光伏+储能的应用场景及盈利模式光伏并网系统现状光伏+储能的优势0305目录光伏+储能的应用场景07光伏+储能的盈利模式25项目案例分析50微电网介绍40第一部分光伏并网系统现状光伏并网系统现状1补贴下调2无法稳定输出弃光限电43自发自用率低1•标杆上网电价连续下调•分布式光伏补贴逐渐下调，直至取消，实现平价上网2•光伏发电的不稳定性，间歇性，发电功率受到天气环境的影响•容易对电网的稳定产生冲击3•居民白天用电量少，晚上为用电高峰期•部分工商业白天光伏发电多，用不完就直接卖给了电网4•电网消纳能力不足，尤其是西北地区第二部分“光伏”+“储能”的优势“光伏”+“储能”的优势提高光伏自发自用率●将负荷用不完的光伏电能用蓄电池储存，在负荷高峰时释放储存的电能构建微网系统●为无电或常停电地区提供可靠稳定电能优化光伏输出曲线●将电网无法消纳的部分能量先储存起来，在其他时段并网，减少因弃光限电造成的浪费削峰填谷，需量管理●系统能量输出可控，电价低时充电，电价高时放电，实现削峰填谷●减少最大需量或专变容量第三部分“光伏”+“储能”的应用场景光伏+储能“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率通过加入储能，将除供应负荷之外多余的光伏能量存入电池，在负荷高峰时再释放出来。提升了自发自用率，且可有效节省电费支出。自发自用的比列是10/20=50%自发自用的比列就变成了4+10/20=70%光伏“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率技术特征：自然冷却，IP65设计图形化LCD和按键设计，方便操作并网系统和离网系统可灵活切换提高自发自用率SPH并离网一体机“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率SPH机器简单的来讲就是汇总了并网、离网逆变器以及光伏充电器的机器。其典型应用为：1、首先是太阳能并网逆变器。2、加入电池后可以提高自发自用率。3、可以设置时间段和功能，做到削峰填谷功能。4、提供离网应急输出供电接口。SPH工作模式光伏所产生的电能将优先给电池充电。并网--电池优先光伏所产生的电能将优先并网。用户可以在高峰期将电量送到电网。并网--电网优先光伏将优先供负载和电池。当PV<负载时，蓄电池开始放电。当PV>负载时，多余的电量将被存储到蓄电池中。如果没有蓄电池或蓄电池已经充饱的情况下，多余电量将并入电网。并网--负载优先（默认）当电网掉电的情况下,系统将转为后备模式，利用组件和电池供负载。离网--断电后备“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率技术特征：支持负载、电池、光伏、电网同时接入可进行并离网状态切换，不间断供应负载多工作模式可设定，充放电时间可设置内置隔离变压器HPS光储一体机“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率典型应用：（1）PV＞负载，PV供应负载，多余的能量存入电池，若蓄电池充满多余电量并入电网；（2）PV＜负载，电池和PV同时供应负载；（3）PV+电池＜负载，切换到电网供应负载，同时给电池充电。（4）电池充放电时间可设置。“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率技术特征：双向工作，可用于电池充电及放电可并网或离网工作，也可并离网切换工作（选配）充放电时间可设置内置隔离变压器PCS双向储能变流器“光伏”+“储能”的应用场景—提高自发自用率典型应用：（1）PV＞负载，PV供应负载，多余的能量存入电池，若蓄电池充满多余电量并入电网；（2）PV＜负载，电池和PV同时供应负载；（3）PV+电池＜负载，切换到电网供应负载，同时给电池充电。（4）电池充放电时间可设置。“光伏”+“储能”的应用场景—削峰填谷通过加入储能系统，在电价谷值时充电，电价峰值时放电，减小电度电价。“光伏”+“储能”的应用场景—需量管理通过储能的加入，减少了工厂峰时用电功率，专变容量或最大需量可相应减小，也就减小了基本电价。“光伏”+“储能”的应用场景—微网系统对无电或缺电地区或离岸海岛，通过光伏和储能建立的微网可以减少传统的柴油发电机造成的噪声，环境污染，供电成本更低，更经济可靠。