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湖北新的分时电价政策
经过较长时间的征求意见与酝酿，湖北省新的工商业分时电价方案已经于2024年5月1日正式实施。
新方案通过调整分时时段，引导用户削峰填谷，平衡全省电网用电负荷。增加新能源消纳，从用电和发电两端发力，帮助工商业企业降低用电成本。
湖北省的新电价政策与调整之前的工商业分时电价机制相比，是将9点至15点由高峰时段调整为平时段和低谷时段，将光伏发电最好的时段，12点至14点由原来的高峰时段调整为低谷时段。
根据不同季节的电网负荷特点设置尖峰时段，分时电价的四个时段尖峰时段：7月、8月20:00-22:00，其他月份18:00-20:00（共2小时）；高峰时段：7月、8月16:00-20:00、22:00-24:00，其他月份16:00-18:00、20:00-24:00(共6小时)平时段：6:00-12:00、14:00-16:00(共8小时)；低谷时段：0:00-6:00、12:00-14:00（共8小时）。
新方案将用电日负荷引导转移到光伏出力时段，增加低价的新能源电力消纳。同时，储能设施运行模式根据新的峰平谷时段可以实现“两充两放”。
新的电价方案相比较于老的电价方案，在电价的浮动方式上也做出了较大的调整，尖峰电价仍全年执行，平常月份尖峰，高峰，平时与低谷的浮动比例仍维持1.8:1.49:1:0.48，7月至8月浮动比例仍为2:1.49:1:0.45。
新的电价方案中，电度电价不再参与浮动，意味着在新的湖北省工商业电价政策调整中，电度电价将按照固定的费率来计算，而不会根据电力使用的高峰、平段、低谷或尖峰时段进行价格上的调整或浮动。在调整后的电价机制中，只有市场化交易购电价格（代理购电用户以代理购电价格）和上网环节线损费用会参与到分时电价的浮动中，而输配电价、系统运行费、政府性基金等固定成本则不参与浮动。
湖北工商业储能的充放电策略
新政策执行，由于浮动不再代入电度电价，峰-谷与平-谷电价差将向下平移峰，谷电价的价差值将变小。
工商业用户在9:00-15:00的用电成本预计将降低约40%，初步估算，调整前9:00-15:00的加权平均电价为0.9689元/度，调整后降至0.5891元/度。
从2024年7月的代理工商业电价可以看出，1-10千伏的尖峰-低谷的价差为0.7048元/kWh；平时段-低谷的价差为0.2501元/kWh。根据分时调整的结果，最优的充放电策略为两充两放，充放电时段如下：
收益测算与经济评价的边界条件
工商业储能以峰谷电价的价差收益为盈利模式，湖北目前对工商业储能在政策上没有补贴。我们以如下的工程假设及边界条件进行分析：
项目装机规模为5MW/10MWh的工商业储能项目，建设期为6个月，运营期为20年，循环次数为6000次，每天实施“两充两放”的充放电策略，每年充放电次数600次，在第10年的时候进行电芯更换，按0.5元/Wh的电芯成本估列。项目总体造价按1.3元/Wh，企业自投自建，工程固定资产静态投资为1300万元，建设资金来源为资本金和银行贷款。资本金占动态投资的20%，其余的资金由银行贷款。贷款偿还期为14年，年贷款利率为4.9%，项目动态投资为1312.71万元。
储能系统（电池部分）折旧年限取10年，残值率取5%；储能系统（除电池部分）折旧年限取20年，残值率取5%。储能系统修理费每年取固定资产原值（扣除建设期利息）的1.5%。本系统定员为2人，人均年工资按8万元计，职工福利费及其他按工资总额的50%计列，储能系统保险费取固定资产原值的0.1%。
储能系统年充放电次数为600次，电池累计衰减率为3%，放电深度为90%，系统放电效率为88%。
项目充电电压等级选择为10千伏，其中：低谷充电4h，平时放电2h，尖峰放电2h，综合充放电量和浮动系数经计算，平均充电价格为0.4516元/kWh，平均放电价格为0.9291元/kWh。
财务评价与指标
采用经济评价软件测算结果为：项目投资财务内部收益率为4.88%（税后，下同），资本金财务内部收益率为6.52%，投资回收期为14.52年，总投资收益率为3.92%，项目资本金净利润率为8.35%。项目资本金财务内部收益率（6.52%）低于资本金基准收益率（8%）。
财务指标汇总表
投资观点
综上所述，评价软件给出的结论是该项目财务指标不可行。如果您是一位用户侧储能的投资者，您认为湖北的工商业储能是否具有投资价值?或者说，我们的财务评价边界条件，是否有值得商榷的地方，欢迎留言，一起探讨。
关注我们，下一步我们会就湖北工商业储能在不同边界条件及峰平谷电价差下收益的进行测算，进行盈亏平衡点的分析。
