，浙江为5.32年；
用户侧储能项目的收益相对于火储联合调频等领域来说，仍旧偏低，投资仍需谨慎。
近日，北京、浙江、山东、福建、四川、陕西都公布了新的输配电价及销售电价，均计划于2021年1月1日实施。（北京、浙江、山东、福建、陕西将在2021年1月实施的工商业分时电价政策见文后附图。）
对比新旧销售电价：
北京市新发布的政策，一般工商业的峰谷价差减少了2.6%左右，大工业的峰谷价差不变；
浙江继续维持全天两个低谷时段的特点，大工业用户的峰谷电价差增加了3%左右，并且在夏季七八月份进一步拉高了峰谷价差；
山东在日间增加了一个小时的低谷电价，并对高峰、平段时间进行了局部调整，实行两部制电价的工商业及其他用电的峰谷价差缩小，不同电压等级减少了2%-5%左右不等；
陕西省的大工业用电、一般工商业及其他用电的峰谷价差，均出现较大幅减少，依据电压等级不同，减少了8%-9%不等；
福建、四川新的电价政策仍未出现分时电价。
根据新的电价情况，本文对北京、浙江的用户侧储能的收益情况进行了测算。详情如下。
北京用户侧储能收益测算
测算的条件与假设
配置10MW/20MWh的锂离子电池储能系统，系统单价1600元/kWh，总造价3200万元；
系统充放电效率按90%计；
简单测算不考虑财务成本、资金成本以及电量衰减等情况；
全年运行330天，其中夏季7、8月62天，非夏季268天;
分别以峰谷价差最小的220千伏及以上的大工业用电以及峰谷价差最大的不满1千伏一般工商业用电进行测算;
一天两充两放。
非夏季，每天低谷0-2点，平段15-17点各充电2小时，总计充电4小时。每天高峰10-13点，18-20点各放电2小时，总计放电4小时。
夏季，每天低谷0-2点，平段15-16点，17-18点充电，总共充电4小时，每天高峰18-19点，以及尖峰11-13点、16-17点放电，总计放电4小时。
测算结果如下：
在用户自己投资建设，不考虑第三方投资和用户进行电费分成的模式的情况下：
装在220KV及以上的大工业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为475万元，静态回收期6.73年（3200万/475万）；
装在不满1千伏一般工商业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为857万元，静态回收期3.73年（3200万/857万）。
如果考虑第三方投资建设运营，电力用户利益分成比例为20%，上述项目静态回收期分别为8.42年、4.67年。
浙江用户侧储能收益测算
在同样的假设条件下，进行浙江用户侧储能项目的收益测算，同样配置10MW/20MWh的储能系统，分别安装于浙江不满1千伏工商业用户，以及220千伏及以上大工业用户处。
每日低谷0-8点，11-13点各充电2小时，总计充电4小时，高峰8-10点，尖峰19-21点，各放电2小时，总计放电4小时。
高峰、低谷、平段的时间划分较为零散，北京、浙江的用户侧储能项目，如需每天进行2次满充满放，最多只能配置2小时的系统；
考虑20%的电费分成比例，不考虑财务成本、运维成本、资金成本、电池衰减、需量电费等因素的影响，理想情况下：
以220KV大工业电力用户为例，北京用户侧储能项目投资回收期为8.42年，浙江为6.29年；
以不满1千伏一般工商业用户为例，北京用户侧储能项目投资回收期为4.67年，浙江为5.32年；
用户侧储能项目的收益相对于火储联合调频等领域来说，仍旧偏低，投资仍需谨慎。
近日，北京、浙江、山东、福建、四川、陕西都公布了新的输配电价及销售电价，均计划于2021年1月1日实施。（北京、浙江、山东、福建、陕西将在2021年1月实施的工商业分时电价政策见文后附图。）
对比新旧销售电价：
北京市新发布的政策，一般工商业的峰谷价差减少了2.6%左右，大工业的峰谷价差不变；
浙江继续维持全天两个低谷时段的特点，大工业用户的峰谷电价差增加了3%左右，并且在夏季七八月份进一步拉高了峰谷价差；
山东在日间增加了一个小时的低谷电价，并对高峰、平段时间进行了局部调整，实行两部制电价的工商业及其他用电的峰谷价差缩小，不同电压等级减少了2%-5%左右不等；
陕西省的大工业用电、一般工商业及其他用电的峰谷价差，均出现较大幅减少，依据电压等级不同，减少了8%-9%不等；
福建、四川新的电价政策仍未出现分时电价。
根据新的电价情况，本文对北京、浙江的用户侧储能的收益情况进行了测算。详情如下。
北京用户侧储能收益测算
测算的条件与假设
配置10MW/20MWh的锂离子电池储能系统，系统单价1600元/kWh，总造价3200万元；
系统充放电效率按90%计；