典型应用：并网：PV优先充电池，让电池时刻处于充满状态离网：（1）PV＞负载：PV优先给负载供电同时给电池充电；（2）PV＜负载：PV和电池同时供电负载；（3）PV=0&电池有电：电池给负载供电；（4）PV+电池＜负载：油机启动供应负载，同时给电池充电。PV>充电功率时，优先充电池。余电供负载和输出电网。PV<充电功率时，优先充电池。电网供负载，同时对电池充电。并网—后备优先（默认）PV>负载功率时，PV优先给负载供电，余电充电池；PV<负载时，电池自动放电。电池如果放电到欠压保护点，电网单独供负载并网—自发自用PV单独对电池充电，不影响旁路功能自动切换。单PV模式谷价时，工作逻辑与后备优先模式一致。平价时,电池不放电，电网丌对电池充电。峰价时,电网不对电池充电并网—经济优先PV>负载功率时，PV优先给负载供电，余电充电池；PV<满足负载时，电池自动放电。如果电池放电到欠压保护点，逆变停止工作离网模式电池不放电，PV不足时由微网带负载对电池充电。HPS不输出功率，只对电池充电。油机模式HPS工作模式“光伏”+“储能”的应用场景—微网系统“光伏”+“储能”的应用场景—微网系统技术特征：高效利用（MPPT控制，最大利用太阳能，高频隔离，减少损耗）配置灵活（支持光伏、市电/油机、电池、负载同时接入）负载用电优先级和电池充电优先级可设置电网给负载供电时间和给电池充电时间可设置SPF离网机（逆控一体机）“光伏”+“储能”的应用场景—微网系统离网型光伏发电系统，不依赖电网而独立运行，广泛应用于偏僻山区、无电区、海岛、通讯基站和路灯等应用场所。工作模式：1、光伏方阵在有光照的情况下将太阳能转换为电能，通过逆变器输出给负载供电，同时给蓄电池组充电2、在无光照时，由蓄电池通过逆变器给交流负载供电。3、在无光照和蓄电池无电时，可以选择通过电网/油机（前提是有电网/油机）给负载供电，并给电池充电。“光伏”+“储能”的应用场景—微网系统SPF工作模式用电优先级PV优先电网优先电池优先（默认）充电优先级光伏优先（默认）光伏和电网PVOnlyPV以第一优先级给负载提供能量，如果PV<负载，电池将会放电。若PV无法使用或者电池电压跌落到告警点或者设置电压点，电网才会给负载供电和对电池充电。电网以第一优先级给负载提供能量，当电网无法使用时，PV和电池将会对负载供电。PV以第一优先级给负载提供能量，如果PV<负载，电池将会放电。当电池电压跌落到告警点或者设置电压点，电网才会给负载供电和对电池充电。PV以第一优先级给电池充电，只有当PV无法使用时，电网才会对电池充电。PV和电网一起对电池充电。PV只对电池充电。“光伏”+“储能”的应用场景--优化光伏输出曲线光伏发电受环境因素影响较大，输出很不稳定，对电网会有冲击。PCS储能系统可以跟踪可再生能源发电输出的曲线，削除尖峰，填平低谷，使其输出变成一个可控的曲线，方便电网调度，减少对电网的冲击。对于一些弃光限电的区域，储能系统可以将电网无法消纳的部分能量先储存起来，在其他时段并网，减少因弃光限电造成的浪费。“光伏”+“储能”的应用场景--优化光伏输出曲线第四部分“光伏”+“储能”的盈利模式“光伏”+“储能”投资方式投资方式用户自建收益分享租赁模式电力公司用户投资加运营，系统集成商作为EPC总包承担项目建设。采用合同能源管理模式，按照实际产生的经济效益进行利益共享。能源领域较为新颖的概念，但潜在风险未知。由电力公司作为建设主体，按实际电量计费。重点发展分布式屋顶光伏，配置适量储能进行削峰填谷、需量管理，后期进行用电能效管理、电能质量改善和减缓线路增容等增值服务。重点发展储能电站，除进行峰谷调节外，还可以提供电能质量改善服务，保证敏感负荷可靠运行。面临增容压力；具有一定闲置场地；存在不合理用电，昼夜用电价差大；谐波污染和无功问题严重，面临罚单压力；存在敏感负荷，电压暂降损失大。重点发展屋顶光伏和储能电站，利用储能进行峰谷调节并受益大工业用户分布式光伏配储能筛选条件敏感用户储能电站一般工业用户屋顶光伏+储能电站“光伏”+“储能”投资对象注提高光伏自发自用率当光伏的能量大于负载的能量时，储能系统充电；在负荷高峰期储能系统放电，节省电费。光储盈利渠道注储能盈利渠道主要包括5个方面：1、峰谷套利2、需量电费管理3、动态增容4、需求响应、辅助服务5、提高新能源自用率储能盈利渠道“削峰填谷”经济效益储能的削峰填谷，按分时电价政策赚取峰谷电价差，可实现盈利注：该模式适用于峰谷电价差大的地方，一般以0.7元为界限，差价越大的地区相应的收益越高“需量电费”经济效益基本电费收取范围：受电变压器容量在315千伏安及以上的工业客户收费区别：假如厂区装了一台1000KVA的变压器,按照固定容量收费：32元/（KVA.