我國已宣布2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年實現(xiàn)碳中和。2030年非化石能源消費比重將達到25%。為確保完成這一政策目標(biāo)，綠色能源成為主體電源，2030年風(fēng)電光伏裝機規(guī)模超過國家承諾的12億千瓦下限已是共識。這意味著，高比例新能源應(yīng)用已經(jīng)成為我國電能輸送、配用、消納的主要場景，而儲能是實現(xiàn)并保障高比例電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、可靠和高效的強力支撐。從應(yīng)對氣候挑戰(zhàn)的戰(zhàn)略層面看，儲能是支撐“3060”大目標(biāo)的關(guān)鍵技術(shù)，它不止是實現(xiàn)并保障高比例新能源在電力系統(tǒng)的應(yīng)用，對整個電力系統(tǒng)能量平衡和功率平衡以及建設(shè)電力冗余，進而提高系統(tǒng)效率、降低用電成本具有“革命性”的貢獻。

安裝光伏和風(fēng)電發(fā)電，可以直接減排，是實現(xiàn)碳達峰和碳中和的主力軍，而安裝儲能，可以提高光伏和風(fēng)電在電網(wǎng)的比例，減少棄風(fēng)棄光比例，可以間接減排，目前光伏系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)成本較低，并且在持續(xù)下降，投資光伏既有利益，又可響應(yīng)國家號召，為環(huán)保做一份貢獻。

下面分析，光伏、光儲以及用戶側(cè)儲能三個項目的特點，投資經(jīng)濟性對比。

例以深圳某工業(yè)廠房為例，該地區(qū)高峰時段電價1.0249元/度（9:00—11:30、14:00—16:30、19:00—21:00），平時段電價0.6724元/度（7:00—9:00、11:30—14:00、16:30—19:00、21:00—23:00），低谷時段電價 0.2284元/度（23:00—次日7:00），該工廠平均負(fù)載功率為800kVA,工廠是早上8點開工，下午18點收工。一年工作時間為280天左右。以下模式設(shè)定為廠房業(yè)主有閑余資金自投，光伏發(fā)電或者儲能用于抵消電費開支，沒有計算資金的貨款成本，以及稅金和租金等各種開支。

光伏并網(wǎng)發(fā)電

特點：光伏并網(wǎng)系統(tǒng)，負(fù)載優(yōu)先使用太陽能，當(dāng)負(fù)載用不完后，多余的電送入電網(wǎng)，當(dāng)光伏電量不足時，電網(wǎng)和光伏可以同時給負(fù)載供電，光伏發(fā)電依賴于電網(wǎng)和陽光，當(dāng)電網(wǎng)斷電時，逆變器啟動孤島保護功能，太陽能不能發(fā)電，負(fù)載也不能工作；系統(tǒng)輸出功率和光照同步，和電網(wǎng)峰平谷電價沒有關(guān)系。

根據(jù)該公司屋頂可裝光伏和面積，負(fù)載用電負(fù)載功率和用電情況，安裝一個500kW的光伏電站，開工期間光伏用電可以全部自用，正常工作日8點之前和18點之后和休息日余量上網(wǎng)，以脫硫電價0.453元賣給電網(wǎng)公司，經(jīng)過綜合計算，自發(fā)自用比例為80%，余電上網(wǎng)比例為20%。

按照2021年的光伏電站安裝行情，整個系統(tǒng)初裝費用為240萬元。500kW在深圳地區(qū)，平均每年發(fā)電50萬度，峰段占比最大，約為24萬度，按1.025元每度價格算，每年收益約為24.6萬元，平段約為16萬度，按0.6724元每度價格算，每年收益為10.8萬元,余量上網(wǎng)比例為20%為10萬度，以脫硫電價0.453元賣給電網(wǎng)公司，總收入為4.5萬元，加起來約為40萬元，大約6年收加投資。

光伏儲能系統(tǒng)

