1、概述
1.1 政策背景
發(fā)展風(fēng)電和光伏發(fā)電是我國能源發(fā)展的重點(diǎn)之一，光伏發(fā)電和風(fēng)電在經(jīng)歷快速發(fā)展的同時，也面臨著因隨機(jī)性和不可預(yù)測性導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光等并網(wǎng)消納問題。而大規(guī)模的儲能建設(shè)是解決可再生能源并網(wǎng)消納的重要手段之一。
2017年10月國家發(fā)改委、財(cái)政部、科學(xué)技術(shù)部、工業(yè)和信息化部、國家能源局五部門出臺《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》指出，未來10年分兩個階段推進(jìn)相關(guān)工作，第一階段實(shí)現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡；第二階段實(shí)現(xiàn)商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變。結(jié)合電力體制改革，研究推動儲能參與電力市場交易獲得合理補(bǔ)償?shù)恼吆徒⑴c電力市場化運(yùn)營服務(wù)相配套的儲能服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制。
2017年11月國家能源局印發(fā)《完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場）機(jī)制工作方案》，解決峰谷差的主要抓手。
作為安全清潔高效的現(xiàn)代能源技術(shù)，儲能也在《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計(jì)劃(2016-2030年)》、《國家創(chuàng)新驅(qū)動發(fā)展戰(zhàn)略綱要》、《中國制造2025—能源裝備實(shí)施方案》、《國家電網(wǎng)關(guān)于促進(jìn)電化學(xué)儲能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見（國家電網(wǎng)辦〔2019〕176號）》、《關(guān)于加強(qiáng)儲能標(biāo)準(zhǔn)化工作的實(shí)施方案》的通知國能綜通科技〔2020〕3號文件等多項(xiàng)政策中被重點(diǎn)提及。相關(guān)政策清晰描繪了儲能技術(shù)的創(chuàng)新發(fā)展路線圖，重點(diǎn)技術(shù)攻關(guān)、試驗(yàn)示范、推廣應(yīng)用的儲能技術(shù)裝備。
2020年5月xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務(wù)市場交易模擬運(yùn)行規(guī)則》（湘監(jiān)能市場[2020]39號）指出：從5月15日起，xx省電力輔助服務(wù)市場開始進(jìn)入模擬運(yùn)行，模擬運(yùn)行時間截止日2020年8月31日，模擬運(yùn)行期間只進(jìn)行電量結(jié)算，不進(jìn)行電費(fèi)結(jié)算。
儲能等輔助服務(wù)商可作為市場主體參與，且文件指出省調(diào)可優(yōu)先調(diào)用儲能電站資源。其中在深度調(diào)峰市場交易中，儲能電站按充電電量報(bào)價，報(bào)價上限為500元/MWH，且儲能電站充電電量同時執(zhí)行現(xiàn)行用電側(cè)峰谷分時電價。在緊急短時調(diào)峰交易中，滿足技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、符合市場相關(guān)條件的10MW及以上的儲能電站可參與，功率≥30MW、持續(xù)60分鐘以上的儲能電站最高報(bào)價上限600元/MWH。
1.2 技術(shù)背景
儲能是通過特定的裝置或物理介質(zhì)將不同形式的能量通過不同方式儲存起來，以便以后在需要時利用的技術(shù)。
現(xiàn)有的儲能系統(tǒng)主要分為五類：機(jī)械儲能、電氣儲能、電化學(xué)儲能、熱儲能和化學(xué)儲能，如圖1-1所示。
圖1-1 儲能技術(shù)分類
各種儲能技術(shù)的詳細(xì)介紹與比較如表1-1所示。
表1-1 儲能技術(shù)的比較
根據(jù)多種儲能技術(shù)的比較，電化學(xué)儲能技術(shù)成熟，容易疊加模塊，放大儲能規(guī)模，可以接入各種能源，更加適合本項(xiàng)目。
2、電化學(xué)儲能
2.1 電化學(xué)儲能在電力系統(tǒng)的作用
發(fā)展風(fēng)電和光伏發(fā)電是我國能源發(fā)展的重點(diǎn)之一。國家能源局新能源與可再生能源司司長朱明提出，到2020年風(fēng)電裝機(jī)要達(dá)到2.1億千瓦，力爭達(dá)到2.5億千瓦，光伏裝機(jī)力爭達(dá)到1.5億千瓦，光熱發(fā)電裝機(jī)目標(biāo)500萬千瓦。作為清潔的可再生能源，光伏發(fā)電和風(fēng)電在經(jīng)歷快速發(fā)展的同時，也面臨著因隨機(jī)性和不可預(yù)測性導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光等并網(wǎng)消納問題。
大規(guī)模的儲能建設(shè)被認(rèn)為是解決可再生能源并網(wǎng)消納的重要手段之一。
在用戶側(cè)，儲能可在分布式發(fā)電、微網(wǎng)及普通配網(wǎng)系統(tǒng)中憑借其能量時移的作用，來幫助用戶實(shí)現(xiàn)電費(fèi)管理，并在此基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)其需求側(cè)響應(yīng)、電能質(zhì)量改善、應(yīng)急備用和無功補(bǔ)償?shù)雀郊觾r值。
