1、概述
1.1 政策背景
发展风电和光伏发电是我国能源发展的重点之一，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。而大规模的储能建设是解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。
2017年10月国家发改委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局五部门出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》指出，未来10年分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。结合电力体制改革，研究推动储能参与电力市场交易获得合理补偿的政策和建立与电力市场化运营服务相配套的储能服务补偿机制。
2017年11月国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，解决峰谷差的主要抓手。
作为安全清洁高效的现代能源技术，储能也在《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《中国制造2025—能源装备实施方案》、《国家电网关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见（国家电网办〔2019〕176号）》、《关于加强储能标准化工作的实施方案》的通知国能综通科技〔2020〕3号文件等多项政策中被重点提及。相关政策清晰描绘了储能技术的创新发展路线图，重点技术攻关、试验示范、推广应用的储能技术装备。
2020年5月xx能监办印发 《xx省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》（湘监能市场[2020]39号）指出：从5月15日起，xx省电力辅助服务市场开始进入模拟运行，模拟运行时间截止日2020年8月31日，模拟运行期间只进行电量结算，不进行电费结算。
储能等辅助服务商可作为市场主体参与，且文件指出省调可优先调用储能电站资源。其中在深度调峰市场交易中，储能电站按充电电量报价，报价上限为500元/MWH，且储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价。在紧急短时调峰交易中，满足技术标准、符合市场相关条件的10MW及以上的储能电站可参与，功率≥30MW、持续60分钟以上的储能电站最高报价上限600元/MWH。
1.2 技术背景
储能是通过特定的装置或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后在需要时利用的技术。
现有的储能系统主要分为五类：机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能，如图1-1所示。
图1-1 储能技术分类
各种储能技术的详细介绍与比较如表1-1所示。
表1-1 储能技术的比较
根据多种储能技术的比较，电化学储能技术成熟，容易叠加模块，放大储能规模，可以接入各种能源，更加适合本项目。
2、电化学储能
2.1 电化学储能在电力系统的作用
发展风电和光伏发电是我国能源发展的重点之一。国家能源局新能源与可再生能源司司长朱明提出，到2020年风电装机要达到2.1亿千瓦，力争达到2.5亿千瓦，光伏装机力争达到1.5亿千瓦，光热发电装机目标500万千瓦。作为清洁的可再生能源，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。
大规模的储能建设被认为是解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。
在用户侧，储能可在分布式发电、微网及普通配网系统中凭借其能量时移的作用，来帮助用户实现电费管理，并在此基础上实现其需求侧响应、电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。
在电网侧，储能可与火电机组捆绑参与调频服务，解决火电调频能力不足、煤耗高、机组设备磨损严重等问题，且调频效果远好于火电机组，其最突出优点为毫秒级响应速度，高于火电数十倍，调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。
在发电侧，储能用于大规模风光的并网，可解决其因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。其主要工作模式跟踪计划出力、平滑输出等。在此领域，储能系统的大容量、大规模建设和应用是重点。
