假設(shè)項目采用三元鋰電池。
在裝機(jī)規(guī)模設(shè)計上需綜合考慮客戶的負(fù)荷轉(zhuǎn)移效率、大型項目的設(shè)備復(fù)用價值、采購成本等因素，例如一些項目開發(fā)商會舍棄負(fù)載有中央空調(diào)壓縮機(jī)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(jī)狀態(tài)，參考目前大多數(shù)投運(yùn)工商業(yè)儲能項目的規(guī)模，我們假定項目裝機(jī)規(guī)模為2.5MWh。
目前鋰電儲能設(shè)備的投資成本區(qū)間在2~2.5元/Wh，由于目前的政策導(dǎo)向是引導(dǎo)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(cè)儲能系統(tǒng)并網(wǎng)管理規(guī)定》來規(guī)范管理儲能系統(tǒng)，以及近期公布的《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運(yùn)行管理及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則(試行)》對參與調(diào)峰的儲能系統(tǒng)進(jìn)行價值補(bǔ)償，因此，我們假設(shè)項目的綜合投資成本要考慮到并網(wǎng)成本,同時綜合考慮施工過程中的線路改造、土建費(fèi)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(cè)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(guān)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(shè)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(shè)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(fèi)收益為1.3529*4500-0.8321*2647-0.4315*2647=2743.3008元。
我們假定該儲能系統(tǒng)一年穩(wěn)定運(yùn)行300天，則一年的電費(fèi)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(fēng)險高。
這也是導(dǎo)致目前單一的用戶側(cè)儲能項目，需要借助其它激勵政策、項目捆綁才能推進(jìn)的原因。例如目前基本電費(fèi)政策的變化使得用戶原本按照變壓器基本容量的繳費(fèi)方式更改為按照用戶申報需量的最大需量繳費(fèi)，通過儲能系統(tǒng)調(diào)控需量，可以得到相當(dāng)一筆基本電費(fèi)收益。然而據(jù)相關(guān)人士透露，目前小規(guī)模儲能對需量減少的貢獻(xiàn)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(cè)儲能項目投資回報周期較長，有補(bǔ)貼激勵政策的地區(qū)較少，且短期內(nèi)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(shè)備的深度利用上，具備這樣條件的項目不多，因此短期內(nèi)市場容量十分有限。
用戶側(cè)儲能市場的爆發(fā)，記者認(rèn)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(nèi)電力市場尤其是現(xiàn)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(cè)的規(guī)?；瘧?yīng)用;4、電池技術(shù)提升，使得循環(huán)次數(shù)和能量密度有明顯增加，比如循環(huán)次數(shù)提升到8000次、比能量提高到260wh/kg及以上。