在電網(wǎng)側(cè)，儲能可與火電機(jī)組捆綁參與調(diào)頻服務(wù)，解決火電調(diào)頻能力不足、煤耗高、機(jī)組設(shè)備磨損嚴(yán)重等問題，且調(diào)頻效果遠(yuǎn)好于火電機(jī)組，其最突出優(yōu)點(diǎn)為毫秒級響應(yīng)速度，高于火電數(shù)十倍，調(diào)節(jié)反向、調(diào)節(jié)偏差以及調(diào)節(jié)延遲等問題將不會出現(xiàn)。
在發(fā)電側(cè)，儲能用于大規(guī)模風(fēng)光的并網(wǎng)，可解決其因隨機(jī)性和不可預(yù)測性導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光等并網(wǎng)消納問題。其主要工作模式跟蹤計(jì)劃出力、平滑輸出等。在此領(lǐng)域，儲能系統(tǒng)的大容量、大規(guī)模建設(shè)和應(yīng)用是重點(diǎn)。
2.2 用戶側(cè)
2.2.1 什么是用戶側(cè)儲能
峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實(shí)施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計(jì)劃用電，從而有利于電力公司均衡供應(yīng)電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機(jī)組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實(shí)現(xiàn)峰谷電價套利。
根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，全國用電大省峰谷價差分布于0.4~0.9元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于0.8元/kWh，為用戶側(cè)利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
2.2.2 用戶側(cè)儲能用途及價值實(shí)現(xiàn)
（1）峰谷電價套利
用戶側(cè)儲能多數(shù)以配合小功率光伏應(yīng)用的光儲形式存在，用戶增設(shè)儲能容量，實(shí)現(xiàn)價值的最直接方式是對峰谷電價的套利。用戶可以在負(fù)荷低谷時，以較便宜的谷電價對自有儲能電池進(jìn)行充電，在負(fù)荷高峰時，將部分或全部負(fù)荷轉(zhuǎn)由自有儲能電池供電。其所能獲取的利潤可用峰電價減谷電價和儲能度電成本之和進(jìn)行估算。利潤的大小取決于峰谷電價差和電池成本的大小。
（2）提高自建光伏發(fā)電的利用率
光伏發(fā)電具有周期性，只能在白天光照條件合適的時候出力。加裝儲能電池，可以將光伏的發(fā)電量存儲起來，在適時的時候使用，消除了光伏發(fā)電與居民用電時間不同步的限制，大大提高光伏發(fā)電利用率。
（3）保證電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性
我國這兩年居民自建光伏裝機(jī)容量增長迅猛，不帶儲能的光伏發(fā)電滲透率增大，必然會影響到電網(wǎng)的穩(wěn)定性。若光伏發(fā)電出力過大，必然會在電網(wǎng)局部形成潮流倒送的現(xiàn)象，這會增大電網(wǎng)調(diào)度的難度，影響電網(wǎng)運(yùn)行的安全。用戶側(cè)加裝儲能電池，可以在低壓側(cè)形成緩沖層，吸收部分出力過大的光伏發(fā)電，便于調(diào)度部門對潮流進(jìn)行控制，保證電網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定性。
2.2.3 用戶側(cè)儲能運(yùn)營模式
（1）EMC模式
由第三方投資運(yùn)營,在工業(yè)用戶提供場地內(nèi)建設(shè)儲能系統(tǒng),與工業(yè)用戶業(yè)主利潤分享。
（2）EPC模式
由工業(yè)用戶自行投資運(yùn)營,儲能設(shè)備或系統(tǒng)集成方負(fù)責(zé)項(xiàng)目建設(shè)及維護(hù),工業(yè)用戶獲得項(xiàng)目收益。
2.2.4用戶側(cè)化學(xué)儲能的收益模式
現(xiàn)在我們用戶側(cè)儲能有五個應(yīng)用盈利模式：峰谷套利、需量電費(fèi)管理、動態(tài)增容、電網(wǎng)輔助服務(wù)、提高新能源自用率?，F(xiàn)在提高新能源自用率基本上還是發(fā)電側(cè)，在用戶側(cè)還是比較少，但是以后肯定是方向。
（1）峰谷套利，峰谷價差我們就是低儲高放，基本上通過對比全國幾個地區(qū)典型的電價，長三角、珠三角、京津冀這些地方才有盈利的可能。
（2）需量電費(fèi)管理，主要是削峰，把這個峰削掉，避免容量電費(fèi)超出。容量費(fèi)是針對變壓器收取得的需量電費(fèi)，也叫基礎(chǔ)電費(fèi)，不管用不用電，這部分電費(fèi)都要固定繳納。
（3）動態(tài)增容，現(xiàn)在電網(wǎng)進(jìn)行增容很麻煩，基本上很難批。
（4）電網(wǎng)輔助服務(wù)，現(xiàn)在已經(jīng)搞了不少了，一個是調(diào)峰服務(wù)、一個是調(diào)頻服務(wù)，現(xiàn)在電源側(cè)已經(jīng)搞了很多的調(diào)頻服務(wù)。調(diào)峰服務(wù)江蘇這邊國網(wǎng)地區(qū)搞了很多，南網(wǎng)地區(qū)也基本上在搞。
（5）是用戶側(cè)新能源自用率，因?yàn)樽杂寐侍岣吣愕氖找婊旧咸岣撸壳胺植际竭€不明顯，但是以后會考慮，基本上完全市場化之后，以前的峰谷套利這些模式會全部改變，所有的儲能必須和售電公司合作才可能有新的盈利點(diǎn)。
2.3發(fā)電側(cè)
2.3.1電池儲能系統(tǒng)在發(fā)電側(cè)的應(yīng)用
在發(fā)電側(cè)，儲能用于大規(guī)模風(fēng)光的并網(wǎng)，可解決其因隨機(jī)性和不可預(yù)測性導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光等并網(wǎng)消納問題。其主要工作模式跟蹤計(jì)劃出力、平滑輸出等。在此領(lǐng)域，儲能系統(tǒng)的大容量、大規(guī)模建設(shè)和應(yīng)用是重點(diǎn)。
