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下面分析,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。例以深圳某工业厂房为例, 该地区高峰时段电价1.0249元/度（9:00—11:30、14:00—16:30、19:00—21:00）,平时段电价0.6724元/度（7:00—9:00、11:30—14:00、16:30—19:00、21:00—23:00）,低谷时段

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先计算成本,储能系统主要设备是储能双向变流器,储能蓄电池和配套的电费等设备,目前大型的储能蓄电池价格有所下降,锂电池能做到每度1.6元,使用寿命约8-12年,充电效率约88%,铅炭电池能做到每度0.7元,使用寿命约5-7年,充电效率约85%。

假设一座100MW的光伏电站,需要按20%进行配储才能满足并网条件,则所需储能电池容量为100*20%=20MWh,依照适用性最高高的2h作用时间尺度储能系统为例,则需配置一座10MW/20MWh的储能电站。

在当前国内大多数省市,配置储能已经成为光伏电站并网的前提条件,对于光伏电站持有方来说,在建设电站时,同步配置一定比例的储能设施,有助于解决光伏发电存在的不稳定问题,提高消纳能力,也为持有方提供更多运营模式的选择。

储能系统每年电价差收益按照365天计算; 储能系统累计收益年份按照电池使用循环次数10000次计算,为27年。 从上表2看,以全方位寿命使用周期27年计算,有如下结论： 动力电容电池每度电储能成本最高低,其次是铅碳电池和锂电池; 动力电容电池储能系统累计总收益高于铅碳电池储能系统; 动力电容电池系统设备累计投资最高低,其次是铅碳电池和锂

光伏与电池储能耦合的收益来自于2个方面：存储多余光伏电力时的电网电价与光伏外送电价之差；存储多余光伏电力时的电网电价与释放这部分电力时的电网电价之差。 当前国内外对光伏储能系统的研究中,运用了多种方法建立系统的经济模型,并对有无储能电池的光伏发电系统的经济效益进行了评估对比,计算了储能电池的经济效益。 在现有光

在新型电力系统中,储能将成为至关重要的一环,是 新能源 消纳以及电网安全方位保障必要保障,在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用,需求空间广阔。国内市场,风光强制配储政策推动储能需求指数增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下

我们在设计光储系统,尤其选择电池容量时,可以打破以往的观念,不再只针对负载需要的电量选择容量,而是通过当地电费构成,考虑如何通过电池将电费支出最高小化。