2.2 用户侧
2.2.1 什么是用户侧储能
峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。储能用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。
根据国家电网数据，全国用电大省峰谷价差分布于0.4~0.9元/kWh，特别的，对于江苏和广东两个用电量全国前二的省份，其峰谷价差高于0.8元/kWh，为用户侧利用储能来套利峰谷价差提供了可观空间。
2.2.2 用户侧储能用途及价值实现
（1）峰谷电价套利
用户侧储能多数以配合小功率光伏应用的光储形式存在，用户增设储能容量，实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对自有储能电池进行充电，在负荷高峰时，将部分或全部负荷转由自有储能电池供电。其所能获取的利润可用峰电价减谷电价和储能度电成本之和进行估算。利润的大小取决于峰谷电价差和电池成本的大小。
（2）提高自建光伏发电的利用率
光伏发电具有周期性，只能在白天光照条件合适的时候出力。加装储能电池，可以将光伏的发电量存储起来，在适时的时候使用，消除了光伏发电与居民用电时间不同步的限制，大大提高光伏发电利用率。
（3）保证电网运行的稳定性
我国这两年居民自建光伏装机容量增长迅猛，不带储能的光伏发电渗透率增大，必然会影响到电网的稳定性。若光伏发电出力过大，必然会在电网局部形成潮流倒送的现象，这会增大电网调度的难度，影响电网运行的安全。用户侧加装储能电池，可以在低压侧形成缓冲层，吸收部分出力过大的光伏发电，便于调度部门对潮流进行控制，保证电网运行稳定性。
2.2.3 用户侧储能运营模式
（1）EMC模式
由第三方投资运营,在工业用户提供场地内建设储能系统,与工业用户业主利润分享。
（2）EPC模式
由工业用户自行投资运营,储能设备或系统集成方负责项目建设及维护,工业用户获得项目收益。
2.2.4用户侧化学储能的收益模式
现在我们用户侧储能有五个应用盈利模式：峰谷套利、需量电费管理、动态增容、电网辅助服务、提高新能源自用率。现在提高新能源自用率基本上还是发电侧，在用户侧还是比较少，但是以后肯定是方向。
（1）峰谷套利，峰谷价差我们就是低储高放，基本上通过对比全国几个地区典型的电价，长三角、珠三角、京津冀这些地方才有盈利的可能。
（2）需量电费管理，主要是削峰，把这个峰削掉，避免容量电费超出。容量费是针对变压器收取得的需量电费，也叫基础电费，不管用不用电，这部分电费都要固定缴纳。
（3）动态增容，现在电网进行增容很麻烦，基本上很难批。
（4）电网辅助服务，现在已经搞了不少了，一个是调峰服务、一个是调频服务，现在电源侧已经搞了很多的调频服务。调峰服务江苏这边国网地区搞了很多，南网地区也基本上在搞。
（5）是用户侧新能源自用率，因为自用率提高你的收益基本上提高，目前分布式还不明显，但是以后会考虑，基本上完全市场化之后，以前的峰谷套利这些模式会全部改变，所有的储能必须和售电公司合作才可能有新的盈利点。
2.3发电侧
2.3.1电池储能系统在发电侧的应用
在发电侧，储能用于大规模风光的并网，可解决其因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。其主要工作模式跟踪计划出力、平滑输出等。在此领域，储能系统的大容量、大规模建设和应用是重点。
（1）平滑出力波动
由于风力发电和光伏发电等新能源具有随机性、间歇性、出力变化快等特点,大容量的新能源发电装置直接并网会对电网调度运行与控制带来较大影响,甚至直接引发一些安全稳定事故。利用电池储能装置与可再生能源发电装置联合运行,可使随机变化的输出功率转换为相对稳定的输出,有利于满足并网的各项技术要求。
（2）跟踪出力和经济调度
新能源发电系统的出力普遍呈现出极强的间歇性,且极难准确预测,如何制定科学合理的日前、日内及超短期(实时)出力计划,在满足调度及储能约束的前提下保证新能源的高效输出是该问题的关键所在。
在出力计划跟踪方面,当前研究主要可分为日前、日内以及实时出力计划跟踪3个方面。针对日前出力计划,大量文献分别针对有功功率计划和无功功率计划提出了储能装置对新能源发电出力的补偿控制方法,取得了削峰填谷,改善潮流的良好效果。针对日内出力计划,主要工作集中在如何引入基于实时电价、负载需求和新能源出力等因素构建出最优性能指标函数,在最大程度跟踪出力计划的同时实现延长电池使用寿命等附加目标。而针对实时出力计划的跟踪方案,则更多地将减少日前短期新能源出力预测误差作为其控制目标。
（3）参与电源的调频与调压