（1）平滑出力波動
由于風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電等新能源具有隨機(jī)性、間歇性、出力變化快等特點(diǎn),大容量的新能源發(fā)電裝置直接并網(wǎng)會對電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行與控制帶來較大影響,甚至直接引發(fā)一些安全穩(wěn)定事故。利用電池儲能裝置與可再生能源發(fā)電裝置聯(lián)合運(yùn)行,可使隨機(jī)變化的輸出功率轉(zhuǎn)換為相對穩(wěn)定的輸出,有利于滿足并網(wǎng)的各項(xiàng)技術(shù)要求。
（2）跟蹤出力和經(jīng)濟(jì)調(diào)度
新能源發(fā)電系統(tǒng)的出力普遍呈現(xiàn)出極強(qiáng)的間歇性,且極難準(zhǔn)確預(yù)測,如何制定科學(xué)合理的日前、日內(nèi)及超短期(實(shí)時)出力計(jì)劃,在滿足調(diào)度及儲能約束的前提下保證新能源的高效輸出是該問題的關(guān)鍵所在。
在出力計(jì)劃跟蹤方面,當(dāng)前研究主要可分為日前、日內(nèi)以及實(shí)時出力計(jì)劃跟蹤3個方面。針對日前出力計(jì)劃,大量文獻(xiàn)分別針對有功功率計(jì)劃和無功功率計(jì)劃提出了儲能裝置對新能源發(fā)電出力的補(bǔ)償控制方法,取得了削峰填谷,改善潮流的良好效果。針對日內(nèi)出力計(jì)劃,主要工作集中在如何引入基于實(shí)時電價、負(fù)載需求和新能源出力等因素構(gòu)建出最優(yōu)性能指標(biāo)函數(shù),在最大程度跟蹤出力計(jì)劃的同時實(shí)現(xiàn)延長電池使用壽命等附加目標(biāo)。而針對實(shí)時出力計(jì)劃的跟蹤方案,則更多地將減少日前短期新能源出力預(yù)測誤差作為其控制目標(biāo)。
（3）參與電源的調(diào)頻與調(diào)壓
電池儲能系統(tǒng)安裝在發(fā)電側(cè)時具有四象限調(diào)節(jié)能力,能夠靈活地對有功、無功的輸入和輸出進(jìn)行調(diào)整,因而對于增強(qiáng)發(fā)電側(cè)頻率和電壓調(diào)節(jié)能力,改善并網(wǎng)電能質(zhì)量具有重要意義。
儲能系統(tǒng)通過配合適當(dāng)?shù)某隽φ{(diào)度控制,在提高新能源接納能力,改善新能源與傳統(tǒng)電源的發(fā)電性能與并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性,增強(qiáng)發(fā)電側(cè)頻率和電壓調(diào)節(jié)能力等多方面具有重要作用。
2.3.2發(fā)電側(cè)儲能運(yùn)營模式
當(dāng)發(fā)電側(cè)參與電力市場競價時，上網(wǎng)電價存在一定的波動范圍,配置的儲能在低電價時段充電在高電價時段放電,有可能給發(fā)電商帶來一定的收益,同時可以避免常規(guī)發(fā)電機(jī)組頻繁啟停,以及長時間低功耗運(yùn)行所帶來的損失。儲能能否獲利取決于上述因素的綜合影響。
我國發(fā)電側(cè)一般采用標(biāo)桿電價的方式,不存在上網(wǎng)電價峰谷差,因而理論上配置儲能無法獲利。隨著可再生能源的快速發(fā)展,“三北”地區(qū)限電嚴(yán)重,尤其在火電機(jī)組需要以熱定電方式運(yùn)行的取暖季。配置儲能可以將風(fēng)電和光伏所限發(fā)的電量存起來,并在其他時段輸送出去,從而減少限發(fā)損失。儲能的收益相當(dāng)于可再生能源的上網(wǎng)標(biāo)桿電價,存在一定的盈利可能性,尤其是光伏電站（對于早期建成的且電價補(bǔ)貼額度高的項(xiàng)目價值更加凸顯）。但這種應(yīng)用方式的持續(xù)性存在風(fēng)險(xiǎn),隨著電網(wǎng)建設(shè)和負(fù)荷發(fā)展,可能會大幅緩解或消除限電問題和給儲能投資者帶來風(fēng)險(xiǎn)。
2.4 電網(wǎng)側(cè)
2.4.1電網(wǎng)側(cè)儲能的功能和價值
電網(wǎng)側(cè)儲能可與火電機(jī)組捆綁參與調(diào)頻服務(wù)，解決火電調(diào)頻能力不足、煤耗高、機(jī)組設(shè)備磨損嚴(yán)重等問題，且調(diào)頻效果遠(yuǎn)好于火電機(jī)組，其最突出優(yōu)點(diǎn)為毫秒級響應(yīng)速度，高于火電數(shù)十倍，調(diào)節(jié)反向、調(diào)節(jié)偏差以及調(diào)節(jié)延遲等問題將不會出現(xiàn)。
電網(wǎng)側(cè)儲能浪潮的興起，是電網(wǎng)運(yùn)行面臨挑戰(zhàn)和儲能技術(shù)自身發(fā)展共同作用的結(jié)果。一方面，新能源的快速增長、電力負(fù)荷峰谷差持續(xù)增大、電力系統(tǒng)電力電子化特征愈發(fā)明顯、遠(yuǎn)距離輸電仍將持續(xù)、大電網(wǎng)的安全穩(wěn)定更受關(guān)注，使得傳統(tǒng)的發(fā)、輸、配電設(shè)施和技術(shù)已難以有效兼顧清潔低碳與安全高效的電網(wǎng)發(fā)展要求。而儲能在電網(wǎng)中的規(guī)模化應(yīng)用則可改變電能生產(chǎn)、傳輸與消費(fèi)必須同步完成的傳統(tǒng)模式，一定程度上將實(shí)時電力平衡轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏科胶?，將推動電力系統(tǒng)向更加柔性、靈活的方向轉(zhuǎn)變。另一方面，抽水蓄能、鋰離子電池儲能、壓縮空氣儲能等各類儲能技術(shù)快速發(fā)展，成本持續(xù)下降，使得儲能迎來規(guī)模化商業(yè)應(yīng)用機(jī)遇。