月）收取，即每月固定缴纳3.2万的容量费。如果厂区实际负荷远低于变压器容量，若仍然按照1000KVA容量固定收取，用户会吃大亏。按最大需量收费：比如5月份负荷最大300kw，按需量费为40元/（KVA.月），该月缴纳的容量费则为1.2万。“需量电费”收益解析实际案例：某光伏组件生产厂区用电负荷图，包括上下两张曲线，上半部分是当月逐天的负荷曲线，可以看到，7月20号，厂区用电负荷出现了尖峰；下半部分是20号当天逐时负荷，也可以看到，一天之内高峰时段出现在下午3：30到4：30之间。该厂采取了按需收费模式，于是当月会因为某些天某些时段尖峰负荷的出现而额外缴纳了过多的基础电费，这造成了极其隐蔽的损失综合分析：该厂尖峰时段产生了至少1000kW的尖峰负荷（1580-580），综合考虑电池充电对变压器容量的影响，我们可配置500kW/2MWh的储能系统。需量管理时，能量管理系统可准确识别尖峰负荷，并向电池发出调度，储能系统可释放至少500kW的功率以抵消尖峰负荷冲击。按照储能系统每月削减500kW测算，储能系统每月为业主减少500×40=2万元的容量费。“动态增容”经济效益动态增容是在特殊场合下，业主或建设企业的一种刚需。比如已建成小区进行充电桩建设，完毕后突然发现满额运行时，变压器容量超额了。解决变压器超容量办法：1、向电力局提出静态扩容申请，走流程，等通知，时间长，缴费较高。2、动态扩容，通过加装储能系统来实现容量扩增，同时能兼顾峰谷套利。相比之下动态扩容更节约成本和建设周期，还可以用户带来长期稳定收益。“动态增容”收益解析比如商场改造，把原来的服装店改成火锅店，在下午7：00-9：00就餐高峰时段，变压器超容。面对超容问题，传统办法是向电力局提出静态扩容申请，走流程，等通知，缴费用，而且费用还不低，据说上海已经不允许扩容,南京地区预计得6000元/kW，保守估计按照5500元/kW测算，扩容100kW，至少需要55万的费用。另外一种选择动态扩容，通过加装储能系统来实现容量扩增，一套100kW/200kWh的储能系统售价在50万左右，此外用于动态扩容的储能系统还可同时兼顾峰谷套利。动态扩容不但节约扩容费用，还可以用户带来长期稳定收益。动态扩容非常适用于短时过载(1-4小时最佳)充电不超容的场景。“需求响应”经济效益需求侧响应确切来说是电网行为，电网公司通过调度业主储能系统的容量来实现对电网整体负荷供需平衡的调节。电网租借你家的储能系统出工出力，是有偿付费行为，比如南方电网给出了0.5元/kWh的调度费用，江苏电网准备按照功率给予一定补偿。要得到储能补贴必须要把储能系统纳入到省级储能系统调度平台（如江苏省），也就是说到时候储能系统的运行策略可能不是业主一个人说了算了，另外只有被调度了，才会给钱，这更增加了收益的不确定性。“辅助服务”定义与分类定义：辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。“辅助服务”相关政策辅助服务政策与细则国能监管[2016]164号，《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》华北电监市场[2008]112号，《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（试行）华北电监市场[2008]112号，《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》（试行）“辅助服务”概念介绍指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。自动发电控制（AGC）指在自动装置的作用下，发电厂的无功出力、变电站和用户的无功补偿设备以及变压器的分接头根据电力调度指令进行自动闭环调整，使全网达到最优的无功和电压控制的过程。自动电压控制（AVC）指发电机组按电力调度指令超过基本调峰范围进行的深度调峰，以及发电机组启停机调峰所提供的服务。有偿调峰指为了保证可靠供电，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务。