以“10kW光伏+儲能系統”為例，分析光伏+儲能削峰填谷套利可行性

案例分析

10kWp光伏電站配置：

採用兩臺三晶SUnfree 5K 混合逆變器接入12V，200Ah膠體電池24節，每12節電池分4節串連後3串並連裝入電池箱，接入一臺逆變器。理論上每組電池電池儲存電量4×12V×200Ah×3＝28。8kWh。兩組電池理論儲存電量57。6kWh。

為了延長電池使用壽命，設定放電深度70%，電池放電效率約為94%。電池實際可放電量為57。6kWh×0。7×0。94＝37。9kWh。

光伏發電

光伏概算：

湖南10kW光伏系統25年發電量

關於成本以及收益：

目前儲能系統的成本較高，成本推算可以寫成：電站大小*併網系統成本（約6元/瓦）+需儲存的電量（kW·h）*1800（元），其中後半部分為蓄電池成本（不包括電池更換）。（以上成本不包含安裝）

以湖南10kW的儲能電站為例，從國網湖南瞭解，居民可以選在階梯電價還是峰谷電價，而電池的成本主要在購買與更換時的成本，基本不用維護。

在併網售電方面，光伏儲能優先滿足自用，發電賣電不存在峰值電價，都是執行脫硫煤標杆電價（各省不同）。另外用電，存電、賣電設定需要混合逆變器來完成。純併網逆變器無此功能。

那麼一套光伏系統的成本與收益具體是怎麼樣的呢？一起來看下：

1、湖南居民用電估算：假設單戶月用電量650千瓦時。不考慮採用峰谷電價：

收益賬單

假設利用建設10kW光伏儲能來滿足家庭用電需求。10kW系統，全年滿發小時數1100小時，預計發電11000千瓦時。

全年自用電：650千瓦時/月×12月=7800千瓦時

全年賣電：3300千瓦時*0。453元/千瓦時，賣電收益1494。9元。

加上自用發電：7800千瓦時*0。453元/千瓦時

=3533。4元

全年收入：5028。3元/年

25年執行收入：125707。5元

儲能電池

2、光伏+儲能成本

若採用低成本的鉛炭電池儲能，單位投資1200元/kW，放電深度設定為70%，放電效率設定為0。94。若要充放電20kWh，需要配置電池容量為：

採用12V 200Ah 鉛炭電池 4串3並共12節。首次電池投入需要成本36480元。

根據鉛炭電池最佳預估迴圈次數3000次，可使用約8年。25年使用週期內需要更換電池3次。

電池回收價格約為1。5元/Ah，

回收收益：200*1。5*4*3*2=7200元

25年光伏+儲能總成本約為10萬元

25年度電成本約為0。5元/kWh*11000kWh/年*25年約為138750元

25年虧損13045。5元

可以看出，目前光伏+儲能發電成本還是比較高的，因此透過推算光伏+儲能發電如不考慮峰谷電價差，難以盈利且約有虧損。

削峰填谷

根據CNESA儲能專案庫追蹤統計，儲能電站成為國內儲能專案規劃建設專案，如工業園區用電負荷大，使用者側峰谷電價差較大，發展光伏+儲能發電，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀的套利空間。

那麼收益如何計算呢？假設每年開展發電300天，根據計算公式：靜態投資回收期=（電池容量*單位容量一次性投入成本）/（每日高峰期用電量*峰谷價差）/300，安裝電池容量等於其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統一次性投入成本和峰谷價差有關。

整理如下：

假設居民用電按照+80%峰時，+34%平時，-55%谷時。加權電價約為0。827元/度。

如果這些電量全部來自光伏及儲能。也就意味著採用儲能，每度電收入為0。827元。

如湖南省峰谷價差在0。28元/kWh以上，採用不同的電池技術，計算各自的投資回收成本。可以看的出來，儲能由於峰谷電價差較大，規模上來後，成本可以降低很多，那麼是可以實現5年左右的回本週期。

我們推崇的是光伏+儲能模式+峰谷電價差模式。隨著我國儲能技術的快速發展，峰谷電價差較高的省份，可以利用儲能進行峰谷電價差進行套利，也是可行的方案，光伏+儲能有利可投。

1、提高自發自用比例

最新的分散式光伏管理方案可以完美的提高自發自用比例，達到分散式光伏自發自用的上網標準，還能節省更多的電費。

2、削峰填谷套利

根據國家電網資料，全國用電大省峰谷價差分佈於0。28~0。4元/kWh以上，為使用者側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。

3、提高電網友好性

在長遠角度，分散式光伏將持續獲得電網支援，有了儲能之後，光伏發的電不再影響電力質量，而是穩定可靠的清潔能源，電網會大力支援帶有儲能的分散式電源入網。

光伏+儲能在平價上網到了賺錢的臨界點（平價上網電量越大賺錢越多），以10kV光伏+儲能為例，只有在削峰填谷時才有套利的優勢。