通過儲能與電網(wǎng)的深度融合，可極大改進(jìn)偏重于電力平衡的傳統(tǒng)電網(wǎng)規(guī)劃和調(diào)度方式，可全面提升清潔能源消納能力、大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行水平和電網(wǎng)投資運(yùn)行效率，將開啟電網(wǎng)智能柔性、經(jīng)濟(jì)高效的新模式。儲能響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)靈活的特點(diǎn)，使其在調(diào)峰、調(diào)頻、緩解阻塞、替代和延緩輸配電投資、電壓支撐與無功控制、故障緊急備用等方面可發(fā)揮“四兩撥千斤”的作用。區(qū)別于獨(dú)立運(yùn)行的電源側(cè)、用戶側(cè)儲能，由于電網(wǎng)側(cè)儲能接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)控、參與系統(tǒng)全局優(yōu)化，必將形成儲能的系統(tǒng)性、全局性優(yōu)勢，必將產(chǎn)生以儲能全局優(yōu)化調(diào)度替代局部運(yùn)行的價值，必將提升儲能的效用和投資效益。因此，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展代表了電力儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的方向。
2.4.2 電網(wǎng)側(cè)儲能的運(yùn)營方式
儲能在電網(wǎng)側(cè)的作用主要是緩解輸配電系統(tǒng)升級改造,以及主動參與調(diào)頻調(diào)壓等穩(wěn)定控制等方面。輸配電系統(tǒng)在應(yīng)對負(fù)荷高峰時段或尖峰時段運(yùn)行時需要投入大量的電力資產(chǎn),但這部分資產(chǎn)的利用率很低,而且新建、擴(kuò)建還要面臨輸電走廊、環(huán)境等多方面因素制約。配置儲能可以減緩輸配電系統(tǒng)的升級改造,其獲利模式取決于輸配電系統(tǒng)升級改造和儲能系統(tǒng)建設(shè)與運(yùn)維之間的成本對比。
儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)調(diào)頻調(diào)壓,可以増加調(diào)頻調(diào)壓容量和控制靈活性,有利于調(diào)度運(yùn)行和系統(tǒng)穩(wěn)定。如果儲能參與自動發(fā)電控制( ACC)和自動電壓控制( AVC),可以參照常規(guī)發(fā)電機(jī)組,按照可調(diào)容量和累計(jì)運(yùn)行時間獲得收益。當(dāng)然,由于儲能具有響應(yīng)速度快,爬坡能力強(qiáng),可正反向調(diào)節(jié)等優(yōu)點(diǎn),可以加大儲能電站的調(diào)頻調(diào)壓調(diào)用補(bǔ)貼。
2.5 政策與市場環(huán)境
2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，規(guī)定電儲能設(shè)施的成本費(fèi)用不計(jì)入輸配電成本。這一規(guī)定發(fā)布的宏觀背景是我國整個實(shí)體經(jīng)濟(jì)目前面臨較大下行壓力，政府在做宏觀政策決策時，首先希望盡可能降電價。如果把電網(wǎng)企業(yè)的電儲能投資都計(jì)入輸配電價這個口子放開，勢必會造成輸配電價上揚(yáng)，給終端用戶造成一定壓力。這是政府出臺這一政策的初衷，雖然對儲能行業(yè)有一定影響，但應(yīng)該從更大的格局去看待。
雖然電力市場化改革面臨許多困難，但總體而言，在推動電力市場建設(shè)過程中，應(yīng)進(jìn)一步克服體制機(jī)制的障礙，比如建立完善的輔助服務(wù)市場機(jī)制。當(dāng)前，我國各區(qū)域、各省實(shí)行的深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場，是解決新能源消納問題的中國方案。但作為一個市場而言，深度調(diào)峰市場的總規(guī)模并不大，同時結(jié)算上只是在發(fā)電廠之間進(jìn)行資金轉(zhuǎn)移，成本并未很好地傳導(dǎo)到用戶側(cè)、形成激勵用戶響應(yīng)的價格信號。
2.6 儲能問題與挑戰(zhàn)
政府層面，現(xiàn)在就是沒有一個明顯的全國的政策來支持儲能的發(fā)展。電網(wǎng)側(cè)，目前沒有采用什么標(biāo)準(zhǔn)、什么流程來做，沒有。設(shè)備廠家，對我們來說，一壽命、二成本，影響最大。我們期望它有10年的壽命，因?yàn)閷ξ覀儊碚f，充放電次數(shù)影響大，關(guān)鍵是年份和充放電次數(shù)，現(xiàn)在都很難達(dá)到這個數(shù)。成本，都在降低，但是我們分析現(xiàn)在就在一個臨界點(diǎn)，希望(成本)再往下降一點(diǎn)，大家基本上都可以進(jìn)場去投。
技術(shù)問題，還是希望把壽命循環(huán)次數(shù)能提高，就像以后我就希望儲能電池和光伏組件一樣，能有25年的壽命基本上隨便都可以投、都可以做。最后就是電力市場化之后儲能的商業(yè)模式要做出重大改變，因?yàn)殡娏κ袌龌箅妰r基本上是隨市場波動的，電價的負(fù)荷曲線是由售電公司掌握的，很難用以前的商業(yè)模式去衡量以后的商業(yè)模式，預(yù)計(jì)2022年我所有的商業(yè)模式就要革新，可能儲能站必須和售電公司去合作，不然沒有盈利的可能。
3 用戶側(cè)案例
3.1 案例概述
舉一個用戶側(cè)例子，假設(shè)使用長沙廠房建設(shè)削峰填谷儲能項(xiàng)目工程，最大功率1.00MW,每次放電3小時，每天兩次，放電深度80%，則容量為（1MW×3/80%）3.75MWh。項(xiàng)目配置1臺1MW/3.75MWh的集裝箱式磷酸鐵鋰電池儲能組，電池集裝箱配置兩臺500kW PCS，PCS出線經(jīng)1000kVA箱變后接入至10kV開關(guān)柜，開關(guān)柜出線接入廠區(qū)10kV電網(wǎng)完成并網(wǎng)。
3.2 儲能電池系統(tǒng)
3.2.1 電池單元