旋转备用必须在10分钟内能够调用。旋转备用指发电机组在迟相功率因数小于0.8的情况下向电力系统发出无功功率，或在进相功率因数小于0.97的情况下向电力系统吸收无功功率，以及发电机组在调相工况运行时向电力系统发出或吸收无功功率所提供的服务。有偿无功调节指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持情况下，由具备自启动能力的发电机组所提供的恢复系统供电的服务。黑启动“辅助服务”补偿标准调峰服务1、有偿调峰服务按机组计量。2、机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量，按照50元/MWh进行补偿。3、燃煤火电机组启停调峰补偿标准如下：单机容量在100MW以下（含100MW）的机组启停调峰一次，按机组容量补偿500元/MW。单机容量在100MW以上的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1000元/MW。4、燃气火电机组启停调峰一次，按机组容量补偿260元/MW。5、水电机组启停调峰一次，按机组容量补偿14元/MW。自动发电控制（AGC）服务1、AGC服务按机组计算。2、发电机组提供AGC服务，按可用时间及AGC服务贡献分别补偿：1）AGC可用时间补偿装设AGC装置的机组，如果AGC可用率达到98%以上，按AGC可用时间补偿10元/小时、AGC可用时间补偿费用按月统计。2）AGC服务贡献补偿装设AGC装置并且由相关电力调度机构AGC主站控制的机组，以参加系统ACE控制的程度进行区分，按补偿计算时间、调节可用容量及调节性能的乘积进行补偿。补偿费用按天统计。调节性能对调节速率K1，调节精度K2，响应时间K3三个方面进行考核，其中调节速率K1和调节精度K2最重要。第五部分微电网介绍微电网概念微电网（Micro-Grid）也译为微网，是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统。既可以与外部电网并网运行（并网），也可以孤立运行（离网），是新能源智能电网的重要发展方向。微电网的提出旨在实现分布式电源的灵活、高效应用，解决数量庞大、形式多样的分布式电源并网问题。开发和延伸微电网能够充分促进分布式电源与可再生能源的大规模接入，实现对负荷多种能源形式的高可靠供给，是实现主动式配电网的一种有效方式，使传统电网向智能电网过渡。微电网政策2015年7月，国家能源局发布了《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》，强调新能源微电网代表了未来能源发展趋势。2017年3月，国家发展改革委发布《国家重点节能低碳技术推广目录》，指出未来五年国内将建逾300座微电网工程。2017年5月，国家发改委、国家能源局下发《关于新能源微电网示范项目名单的通知》，28个新能源微电网示范项目获批。2017年7月，国家发改委、国家能源局制定《推进并网型微电网建设试行办法》。2018年2月，国家国家能源局制定《2018年能源工作指导意见》。12345微电网作用在电网故障、灾害等特殊情况下，微电网离网运行可保证供电可靠性，加速大电网的故障恢复。分布式发电与电网接口采用电力电子装置，可灵活地控制发电的有功、无功输出及电压输出，有助于能源的优化利用和电网节能降损。微电网可利用自身的储能进行削峰填谷，在大电网用电紧张时，可避免配电网的拉闸限电，减少大电网的备用容量。微电网将储能技术和分布式发电结合，解决分布式发电出力波动问题，大大提高分布式电源的有效运行时间和效率。微电网-共直流母线方案系统特点：光储直流交换能量，系统效率高设备并机运行，稳定可靠，方便扩容集成本地EMS并离网无缝切换微电网控制装置，灵活配置，微网自律控制兼容锂电池和铅酸电池系统应用：独立光储离网电站（无人值守）并柴发/电网优化用电成本新能源后备，应急供电微电网-共交流母线方案系统特点：采用标准光伏逆变器和储能变流器采用集中控制EMS光储交流侧交换能量，效率低兼容铅酸，锂电等常用电池并离网无缝切换微电网控制装置，集中EMS管理，灵活配置系统应用：独立光储离网电站（有人值守）并油机、电网优化用电成本新能源后背，应急供电微电网优点就近消纳，提高能源效率微电网内部的电来自于天然气、光伏及风电等分布式能源。