电池储能系统安装在发电侧时具有四象限调节能力,能够灵活地对有功、无功的输入和输出进行调整,因而对于增强发电侧频率和电压调节能力,改善并网电能质量具有重要意义。
储能系统通过配合适当的出力调度控制,在提高新能源接纳能力,改善新能源与传统电源的发电性能与并网经济性,增强发电侧频率和电压调节能力等多方面具有重要作用。
2.3.2发电侧储能运营模式
当发电侧参与电力市场竞价时，上网电价存在一定的波动范围,配置的储能在低电价时段充电在高电价时段放电,有可能给发电商带来一定的收益,同时可以避免常规发电机组频繁启停,以及长时间低功耗运行所带来的损失。储能能否获利取决于上述因素的综合影响。
我国发电侧一般采用标杆电价的方式,不存在上网电价峰谷差,因而理论上配置储能无法获利。随着可再生能源的快速发展,“三北”地区限电严重,尤其在火电机组需要以热定电方式运行的取暖季。配置储能可以将风电和光伏所限发的电量存起来,并在其他时段输送出去,从而减少限发损失。储能的收益相当于可再生能源的上网标杆电价,存在一定的盈利可能性,尤其是光伏电站（对于早期建成的且电价补贴额度高的项目价值更加凸显）。但这种应用方式的持续性存在风险,随着电网建设和负荷发展,可能会大幅缓解或消除限电问题和给储能投资者带来风险。
2.4 电网侧
2.4.1电网侧储能的功能和价值
电网侧储能可与火电机组捆绑参与调频服务，解决火电调频能力不足、煤耗高、机组设备磨损严重等问题，且调频效果远好于火电机组，其最突出优点为毫秒级响应速度，高于火电数十倍，调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。
电网侧储能浪潮的兴起，是电网运行面临挑战和储能技术自身发展共同作用的结果。一方面，新能源的快速增长、电力负荷峰谷差持续增大、电力系统电力电子化特征愈发明显、远距离输电仍将持续、大电网的安全稳定更受关注，使得传统的发、输、配电设施和技术已难以有效兼顾清洁低碳与安全高效的电网发展要求。而储能在电网中的规模化应用则可改变电能生产、传输与消费必须同步完成的传统模式，一定程度上将实时电力平衡转变为电量平衡，将推动电力系统向更加柔性、灵活的方向转变。另一方面，抽水蓄能、锂离子电池储能、压缩空气储能等各类储能技术快速发展，成本持续下降，使得储能迎来规模化商业应用机遇。
通过储能与电网的深度融合，可极大改进偏重于电力平衡的传统电网规划和调度方式，可全面提升清洁能源消纳能力、大电网安全稳定运行水平和电网投资运行效率，将开启电网智能柔性、经济高效的新模式。储能响应速度快、调节灵活的特点，使其在调峰、调频、缓解阻塞、替代和延缓输配电投资、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面可发挥“四两拨千斤”的作用。区别于独立运行的电源侧、用户侧储能，由于电网侧储能接受电力调度机构统一调控、参与系统全局优化，必将形成储能的系统性、全局性优势，必将产生以储能全局优化调度替代局部运行的价值，必将提升储能的效用和投资效益。因此，电网侧储能的发展代表了电力储能产业高质量发展的方向。
2.4.2 电网侧储能的运营方式
储能在电网侧的作用主要是缓解输配电系统升级改造,以及主动参与调频调压等稳定控制等方面。输配电系统在应对负荷高峰时段或尖峰时段运行时需要投入大量的电力资产,但这部分资产的利用率很低,而且新建、扩建还要面临输电走廊、环境等多方面因素制约。配置储能可以减缓输配电系统的升级改造,其获利模式取决于输配电系统升级改造和储能系统建设与运维之间的成本对比。
储能系统参与电网调频调压,可以増加调频调压容量和控制灵活性,有利于调度运行和系统稳定。如果储能参与自动发电控制( ACC)和自动电压控制( AVC),可以参照常规发电机组,按照可调容量和累计运行时间获得收益。当然,由于储能具有响应速度快,爬坡能力强,可正反向调节等优点,可以加大储能电站的调频调压调用补贴。
2.5 政策与市场环境
2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定电储能设施的成本费用不计入输配电成本。这一规定发布的宏观背景是我国整个实体经济目前面临较大下行压力，政府在做宏观政策决策时，首先希望尽可能降电价。如果把电网企业的电储能投资都计入输配电价这个口子放开，势必会造成输配电价上扬，给终端用户造成一定压力。这是政府出台这一政策的初衷，虽然对储能行业有一定影响，但应该从更大的格局去看待。
虽然电力市场化改革面临许多困难，但总体而言，在推动电力市场建设过程中，应进一步克服体制机制的障碍，比如建立完善的辅助服务市场机制。当前，我国各区域、各省实行的深度调峰辅助服务市场，是解决新能源消纳问题的中国方案。但作为一个市场而言，深度调峰市场的总规模并不大，同时结算上只是在发电厂之间进行资金转移，成本并未很好地传导到用户侧、形成激励用户响应的价格信号。