儲能是通過物理或化學(xué)手段將電、熱等形式的能量儲存起來，在出現(xiàn)用能需求時釋放的過程。目前化學(xué)儲能技術(shù)主要包括鉛酸電池、鉛炭電池、氧化還原液流電池、鈉硫電池、鐵鋰電池。表3.2-1是鉛碳電池與鋰電池比較情況：
表3.2-1鉛碳電池與鋰電池比較
本項(xiàng)目儲能電站對儲能系統(tǒng)需求比容量，效率輸出、循環(huán)壽命要求較高特點(diǎn)，綜合考慮本方案儲能電池采用1MW/3.75MWh磷酸鐵鋰電池進(jìn)行設(shè)計(jì)。
3.2.2 電池管理系統(tǒng)
蓄電池作為動力來源，必須串聯(lián)使用才能達(dá)到電壓要求，而多個電池串聯(lián)使用一段時間后，電池內(nèi)阻和電壓產(chǎn)生波動，單體電池的狀態(tài)差異會逐漸顯現(xiàn)出來，不斷循環(huán)的充放電過程加劇了單體電池之間的不一致性。電池成組后，大功率充放電時，電池組發(fā)熱，在電池模塊內(nèi)形成一定的溫度梯度，使各單體電池工作時環(huán)境溫度不一致，將削弱單體電池間的一致性，降低電池組充放電能力。
為確保電池性能良好，延長電池使用壽命，必須對電池進(jìn)行合理有效地管理和控制。電池管理系統(tǒng)（Battery Manage System，BMS）對電池組的使用過程進(jìn)行管理，對電池組中各單體電池的狀態(tài)進(jìn)行監(jiān)控，可以維持電池組中單體電池的狀態(tài)一致性，避免電池狀態(tài)差異造成電池組性能的衰減和安全性問題。
BMS通過測量，獲取電池的工作狀態(tài)，并把這種狀態(tài)顯示出來。緊急情況下，利用聲光手段來提醒使用者，使得電池工作在“合理區(qū)域”，從而延長電池的使用壽命。危險(xiǎn)情況下，自動采取措施，避免事故的發(fā)生。另外為電池提供能量均衡功能，提高電池的“有效儲能”，進(jìn)而延長放電時間。
3.2.3 電池系統(tǒng)布置
集裝箱的主要任務(wù)是將鋰電池、通訊監(jiān)控等設(shè)備有機(jī)的集成到1個標(biāo)準(zhǔn)的單元中，該標(biāo)準(zhǔn)單元擁有自己獨(dú)立的供電系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)、隔熱系統(tǒng)、阻燃系統(tǒng)、火災(zāi)報(bào)警系統(tǒng)、電氣聯(lián)鎖系統(tǒng)、機(jī)械聯(lián)鎖系統(tǒng)、安全逃生系統(tǒng)、應(yīng)急系統(tǒng)、消防系統(tǒng)等自動控制和安全保障系統(tǒng)。
3.2.4 PCS預(yù)制倉
1MW逆變設(shè)備集裝箱1套，內(nèi)含500kW輸出三相三線380V非隔離PCS 2套，單臺直流工作電壓450-850V，交流額定電壓380V [集裝箱預(yù)制含照明、隔熱、防腐蝕、消防器材、接地、散熱設(shè)計(jì)，防護(hù)等級IP54,使用壽命＞10年]2)儲能系統(tǒng)設(shè)備參數(shù)要求。
其工作原理為：通過三相橋式變換器，把儲能陣列的直流電壓變換成高頻的三相斬波電壓，通過濾波器濾波變成正弦波電流后并入電網(wǎng)。
性能特點(diǎn)：結(jié)構(gòu)緊湊，減少占地面積。支持多機(jī)直接并聯(lián)，可擴(kuò)展性強(qiáng)，可實(shí)現(xiàn)1MW、1.25MW、 1.5MW、2MW、2.5MW集成一體化設(shè)計(jì)，節(jié)省系統(tǒng)成本，滿足電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)等場站級場景規(guī)?；瘧?yīng)用需求。
采用三電平拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，自主熱管理技術(shù)，最高效率達(dá)99.18% 。并網(wǎng)友好，具備一次調(diào)頻調(diào)壓，調(diào)峰控制、SVG功能，具備高低穿能力。
3.3電氣一次
本工程共配置容量為3.75MWh的蓄電池組1組，500kW儲能變流器2臺，1000kVA箱變1臺。
儲能單元由蓄電池-儲能變流器-交流匯流柜-變壓器構(gòu)成，3750Wh蓄電池組接入兩臺儲能變流器，PCS出線經(jīng)1000kVA箱變后接入至10kV開關(guān)柜，開關(guān)柜出線接入廠區(qū)10kV電網(wǎng)完成并網(wǎng)。
4 發(fā)電側(cè)案例
4.1 案例概述
發(fā)展風(fēng)電和光伏發(fā)電是我國能源發(fā)展的重點(diǎn)之一。作為清潔的可再生能源，光伏發(fā)電和風(fēng)電在經(jīng)歷快速發(fā)展的同時，也面臨著因隨機(jī)性和不可預(yù)測性導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光等并網(wǎng)消納問題。
以一個xx地區(qū)10MW地面光伏電站項(xiàng)目為例，配置相應(yīng)儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰，假設(shè)每天都有調(diào)度，每天調(diào)度兩小時，放電深度80%，則電池容量取25MWh（10MW×2/80%=25MW），則本期項(xiàng)目可配置5臺2MW/5MWh的集裝箱式磷酸鐵鋰電池儲能組，每臺電池集裝箱配置一臺2MW集裝箱式儲能升壓一體機(jī)，2MW集裝箱式儲能升壓一體機(jī)出線后接入至35kV開關(guān)柜，開關(guān)柜出線接入35kV電網(wǎng)完成并網(wǎng)。
4.2 儲能電池系統(tǒng)
4.2.1 電池單元
儲能是通過物理或化學(xué)手段將電、熱等形式的能量儲存起來，在出現(xiàn)用能需求時釋放的過程。目前化學(xué)儲能技術(shù)主要包括鉛酸電池、鉛炭電池、氧化還原液流電池、鈉硫電池、鐵鋰電池。
本項(xiàng)目儲能電站對儲能系統(tǒng)需求比容量，效率輸出、循環(huán)壽命要求較高特點(diǎn)，綜合考慮本方案儲能電池采用1MW/2.75MWh磷酸鐵鋰電池進(jìn)行設(shè)計(jì)。