在西北之类风光资源充足的地方，修建大型风电场、光伏电站，用户(工业园区、商业区、学校、医院甚至大型的地产项目)在接入小型的风机、光伏、储能、燃气轮机等电源设备时，就能使电能就近消纳，省去了在电网中传输的损耗，提高了能源的使用效率。微电网优点单点连接，减少对大电网冲击微电网与电网系统之间电能交流，是通过微电网与电网系统的公共连接点连接，避免了多个分布式电源与电网系统直接连接。微电网主要用于区域内部的供电，不向外输送或输送很小的功率，对电网系统的影响可以忽略不计。微电网优点提高供电可靠性，解决电能需求微电网采用先进的控制方式以及大量电力电子装置，将分布式电源、储能装置、可控负荷连接在一起，使得它对于电网系统成为一个可控负荷，并且可以施行并网和独立两种运行方式，充分维护了微电网和大电网的安全稳定运行。微电网发展阻碍面临困难：•投资成本高（分布式电源、储能）•生命周期短与运营维护难（主要是储能寿命短，微电网控制及能量管理的技术较复杂）•政策支持不足：独立式的可再生能源（风、光等）发电的计量与补贴申请困难。目前国家对于独立型微电网，及涉及的可再生能源发电、储能、变配电及控制系统，尚无明确的计量标准与支持政策。•缺乏成熟的微电网体系技术标准和规范。第六部分项目案例分析8～1414～1717～1919～2222～240～8平峰平峰平谷00.20.40.60.811.2广州某工厂工业用电峰谷平时段表电价（元/kwh）峰谷平时间电价（元/kwh）平8～140.6393峰14～171.0348平17～190.6393峰19～221.0348平22～240.6393谷0～80.3351以广州某工业厂房为例,该地区峰段电价1.0348元/度，时段是14到17点，19点到22点；平段电价0.6393元/度，时段是8到14点，17点到19点，22点到24点；低谷电价是0.3351元/度，时段是00点到8点；当地脱硫电价0.453元。该工厂峰值负载功率为500kVA,工厂是早上8点开工，下午18点收工。一年工作时间为280天左右。“自发自用”+“削峰填谷”收益案例“自发自用”+“削峰填谷”收益案例项目容量（kw/kwh）单价（元/W/Wh）总价（万元）光伏组件1502.537.5HPS光储一体机1501.3320.0支架、汇流箱、线缆等材料费//7.5铅炭蓄电池600160.0总成本125.0“自发自用”+“削峰填谷”收益案例备注光伏组件（kw/p）150.0峰值日照时数（h/day）3.4光伏系统效率0.8组件发电量（万度）15.0自发自用率0.8自用节省电费（万元）12.4以峰段电价计算自用节省电费（万元）7.7以平段电价计算余电上网电费（万元）1.4每天充电量（kwh）300.0谷段电价时充电电池充放电效率0.8560%DOD每天放电量（kwh）255.0峰段电价时放电充放电每天节省电费（万元）0.0164充放电每年节省电费（万元）4.6按照280天计算每年合计收益（万元）18.4以峰段电价计算每年合计收益（万元）13.7以平段电价计算成本回收期在6.8~9.1年，还是在理想的情况，实际成本回收期更长。目前无论是光伏，还是储能都没有补贴，依靠货款去做这个项目，没有投资价值，所以以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投，光伏发电或者储能用于抵消电费开支，没有计算资金的货款成本，以及税金和租金等各种开支。“自发自用”+“削峰填谷”+“需量电费”收益案例用电月份用电时段用电量（kWh）日均用电量（kWh）平均功率（kW）最大功率（kW）电价时段用电量最低月份峰24520980.8163.52291.0978:00-11:00,18:00-21:00平1314401557.6159.22220.6656:00-8:00,11:00-13:00,15:00-18:00,21:00-22:00平28360334.4167.22490.66513:00-15:00谷263601054.4131.81420.32922:00-6:00用电月份用电时段用电量（kWh）日均用电量（kWh）平均功率（kW）最大功率（kW）电价备注用电量最高月份峰379601518.4253.13951.0978:00-11:00,18:00-21:00平1488801955.2244.43920.6656:00-8:00,11:00-13:00,15:00-18:00,21:00-22:00平214720588.8294.43640.66513:00-15:00谷310801243.2155.42160.32922:00-6:00项目概述：项目在一个工厂厂房，已经建了一套1.195MWp的并网光伏系统，专变容量3480kVA，该工厂的契约限额是1392kW，需量电费单价42元/VA。