简单测算不考虑财务成本、资金成本以及电量衰减等情况；
全年运行330天，其中夏季7、8月62天，非夏季268天;
分别以峰谷价差最小的220千伏及以上的大工业用电以及峰谷价差最大的不满1千伏一般工商业用电进行测算;
一天两充两放。
非夏季，每天低谷0-2点，平段15-17点各充电2小时，总计充电4小时。每天高峰10-13点，18-20点各放电2小时，总计放电4小时。
夏季，每天低谷0-2点，平段15-16点，17-18点充电，总共充电4小时，每天高峰18-19点，以及尖峰11-13点、16-17点放电，总计放电4小时。
测算结果如下：
在用户自己投资建设，不考虑第三方投资和用户进行电费分成的模式的情况下：
装在220KV及以上的大工业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为475万元，静态回收期6.73年（3200万/475万）；
装在不满1千伏一般工商业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为857万元，静态回收期3.73年（3200万/857万）。
如果考虑第三方投资建设运营，电力用户利益分成比例为20%，上述项目静态回收期分别为8.42年、4.67年。
浙江用户侧储能收益测算
在同样的假设条件下，进行浙江用户侧储能项目的收益测算，同样配置10MW/20MWh的储能系统，分别安装于浙江不满1千伏工商业用户，以及220千伏及以上大工业用户处。
每日低谷0-8点，11-13点各充电2小时，总计充电4小时，高峰8-10点，尖峰19-21点，各放电2小时，总计放电4小时。
测算结果如下：
在用户自己投资建设，不考虑第三方投资和用户进行电费分成的模式的情况下：
装在220KV及以上的大工业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为636万元，静态回收期4.25年（3200万/636万）；
装在不满1千伏一般工商业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为636万元，静态回收期5.03年（3200万/636万）。
如果考虑第三方投资建设运营，电力用户利益分成比例为20%的话，上述项目静态回收期分别为6.29年、5.32年。
一些小结
1） 由于高峰、低谷、平段的时间划分较为零散，北京、浙江的用户侧储能项目，如果要做到2次满充满放，最多只能配置2小时的系统；
2） 收益率看似不错，但没有考虑财务成本、资金成本、运行维护成本，以及电池使用过程中的逐年电量衰减，因此实际收益率还要下降；
3） 用户侧需量电费的设置，还需要考虑储能使用过程中，是否会增加需量电费；
4） 北京的售电政策中，在直接交易电价形成峰谷电价的过程中，北京输配电价、华北电网输电价和政府性基金附加不执行峰谷分时电价，会导致出现用户侧的峰谷电价差、峰平电价差缩小的情况，如果储能项目在运营过程中，用户开始参与直接交易，将存在储能收益减少的风险。
相对于其他储能项目，如火储联合调频项目，用户侧储能项目的收益率还是偏低，投资仍需谨慎。
附北京、浙江、山东、陕西最新峰谷电价表
在用户自己投资建设，不考虑第三方投资和用户进行电费分成的模式的情况下：
装在220KV及以上的大工业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为636万元，静态回收期4.25年（3200万/636万）；
装在不满1千伏一般工商业用户处的10MW/20MWh储能项目，年收益为636万元，静态回收期5.03年（3200万/636万）。
如果考虑第三方投资建设运营，电力用户利益分成比例为20%的话，上述项目静态回收期分别为6.29年、5.32年。
一些小结
1） 由于高峰、低谷、平段的时间划分较为零散，北京、浙江的用户侧储能项目，如果要做到2次满充满放，最多只能配置2小时的系统；
2） 收益率看似不错，但没有考虑财务成本、资金成本、运行维护成本，以及电池使用过程中的逐年电量衰减，因此实际收益率还要下降；
3） 用户侧需量电费的设置，还需要考虑储能使用过程中，是否会增加需量电费；
4） 北京的售电政策中，在直接交易电价形成峰谷电价的过程中，北京输配电价、华北电网输电价和政府性基金附加不执行峰谷分时电价，会导致出现用户侧的峰谷电价差、峰平电价差缩小的情况，如果储能项目在运营过程中，用户开始参与直接交易，将存在储能收益减少的风险。
相对于其他储能项目，如火储联合调频项目，用户侧储能项目的收益率还是偏低，投资仍需谨慎。
附北京、浙江、山东、陕西最新峰谷电价表