4.2.2 電池管理系統(tǒng)
蓄電池作為動力來源，必須串聯(lián)使用才能達(dá)到電壓要求，而多個電池串聯(lián)使用一段時間后，電池內(nèi)阻和電壓產(chǎn)生波動，單體電池的狀態(tài)差異會逐漸顯現(xiàn)出來，不斷循環(huán)的充放電過程加劇了單體電池之間的不一致性。電池成組后，大功率充放電時，電池組發(fā)熱，在電池模塊內(nèi)形成一定的溫度梯度，使各單體電池工作時環(huán)境溫度不一致，將削弱單體電池間的一致性，降低電池組充放電能力。
為確保電池性能良好，延長電池使用壽命，必須對電池進(jìn)行合理有效地管理和控制。電池管理系統(tǒng)（Battery Manage System，BMS）對電池組的使用過程進(jìn)行管理，對電池組中各單體電池的狀態(tài)進(jìn)行監(jiān)控，可以維持電池組中單體電池的狀態(tài)一致性，避免電池狀態(tài)差異造成電池組性能的衰減和安全性問題。
BMS通過測量，獲取電池的工作狀態(tài)，并把這種狀態(tài)顯示出來。緊急情況下，利用聲光手段來提醒使用者，使得電池工作在“合理區(qū)域”，從而延長電池的使用壽命。危險(xiǎn)情況下，自動采取措施，避免事故的發(fā)生。另外為電池提供能量均衡功能，提高電池的“有效儲能”，進(jìn)而延長放電時間。
4.2.3 電池系統(tǒng)布置
集裝箱的主要任務(wù)是將鋰電池、通訊監(jiān)控等設(shè)備有機(jī)的集成到1個標(biāo)準(zhǔn)的單元中，該標(biāo)準(zhǔn)單元擁有自己獨(dú)立的供電系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)、隔熱系統(tǒng)、阻燃系統(tǒng)、火災(zāi)報(bào)警系統(tǒng)、電氣聯(lián)鎖系統(tǒng)、機(jī)械聯(lián)鎖系統(tǒng)、安全逃生系統(tǒng)、應(yīng)急系統(tǒng)、消防系統(tǒng)等自動控制和安全保障系統(tǒng)。
4.2.4 集裝箱式儲能升壓一體機(jī)
2MW集裝箱式儲能升壓一體機(jī)5套，包含集成儲能變流器、升壓變壓器、環(huán)網(wǎng)柜、測控柜、集裝箱、智能就地監(jiān)測系統(tǒng)等在內(nèi)的10套MW級集裝箱式儲能升壓一體化系統(tǒng)，配合電網(wǎng)調(diào)度中心、EMS系統(tǒng)打造電網(wǎng)輸配電側(cè)智能化的、具備快速響應(yīng)能力的電力調(diào)節(jié)系統(tǒng)。
其工作原理為：通過三相橋式變換器，把儲能陣列的直流電壓變換成高頻的三相斬波電壓，通過濾波器濾波變成正弦波電流后并入電網(wǎng)。
產(chǎn)品特點(diǎn)
節(jié)省投資
“儲”、“變”一體化部署,結(jié)構(gòu)緊、降低建設(shè)、維護(hù)成本最大可支持4合PCS直接并聯(lián),節(jié)省變壓器采購成本;PCS、變壓器共用低壓斷路器,節(jié)省設(shè)備成本。
高效發(fā)電
FCS、變壓器銅排搭接,降低系統(tǒng)損耗;高效地MPPT跟蹤功能。
功能全面
支持儲能、虛擬同步機(jī)接口；具備并網(wǎng)充放電、離網(wǎng)獨(dú)立逆變功能。
5用戶側(cè)財(cái)務(wù)評價
5.1財(cái)務(wù)評價的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
假設(shè)用戶側(cè)儲能項(xiàng)目系統(tǒng)功率1MW，每天充放電各3小時，每天循環(huán)兩次，放電深度80%，電池循環(huán)次數(shù)約5000次，每年有效運(yùn)行天數(shù)為350天，則總裝機(jī)容量為（1MW×3/80%=）3.75MWh，經(jīng)營期（5000/（350×2）≈7）7年。
假設(shè)儲能系統(tǒng)成本為1.85元/Wh，其中電池集裝箱成本1.07元/Wh（電池成本0.8元/Wh）、pcs雙向變流器成本0.31元/Wh、其他設(shè)備0.198元/Wh、施工和其他費(fèi)用0.272元/Wh。
項(xiàng)目靜態(tài)投資（1.85元/Wh×3.75MWh=）693.75萬元。
5.2銷售收入及利潤
（1）峰谷價差收入
根據(jù)xx省現(xiàn)行電網(wǎng)銷售電價表（見表一）和峰谷時間電價表，本項(xiàng)目可采用峰尖時刻放電，谷平時刻充電的方式賺取峰谷電價差。
湘發(fā)改價商〔2019〕407號
尖峰電價（不含增值稅） 0.8937 元/kWh
高峰電價（不含增值稅） 0.7937 元/kWh
平段電價（不含增值稅） 0.6437 元/kWh
低谷電價（不含增值稅） 0.4437 元/kWh
由此可得，每天峰谷電價收入為（（0.8937-0.6437）+（0.7937-0.4437））×3×1000kW=1800元/天，則全年以運(yùn)行350天計(jì)，首年峰谷價差收入為63萬元。
（2）需量電費(fèi)減免
當(dāng)大工業(yè)用戶逐月繳納電費(fèi)的時候,電費(fèi)清單包括兩個部分。
第一是可視電量,即計(jì)量電表抄表數(shù)值,是企業(yè)當(dāng)月實(shí)際用電負(fù)荷。
第二部分是針對變壓器收取的需量電費(fèi),也叫基礎(chǔ)電費(fèi),不管你用不用電,這部分電費(fèi)都是要固定繳納，針對需量電費(fèi)繳納,電力公司給出兩種選擇：
一是按照變壓器容量收取,假設(shè)項(xiàng)目廠區(qū)是大工業(yè)用戶且裝了臺5MVA的變壓器,每月按照固定容量費(fèi)20元/kVA.月（來源于表一）收取,即每月固定繳納10萬的容量費(fèi)。
二是按照廠區(qū)月最大負(fù)荷收費(fèi)(按需收費(fèi)),假設(shè)廠區(qū)是大工業(yè)用戶且每月負(fù)荷都在2-3MW之間,最大3MW計(jì)算，xx需量費(fèi)為30元/kW月（來源于表一）,則每月繳納的需量電費(fèi)為9萬。