相對于并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，光儲系統(tǒng)增加了充放電控制器和蓄電池，系統(tǒng)成本增加了30%左右，但是應(yīng)用范圍更寬。一是可以設(shè)定在電價峰值時以額定功率輸出，減少電費開支；二是可以電價谷段充電，峰段放電，利用峰谷差價賺錢；三是當(dāng)電網(wǎng)停電時，光伏系統(tǒng)作為備用電源繼續(xù)工作，逆變器可以切換為離網(wǎng)工作模式，光伏和蓄電池可以通過逆變器給負(fù)載供電。上述的項目，在光伏電站增加一個儲能系統(tǒng)，光伏繼續(xù)安裝500kW，設(shè)計一套250kW儲能系統(tǒng),配備一臺250kW的PCS雙向儲能變流器，1000kWh儲能鋰電池，整個光儲系統(tǒng)初裝費用為420萬元，光伏平均每年發(fā)電50萬度，由于安裝儲能，可以調(diào)節(jié)光伏電量輸出時間，計劃安排30萬度在電價峰值時功率輸出，每年收益約為30.8萬元，10萬度為平段時間輸出，每年收益為6.7萬元，20%節(jié)假日以脫硫電價0.453元賣給電網(wǎng)公司，總收入為4.5萬元，利用峰谷0.8元每度的價差，每天充電800度，充放電效率算0.85，在高峰期放640度，一年約14.2萬元；電網(wǎng)停電會給工廠帶來較大的損失，停電一小時，可能損失幾千到幾萬元，加裝儲能系統(tǒng)，可作為備用電源使用，一年估算4.5萬左右，每年收益60.7萬，大約6.9年收回投資。

上述的項目，根據(jù)負(fù)載平均功率和光伏峰值功率的容量差距，再改動一下，光伏減少為400kW，儲能改為250kW/1250kWh，整個光儲系統(tǒng)初裝費用為390萬元，光伏和儲能所有的電改為全部在電價高峰值放出，周末光伏的電除了自用之外儲能起來，只有長假期間才送到電網(wǎng)，光伏平均每年發(fā)電40多萬度，有350天可以全部在電價高峰值放出，大約為38萬多度，每年收益約為39萬元，2萬度電以脫硫電價0.453元賣給電網(wǎng)公司，總收入為0.9萬元，利用峰谷0.8元每度的價差，每天充電1250度，充放電效率算0.85，在高峰期放1060度，一年收益約22.5萬元，夏天停電時，光儲可以工廠持續(xù)供電3-4小時，大大增加用電的可靠性，加上儲能還可改善功率因素，減少變壓器擴容費用，一年估計能增加6.5萬,每年收益68.9萬, 大約5.7年收回投資.

用戶側(cè)儲能系統(tǒng)

該系統(tǒng)主要設(shè)備是雙向儲能逆變器和蓄電池，電價谷時充電，電價峰時充電，電網(wǎng)停電時，作為后備電源使用。還是上述的項目，我們設(shè)計一臺500kW的PCS雙向儲能變流器，2000kWh蓄電池，整個系統(tǒng)初裝費用為180萬元。

利用峰谷價差充放電，效率算0.8，設(shè)計高峰期放1600度，總的價差約1180元，一年算280天約33萬元；電網(wǎng)停電會給工廠帶來較大的損失，停電一小時，可能損失幾千到幾萬元，加裝儲能系統(tǒng)，可做為備用電源使用，一年估算5萬左右，全部相加約38萬元，大約4.7年可以收回投資。

★綜合對比

從上表看出，三個方案投資收益有差別，峰谷價差達0.8元的儲能系統(tǒng)成本回收期最短，防逆流的并網(wǎng)和光儲能系統(tǒng)1回收期稍長，但儲能系統(tǒng)壽命短，從全生命周期上看，光伏系統(tǒng)加上儲能，并擴展儲能系統(tǒng)的應(yīng)用范圍，投資收益最好，最具有發(fā)展前景。