希望通过加入储能来减少峰期时从电网的用电量，减少容量费用和电费；每月开工25天。光伏逆变器储能逆变器负荷储能电池光伏阵列并网关口公共电网调度中心能量管理系统云数据环境监测本地监控交流直流通讯“自发自用”+“削峰填谷”+“需量电费”收益案例方案设计：该客户契约电量是1392kW。装上1.195MWp光伏后，两个月的需量分别降到了249kW和395kW。但是光伏输出受天气影响较大，无法通过光伏来直接减少与供电公司签订的契约电量。由已知信息可知，该工厂的契约限额是1392kW，装接总容量是3480kW。契约限额是装机总容量的40%，已经是该装接容量下的最小契约值。如进一步减少容量值，只能通过变压器减容的方式。当前是一台3480kVA的变压器。考虑到光伏的1.195MWp的装机容量，可将该工厂专变减容，换成一台1500kVA的变压器。这样每月最小契约值为15000.4=600kW。相比减容之前，每个月可节省基本电费支出（1392-600）42=33264元。两个月的日均峰期用电量分别为980.8kW和1518.4kW。综合考虑，可设置一套1MW/2MWh的锂电池储能系统来减少工厂的最大契约电量，并利用电价峰谷差，谷期充电，峰期放电，节省电费支出。充放电时段设置如下：充电时段22:00-06:00；放电时段8:00-11:00;18:00-21:00平均每月通过峰谷价差节省电费支出约为（1.097-0.329）x2000x0.8x0.9x25=27648元，则平均每年产生总收益约为：（3.32+2.76）x12=72.96万元“自发自用”+“削峰填谷”+“需量电费”收益案例成本回收分析：总成本约454万元，每年收益约72.96万元，则成本回收期约454÷74.4=6.22年（理想情况）项目容量（kw/kwh）单价（元/W/Wh）数量总价（万元）PCS5005000.44244电池架、线缆等材料费和人工费///10锂电池（含BMS与模组）20002/400总成本454“自发自用”+“削峰填谷”+“需量电费”收益案例“削峰填谷”+“需量电费”收益案例客户背景和需求削峰填谷每天用电量（kwh）>1000平均功率（kw）>200峰值负载（kw）500客户后备时间（h）并网PCS，无后备功能PCS型号PCS1002PCS的效率>98%电池类型磷酸铁锂电池放电深度80%电池容量（KWH）200循环次数3500充电效率（包含电池和PCS的效率）94%放电效率（包含电池和PCS的效率）94%二、收益分析1、峰谷电价差收益：设计电池充电时间在谷期，电价0.37，充电量：200KWH80%/94%=170KWH，电费49元设置电池放电时间在峰期，电价1.08，放电量：200KWH80%94%=150KWH，电费162元每天的电费收益：162-49=113元，年收益为113365=41245元。2、容量补偿收益：在加入储能系统前，基本电费按照峰值功率500KW来定容计算，加入储能系统后，最大可减少容量200KW每月节省电费为：20024=4800元，每年57600元一、系统情况“削峰填谷”+“需量电费”收益案例3、成本回收期分析：PCS100价格约10万/台，锂电池价格约2元/wh，线缆等辅材价格约2万，则总成本20+40+2=62万，则成本回收期约62÷（4.12+5.76）=6.27（理想情况下）光储充微网案例以河南西北部某市大型工业区光储充停车场为例：光伏装机458.64kw（1764块260Wp组件）；逆变器：14台30k；直流充电桩功率：360kw（30K12）；交流充电桩功率：84kw（7K12）；PCS:2台150kw；储能电池：2000KWH，锂电池；建设好光伏车棚后，通过二次配置形式，在光伏车棚项目基础上施加充电桩项目。该工业区工作时间是08:00~22:00，每年约280个工作日。光储充微网案例光伏发电系统交流配电电网锂电池储能系2000kW.hPCS组串逆变器充电桩系统直流充电桩交流充电桩车棚光伏发电利用：白天光伏发电期间属于电价高峰时段或用电高峰期，光伏发电自直接供本地负荷使用，自发自用实现光伏发电收益最大化。