如果該用戶側(cè)以最大負(fù)荷收取需量電費(fèi)，假設(shè)每月產(chǎn)生了至少1000kW的尖峰負(fù)荷,本項(xiàng)目通過及時響應(yīng)負(fù)荷變化從而降低用戶側(cè)最大峰值復(fù)核的方式來減免廠家繳納的需量電費(fèi)。
本儲能系統(tǒng)的PCS有10%的長期過載能力。響應(yīng)峰值負(fù)荷時,能量管理系統(tǒng)可準(zhǔn)確識別尖峰負(fù)荷,并向電池發(fā)出調(diào)度,儲能系統(tǒng)可釋放至少1100kW的功率以抵消尖峰負(fù)荷沖擊。按照儲能系統(tǒng)每月削減1100kW測算,儲能系統(tǒng)每月為業(yè)主減少1100×30=33000元的容量費(fèi)。運(yùn)行7年共減少33000×12×7=277.2萬元的容量費(fèi)。
（3）小結(jié)
儲能電站年均放電量為196.64萬kWh（平均功率×每天放電時間×年運(yùn)行天數(shù)）,平均電價差（（（0.8937-0.6437）+（0.7937-0.4437））/2=）0.3元/kWh,年均峰谷電差收入約為196.64萬kWh×0.3元/kWh=59.00萬元，電站運(yùn)行7年峰谷電價差收入413.00萬元。減少需量電費(fèi)277.2萬元。靜態(tài)投入（3750MWh×1.85元/MWh=）693.75萬元，假設(shè)每年運(yùn)維成本是靜態(tài)投入的4%，那每年的運(yùn)維成本693.75×4%=27.75萬元，7年運(yùn)維成本194.25萬元。
收入：413+277.2=690.2萬元
投入：693.75+194.25=888萬元
5.3總結(jié)
用戶側(cè)包含收益方式：
一、峰谷差價收入，電站運(yùn)行（5000/（350×2）≈7）7年峰谷電價差收入490.37萬元。
二、需量電費(fèi)管理收入，假設(shè)電站是大工業(yè)用戶，則7年可以減少277.2萬元的需量電費(fèi)。
三、深度調(diào)峰收入和短時響應(yīng)調(diào)峰收入，根據(jù)xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務(wù)市場交易模擬運(yùn)行規(guī)則》（x監(jiān)能市場[2020]39號）文件中提到：滿足技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、符合市場相關(guān)條件的10MW及以上的儲能電站參與調(diào)峰，儲能電站按最高0.5元/kWh的價格報(bào)價提供電價補(bǔ)助以及相應(yīng)的。
在可行情況下，上述3種收益方式可相互疊加實(shí)現(xiàn)收益最大化，但一般來說單獨(dú)的用戶側(cè)儲能只包含前兩種收益（一般用戶側(cè)儲能很少達(dá)到10MW的規(guī)模），以前述案例計(jì)算，不考慮稅收與企業(yè)所得稅，運(yùn)行期間總共收益為277.2+490.37=767.57萬元。
而該項(xiàng)目靜態(tài)投入加上運(yùn)維共投入888萬元，項(xiàng)目實(shí)際處于虧損狀態(tài)，不建議投資。
附表 儲能收益測算表
6、發(fā)電側(cè)財(cái)務(wù)評價
6.1財(cái)務(wù)評價基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
根據(jù)xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務(wù)市場交易模擬運(yùn)行規(guī)則》（湘監(jiān)能市場[2020]39號）文件中第三章深度調(diào)峰交易第十五條 第三點(diǎn)提到：儲能電站報(bào)價上限為500元MWh。儲能電站如按序被調(diào)用,中標(biāo)價格為該交易時段該儲能電站報(bào)價。
文件第六章緊急短時調(diào)峰交易第七十三條緊急短時調(diào)峰交易的賣方包括以下市場主體：
(一)滿足技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、符合市場相關(guān)條件的10MW及以上的儲能電站;
(二)滿足市場相關(guān)條件、已接入精準(zhǔn)切負(fù)荷系統(tǒng)、一次切負(fù)荷有功功率達(dá)10MW及以上的用戶；
第六章緊急短時調(diào)峰交易第七十七條賣方申報(bào)增減有功功率分檔設(shè)區(qū)問,各功率區(qū)間在不同的保證時間段內(nèi)分別設(shè)置報(bào)價上限：
假設(shè)儲能電站參與調(diào)峰，儲能電站報(bào)價按最高0.5元/kWh且每天都有調(diào)度，每天調(diào)度兩小時，系統(tǒng)功率10MW，電池放電深度80%，則電池容量取25MWh（10MW×2/80%=25MWh）。
假設(shè)儲能系統(tǒng)成本為1.75元/Wh，其中電池集裝箱成本1.07元/Wh（電池成本0.8元/Wh）、pcs雙向變流器成本0.265元/Wh、其他設(shè)備0.184元/Wh、施工和其他費(fèi)用0.231元/Wh。
項(xiàng)目靜態(tài)投資（1.75元/Wh×25MWh=）4375萬元。
6.2 銷售收入及利潤
假設(shè)儲能電站收入?yún)⑴c調(diào)峰的補(bǔ)貼，補(bǔ)貼按最高0.5元/kWh算。
項(xiàng)目每天中午12:00到2:00充電兩小時，晚上7:00到9：00放電兩小時，根據(jù)計(jì)算，儲能系統(tǒng)成本為1.75元/Wh，其中電池集裝箱成本1.07元/Wh（電池成本0.8元/Wh），電池容量（10MW×2/80%=25MWh）25MWh共需投資（電池容量×儲能系統(tǒng)成本=25MWh×1.75元/Wh=4375萬元）4375萬元，其中磷酸鐵鋰電池集裝箱成本（1.07元/Wh×25MWh=2675萬元）2675萬元。電池循環(huán)次數(shù)約5000次，以每天充放電各一次，每年有效運(yùn)行天數(shù)為350天，共可運(yùn)行5000/350≈14.28年。
（1）調(diào)峰補(bǔ)貼收入
