假設項目采用三元鋰電池。
在裝機規模設計上需綜合考慮客戶(hù)的負荷轉移效率、大型項目的設備復用價(jià)值、采購成本等因素，例如一些項目開(kāi)發(fā)商會(huì )舍棄負載有中央空調壓縮機的變壓器，因其在北方地區11月至來(lái)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)儲能項目的規模，我們假定項目裝機規模為2.5MWh。
目前鋰電儲能設備的投資成本區間在2~2.5元/Wh，由于目前的政策導向是引導電力用戶(hù)削減高峰時(shí)段用電需求，包括江蘇省發(fā)布了《客戶(hù)側儲能系統并網(wǎng)管理規定》來(lái)規范管理儲能系統，以及近期公布的《南方區域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務(wù)管理實(shí)施細則(試行)》對參與調峰的儲能系統進(jìn)行價(jià)值補償，因此，我們假設項目的綜合投資成本要考慮到并網(wǎng)成本,同時(shí)綜合考慮施工過(guò)程中的線(xiàn)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(wàn)元/兆瓦時(shí)。
則得到項目總投資成本為2.5*300=750萬(wàn)元。
目前單一用戶(hù)側儲能項目，即依靠峰谷電價(jià)差收回投資的項目，影響收益回報的關(guān)鍵在于峰谷電價(jià)、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(jià)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(shí)和平時(shí)共充電4500度電/0.85=5294度電，得到谷時(shí)和平時(shí)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(jià)，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定運行300天，則一年的電費收益為2743.3008*300=822990.24元，約為82萬(wàn)元。
則投資回報周期為750/82=約9年。而這其中還沒(méi)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(hù)來(lái)說(shuō)投資動(dòng)力不足，對于開(kāi)發(fā)商而言壓力大、風(fēng)險高。
這也是導致目前單一的用戶(hù)側儲能項目，需要借助其它激勵政策、項目捆綁才能推進(jìn)的原因。例如目前基本電費政策的變化使得用戶(hù)原本按照變壓器基本容量的繳費方式更改為按照用戶(hù)申報需量的最大需量繳費，通過(guò)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(guān)人士透露，目前小規模儲能對需量減少的貢獻有限，例如在5小時(shí)高峰用電時(shí)段，2.5MWh的項目只能提供500kW的容量支撐。
綜合來(lái)看，目前用戶(hù)側儲能項目投資回報周期較長(cháng)，有補貼激勵政策的地區較少，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(lái)說(shuō)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(shí)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(chǎng)容量十分有限。
用戶(hù)側儲能市場(chǎng)的爆發(fā)，記者認為，還需要具備以下幾個(gè)條件：1、受益于新能源汽車(chē)市場(chǎng)需求的拉動(dòng)，儲能成本繼續降低;2、國內電力市場(chǎng)尤其是現貨市場(chǎng)等電力交易市場(chǎng)的逐步完善;3、可再生能源在用戶(hù)側的規?；瘧?4、電池技術(shù)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。
