储能、光伏、光储投资性分析和对比.docx

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1、储能、光伏、光储投资性分析和对比安装光伏和风电等新能源发电，可以宜接减排，是实现碳达峰和碳中和的主力军，而安装储能，可以提高光伏和风电在电网的比例，减少弃风弃光比例，可以间接减排。下面分析一下，光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点，投资经济性对比。以江苏某工业厂房为例，高峰时间段为8-12点、17-21点（1.2324元/度）平峰时间段为12-17点、21-24点（0.度71元/度）。低谷时间段为0-8点（0.333元/度）。该工厂平均负载功率为80OkVA,工厂是早上8点开工，下午18点收工。一年工作时间为300天左右。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班开支

2、，没有计算资金的货款成本，以及税金和租金等各种开支。1、光伏并网发电特点：光伏并网系统，负载优先使用太阳能，当负载用不完后，多余的电送入电网，当光伏电量不足时，电网和光伏可以同时给负载供电，光伏发电依赖于电网和阳光。当电网断电时，逆变器就会启动孤岛保护功能，太阳能不能发电，负载也不能工作：系统输出功率和光照同步，和电网峰平谷电价没有关系。根据该公司屋顶可装光伏和面积，负载用电负载功率和用电情况,安装一个50OkiY的光伏电站，开工期间光伏用电可以全部自用，正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网,以脱硫电价0.391元/度卖给电网公司，经过综合计算，自发自用比例为80%,余电上网比例为2

3、0%。按照2023年的光伏电站市场行情,组件价格大幅下降，到7月已在1.2元/W左右，50OkW光伏系统初装费用约为200万元。50OkW在江苏地区,平均每年发电50万度,峰段占比较大,约为24万度，按1.2324元每度价格算，每年收益约为29.6万元，平段约为16万度，按0.7371元每度价格算，每年收益为11.8万元，余量上网比例为20%为10万度，以脱硫电价0.391元卖给电网公司，总收入为3.91万元，加起来约为45.3万元，大约4.4年收回投资。2、光伏储能系统相对于并网发电系统，光储系统增加了充放电控制器和储能电池,成本提本，但是应用范围更宽。一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出

4、，减少电费开支；二是可以电价谷段充电，峰段放电，利用峰谷差价赚钱：三是当电网停电时，光伏系统作为备用电源继续工作，逆变器可以切换为离网工作模式，光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。上述的项目，在光伏电站增加一个储能系统，光伏安装300kW,初装费用约为120万元，设计一套300kW600kWh储能系统,配备3台100kW/20OkWh储能系统，整个储能系统初装费用为80万元，加起来约为200万元。光伏平均每年发电30万度，光伏和储能所有的也改为全部在电价高峰值放出，周末光伏的电除了自用之外也储能起来，只有长假期间才送到电网。光伏平均每年发电30多万度，有350天可以全部在电价高峰值放出，大约

5、为28万多度，每年收益约为34.5万元，2万度电以脱硫电价0391元卖给电网公司，总收入为0.4万元。利用峰谷0.9元每度的价差，每天充电600度，充放电效率算0.9,在高峰期放540度，一年收益约14万元，夏天停电时，光储可以为工厂重要负载持续供电3-4小时，大大增加用电的可靠性，加上储能还可以改善功率因素，减少变压器扩容费用，估计一年能增加3.5万，每年收益52.4万,大约3.8年收回投资。3、用户侧储能系统该系统主要设备是双向储能逆变器和蓄电池，电价谷时充电，电价峰时充电，电网停电时，作为后备电源使用。我们设计一台50OkW的PCS双向储能变流器，200OkWh蓄电池，整个系统初装费用为

6、240万元。利用峰谷价差充放电，效率算0.9,设计高峰期放1800度，谷0.9元每度的价差,总的价差约1620元,一年算300天约48.6万元：电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几干到几万元，加装了储能系统，还可以做为备用电源使用，安装储能系统，还可以节省变压器的容量费用，估算一年5万左右，这样全部加起来约58.6万元，大约4年可以收回投资。4、总结光储市场由于竞争激烈，光伏组件价格大幅下降，储能锂电池电芯价格大幅下降，在此情况下，工商业光伏电站、光储电站、储能电站都有很好的投资价值。对比项目主要设备总投费年收益成木回收期光伏并M发电余量上网SOOkW光伏200万元45.3万元4.4年光储系统300kW光伏300kW6kWh储能200万元52.4万元3.8年储能系统500kW2000kWh储能240万元58.6万元4.0年从上表nJ以看出，三个方案投资收益有差别，从全生命周期上看,光伏系统加上储能，并扩展储能系统的应用范围，投资收益最好，最具有发展前景。