該儲能電站每年參與調(diào)峰（10MW×2h/天×350天=）700萬kWh，運(yùn)行14.28年共參與調(diào)峰9996萬kWh。參與調(diào)峰補(bǔ)貼0.5元/kWh，每年獲得補(bǔ)貼（700萬kWh×0.5元/kWh=）350萬元，運(yùn)行14.28年共獲補(bǔ)貼（9996萬kWh×0.5元/kWh=4998萬元）4998萬元。
（2）調(diào)峰服務(wù)費(fèi)
根據(jù)xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務(wù)市場交易模擬運(yùn)行規(guī)則》（湘監(jiān)能市場[2020]39號）文件第二十四條 為有效、合理調(diào)控深度調(diào)峰服務(wù)總費(fèi)用,設(shè)置調(diào)節(jié)系數(shù)K,取值范圍0-2,市場運(yùn)行初期K值暫取1,K值可根據(jù)市場運(yùn)行實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整。
深度調(diào)峰服務(wù)費(fèi)計(jì)算公式：
(三) 儲能電站深度調(diào)峰服務(wù)費(fèi)=K∑(交易時段儲能電站深度調(diào)峰電量×中標(biāo)價格)
其中,深度調(diào)峰電量為儲能電站按調(diào)度指令充電時實(shí)際發(fā)生的充電電量。
第二十七條 深度調(diào)峰成本分推計(jì)算公式:
某市場主體深度調(diào)峰成本分?jǐn)傎M(fèi)=(交易時段內(nèi)該市場主體上網(wǎng)電量×Ki)/Σ(交易時段內(nèi)各市場主體上網(wǎng)電量×Ki)×交易時段內(nèi)全網(wǎng)深度調(diào)峰服務(wù)費(fèi)。
根據(jù)上述政策可知，儲能電站深度調(diào)峰服務(wù)費(fèi)=K∑(交易時段儲能電站深度調(diào)峰電量×中標(biāo)價格)，假定K值取1，即K=1。調(diào)峰服務(wù)費(fèi)就是補(bǔ)貼。假定有十個電站參與調(diào)峰，調(diào)峰成本分?jǐn)傎M(fèi)就是由這十個電站分?jǐn)?，成本分?jǐn)傎M(fèi)是給省調(diào)和結(jié)算中心得人工費(fèi)用，費(fèi)用不多，可以忽略不計(jì)。
（3）小結(jié)
儲能電站共需要投資（1.75元/kW×25MW=4375萬元）4375萬元，每年獲得補(bǔ)貼（700萬kWh×0.5元/kWh=）350萬元，儲能電站運(yùn)行期間14.28年共收入350萬元×14.28=4998萬元。
項(xiàng)目回收期4375/350=12.5年。所以第13年可收回成本。
6.3、總結(jié)
發(fā)電側(cè)案例參與深度調(diào)峰和短時響應(yīng)調(diào)峰，儲能電池壽命14.28年，不考慮稅收與企業(yè)所得稅，第13年可收回成本。補(bǔ)貼中標(biāo)價格不一定達(dá)到最高0.5元/kWh，調(diào)峰不一定每天都有，補(bǔ)貼收益的不確定性也很大。若再加上稅收與企業(yè)所得稅，在電站運(yùn)行14.28年期間收不回成本，是虧損狀態(tài)。
因此不建議投資該儲能項(xiàng)目。
7、總結(jié)
儲能有發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)3種，收益來源也有3種，分別是峰谷價差，需量電費(fèi)（僅針對于大工業(yè)用電）及調(diào)峰調(diào)度費(fèi)，3種收益可以多種疊加。
一、根據(jù)湘監(jiān)能市場【2020】39號文件，這是非常有利于光伏等發(fā)電側(cè)儲能的，相當(dāng)于深度調(diào)峰充電/緊急短時放電是增收收益（0.5元—0.6/kWh），在特殊條件下有可能疊加，該種調(diào)峰收益的不確定性也非常大，1是因?yàn)閮Hxx省調(diào)能夠計(jì)算服務(wù)費(fèi)及成本分?jǐn)傎M(fèi)；2是因?yàn)檎{(diào)峰跟電網(wǎng)當(dāng)時的供求關(guān)系有關(guān)，3是因?yàn)槊刻於夹枰們r且是最低價才能中標(biāo)，則中標(biāo)價格與中標(biāo)單位也是不確定的；但是可以確定的是若在光伏側(cè)或者風(fēng)電側(cè)能夠儲能并且參與調(diào)峰，是額外可以增收的，假設(shè)參10MW/25MWh的儲能參與1天2小的短時放電調(diào)峰，文件中提到10MW到20MW之間補(bǔ)償最高為0.5元/kWh,假定調(diào)峰中標(biāo)價格為0.5元/kWh，則一天可額外增收10MW×2小時×0.5元/kWh=10000元。
二、假定儲能在用戶側(cè)，則儲能容量需要10MW以上，且需要享受尖谷價差與緊急短時調(diào)峰（深度調(diào)峰充電價格太高，補(bǔ)貼不夠覆蓋充電成本）2種收益（僅峰谷價差收益，不足以有效回收成本）；假設(shè)不計(jì)入服務(wù)費(fèi)及成本分?jǐn)傎M(fèi)，每天充放電1次，每天都參與調(diào)峰，調(diào)峰中標(biāo)價格為0.5元/kWh，使用壽命（5000/350≈14）14年，儲能（磷酸鐵鋰）成本為1.75元/wh，則不考慮稅收與企業(yè)所得稅，需要12.5年才能回成本，若考慮稅收與企業(yè)所得稅，在電站運(yùn)行14年期間收不回成本。
三、需量電費(fèi)收益，這種是針對于大工業(yè)用戶且是使用最大需量結(jié)算方式與電網(wǎng)結(jié)算的，這種小概率用戶有可能出現(xiàn)峰谷價差、需量電費(fèi)及調(diào)峰調(diào)度費(fèi)3種收益，理論上是具備投資回報(bào)率的，但需量電費(fèi)收益不確定性與調(diào)峰調(diào)度費(fèi)收益一樣，不確定性也非常大。
四、文件對電網(wǎng)側(cè)的儲能是有利的，充電費(fèi)用低，調(diào)峰費(fèi)用高。
國內(nèi)儲能行業(yè)已處在風(fēng)口上，若想實(shí)現(xiàn)爆發(fā)性增長，從短期來看，需要扶持政策的刺激；從中長期看，技術(shù)突破方是唯一路徑。國家一直在推動儲能發(fā)展，未來必定會出更多利好政策；雖然目前儲能收益不高，但未來可期。