PCS锂电池储能系统充电：在电价低谷时段由电网向其充电（晚上10点-早上8点，300kW功率PCS向锂电池储能系统充电7.5个小时，即可充满2000kW·h电池容量，考虑0.9的充放电效率）。PCS锂电池储能系统放电：白天储能系统向充电桩输出电能，或在电能盈余情况或电价高峰时段，储能系统释放电能供本地负荷使用。总结：通过利用PCS锂电池储能系统的电能双向流动和峰谷分时电价，即电能“低价储存，高价使用”，一方面实现充电桩供电低成本，另一方面还可以在高峰电价时段减少本地负荷用电量，节省了电费。08～1212～1818～2222～08峰平峰谷00.20.40.60.811.2电价（元/kwh）电价（元/kwh）峰谷平时间电价（元/kwh）峰08～120.96平12～180.62峰18～221.07谷22～080.33月份阵列倾斜面平均日辐射（kWh/m2/日）月平均峰值日照小时数（h）1月份2.9290.522月份3.59100.523月份4.34134.544月份5.39161.705月份5.7176.706月份5.47164.107月份4.87150.978月份4.56141.369月份3.91117.3010月份3.43106.3311月份2.9989.7012月份2.6281.22合计49.791514.96经计算，本项目地的年峰值日照小时数为1514.96h，每日的峰值日照小时数约4.15h。项目地光伏电站顶峰值日照小时数及理论发电量统计表光储充微网案例年份发电量（万kWh）年份发电量（万kWh）第1年55.83第14年50.29第2年55.39第15年49.89第3年54.94第16年49.49第4年54.50第17年49.10第5年54.06第18年48.71第6年53.63第19年48.32第7年53.20第20年47.93第8年52.78第21年47.55第8年52.36第22年47.16第10年51.94第23年46.79第11年51.52第24年46.41第12年51.11第25年46.04第13年50.70合计1269.63由以上表格可知，本工程全部光伏阵列考虑系统损耗下25年总发电量为1269.63万kW·h，运行期多年平均发电量为50.78万kW·h。考虑光伏系统效率为81%光储充微网案例收益分析：综上分析，本项目光伏电站总装机容量458.64kWp，年平均发电量为50.78万kW·h，连续运行25年期累计发电量为1269.63万kW·h。•光伏发电节约电费：因光伏装机规模相对于整个工厂用电负载功率较小，假设光伏所发电能全部自用，每年光伏发电量约50.78万kWh/年，每年电费收益约35.5万元（用电电价平均按0.8元计算，一年按280天计算，脱硫电价0.3779元/kWh），光伏电站25年的设计寿命，预计电费收益887.5万元；•充电桩充电收益：充电桩采用收费模式，市场价格在1.5～2.0元/kWh,按照1.5元/kWh收费，减去夜晚储能电力成本和损耗，按照1.0元/kWh的利润，充电桩按照工作时间的25%利用率计算，每日收益为：1.0元/kWh（30kW12个+7kW12个充电桩）14h25%=1554元，每年按照280个工作日计算，每年收益43.5万元；•储能系统节约电费：充电桩的储能系统在电力需求低谷时低价充电，在有电力需求时除了向充电桩输出电能，还可向本地负荷供电从而节约电费，峰平电价加权为0.845元/kWh，则每度电节约0.51元，减去充放电损耗，按照每度电节约0.4元计算，电池放电深度按照80%考虑，0.9的充放电效率，每日可节约：0.4元/kWh2000kWh0.80.9=576元，每年可节约电费16.1万元；•项目建成后，预计每年收益为35.5+43.5+16.1=95.1万元。光储充微网案例光储充微网案例项目容量（kw/kwh）单价（元/W/Wh）总价（万元）光伏组件458.64291.73逆变器4200.312.6直流充电桩3600.828.8交流充电桩840.262.182台PCS1503000.927支架、基础、线缆等材料费和人工费458.640.732锂电池（含BMS和模组）20002400总成本594.3成本回收分析：总成本约594.3万元，每年收益约95.1万元，则成本回收期约594.3÷95.1=6.25年（理想情况）让我们一起为青山绿水而努力！