4月起，安徽省将执行新版分时电价。
在与分时电价有关的四要素中，执行分时电价用户范围没有调整，其余“分时时段”、“浮动系数”以及“电价计算”都有不同程度的调整。
4月份起执行的新政策中分时时段和浮动系数如下图，更为详细的分析请见前述文章《4月代购电价简析》。
本文旨在此新政的基础上，对电价进行归一均质化处理并形成各个月份不同时段参考电价。
并结合安徽当地光照资源以及发电小时数等条件，测算1kW分布式光伏以及1kWh工商业储能在全部自用条件下的收益，供大家参考。
电价处理
电价组成的五部分：上网电价、输配电价、上网线损费折价、系统运行费折价、代征代缴基金。
每项取值及说明如下，最终合计平段电价0.66607元/度，并以此为基准形成各月分时电价。
上网电价
依据安徽省2024年年度电力交易公示结果，年度双边协商交易成交均价为436.30元/兆瓦时，即0.4363元/度，以此作为参考上网电价。
输配电价
测算分布式光伏、储能项目收益时，最为常见的项目用户电压等级及对应用电性质为10kV两部制用户（大工业用户）。
其在第三监管周期的安徽省输配电价为0.1428元/度。
上网线损费折价
安徽省电网综合线损率为3.99%，则依据参考上网电价计算对应上网线损费折价为
0.4363 × 3.99%/(1-3.99%) ≈ 0.0181元/度。
系统运行费折价
因为系统运行费包含细目较多，考虑抽水蓄能容量费、煤电容量费和气电容量费相对稳定，但其它累计损益和偏差难以预测，
故根据近几个月系统运行费水平，取0.04元/度。
代征代缴基金
包含国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金，可再生能源电价附加三项，合计0.02887元/度。
依据此参考度电价格，即平段电价形成各月分时电价。
安徽只有上网电价和输配电价参与分时电价的浮动计算，其余部分不参与，计算结果如下：
下述光伏和储能项目收益测算参考此价格。
分布式光伏收益测算
以10kV两部制用户为例，即大工业用户为例测算分布式光伏收益，依据省会城市合肥气象数据生成1KW光伏投入对应全年每小时发电量。
依托气象数据库：美国能源部国家可再生能源实验室数据（NREL）。
安徽地区1kW光伏电池组件在20%系统损失效率，20°倾角及正南方向布置的前提下，年发电量约1145度。
细分发电量至每日每小时，根据安徽新分时电价时段和不同浮动系数，将具有相同时段和分时电价的月份统一归集，则
1月和12月合并归集、7月和8月合并归集，9月单独归集，其余月份合并归集。
发电量统计如下：
在100%全额自用条件下，结合参考分时电价，测算归集小时电量收益如下，图中小时背景颜色区分时段，绿色为谷段，蓝色为平段，浅橙为高峰段，深橙为尖峰段。
即在安徽10kV两部制用户屋顶每投入1kW光伏系统，在100%全额自用前提下，全年累计收益约878元。
工商业储能收益测算
依然以10kV两部制用户为例，即大工业用户为例测算工商业储能收益。
暂仅考虑峰谷价差套利，充电有容量空间，放电可全部消纳，且不考虑对需量基本电费的影响，测算每投入1kWh储能设备全年可获得收益。
充放电策略
其它月份：2充2放，夜谷充电→上午高峰段放电，下午平段充电→晚高峰段放电；
1、7、8、12月：1充1放，夜谷充电→晚尖峰放电；
9月：1充1放，夜谷充电→晚高峰放电；
依然选用前述参考分时电价，1kWh电池电量投入，放电深度DOD取90%，充放电效率87%，全年运行320天收益如下：
注：单次价差=1×DOD×放电价格-(1×DOD/充放电效率)×充电价格；
收益=Σ单次价差×运行天数；
可见，受限于5个月的1充1放策略和并不算高的峰谷价差，1kWh工商业削峰填谷储能系统投入，在全年运行320天的前提下，收益不足300元。
小结
基于安徽新版分时电价下的参考电价获取、分布式光伏、工商业储能收益测算如上。
约定了一些限制条件，不作为投资建议仅供交流、学习参考。
综上，安徽地区分布式光伏依然是收益不错的项目，储能的回报周期相比于临近的江浙沪会有差异，但全年小部分时间1充1放策略可提高电芯使用年限，延迟项目运行期中更换电芯的时间，降低总体投入成本。
且随着储能系统成本的降低，还是可以酌情考虑。