2.6 储能问题与挑战
政府层面，现在就是没有一个明显的全国的政策来支持储能的发展。电网侧，目前没有采用什么标准、什么流程来做，没有。设备厂家，对我们来说，一寿命、二成本，影响最大。我们期望它有10年的寿命，因为对我们来说，充放电次数影响大，关键是年份和充放电次数，现在都很难达到这个数。成本，都在降低，但是我们分析现在就在一个临界点，希望(成本)再往下降一点，大家基本上都可以进场去投。
技术问题，还是希望把寿命循环次数能提高，就像以后我就希望储能电池和光伏组件一样，能有25年的寿命基本上随便都可以投、都可以做。最后就是电力市场化之后储能的商业模式要做出重大改变，因为电力市场化之后电价基本上是随市场波动的，电价的负荷曲线是由售电公司掌握的，很难用以前的商业模式去衡量以后的商业模式，预计2022年我所有的商业模式就要革新，可能储能站必须和售电公司去合作，不然没有盈利的可能。
3 用户侧案例
3.1 案例概述
举一个用户侧例子，假设使用长沙厂房建设削峰填谷储能项目工程，最大功率1.00MW,每次放电3小时，每天两次，放电深度80%，则容量为（1MW×3/80%）3.75MWh。项目配置1台1MW/3.75MWh的集装箱式磷酸铁锂电池储能组，电池集装箱配置两台500kW PCS，PCS出线经1000kVA箱变后接入至10kV开关柜，开关柜出线接入厂区10kV电网完成并网。
3.2 储能电池系统
3.2.1 电池单元
储能是通过物理或化学手段将电、热等形式的能量储存起来，在出现用能需求时释放的过程。目前化学储能技术主要包括铅酸电池、铅炭电池、氧化还原液流电池、钠硫电池、铁锂电池。表3.2-1是铅碳电池与锂电池比较情况：
表3.2-1铅碳电池与锂电池比较
本项目储能电站对储能系统需求比容量，效率输出、循环寿命要求较高特点，综合考虑本方案储能电池采用1MW/3.75MWh磷酸铁锂电池进行设计。
3.2.2 电池管理系统
蓄电池作为动力来源，必须串联使用才能达到电压要求，而多个电池串联使用一段时间后，电池内阻和电压产生波动，单体电池的状态差异会逐渐显现出来，不断循环的充放电过程加剧了单体电池之间的不一致性。电池成组后，大功率充放电时，电池组发热，在电池模块内形成一定的温度梯度，使各单体电池工作时环境温度不一致，将削弱单体电池间的一致性，降低电池组充放电能力。
为确保电池性能良好，延长电池使用寿命，必须对电池进行合理有效地管理和控制。电池管理系统（Battery Manage System，BMS）对电池组的使用过程进行管理，对电池组中各单体电池的状态进行监控，可以维持电池组中单体电池的状态一致性，避免电池状态差异造成电池组性能的衰减和安全性问题。
BMS通过测量，获取电池的工作状态，并把这种状态显示出来。紧急情况下，利用声光手段来提醒使用者，使得电池工作在“合理区域”，从而延长电池的使用寿命。危险情况下，自动采取措施，避免事故的发生。另外为电池提供能量均衡功能，提高电池的“有效储能”，进而延长放电时间。
3.2.3 电池系统布置
集装箱的主要任务是将锂电池、通讯监控等设备有机的集成到1个标准的单元中，该标准单元拥有自己独立的供电系统、温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警系统、电气联锁系统、机械联锁系统、安全逃生系统、应急系统、消防系统等自动控制和安全保障系统。
3.2.4 PCS预制仓
1MW逆变设备集装箱1套，内含500kW输出三相三线380V非隔离PCS 2套，单台直流工作电压450-850V，交流额定电压380V [集装箱预制含照明、隔热、防腐蚀、消防器材、接地、散热设计，防护等级IP54,使用寿命＞10年]2)储能系统设备参数要求。
其工作原理为：通过三相桥式变换器，把储能阵列的直流电压变换成高频的三相斩波电压，通过滤波器滤波变成正弦波电流后并入电网。
性能特点：结构紧凑，减少占地面积。支持多机直接并联，可扩展性强，可实现1MW、1.25MW、 1.5MW、2MW、2.5MW集成一体化设计，节省系统成本，满足电网侧、发电侧等场站级场景规模化应用需求。
采用三电平拓扑结构，自主热管理技术，最高效率达99.18% 。并网友好，具备一次调频调压，调峰控制、SVG功能，具备高低穿能力。
3.3电气一次
本工程共配置容量为3.75MWh的蓄电池组1组，500kW储能变流器2台，1000kVA箱变1台。
储能单元由蓄电池-储能变流器-交流汇流柜-变压器构成，3750Wh蓄电池组接入两台储能变流器，PCS出线经1000kVA箱变后接入至10kV开关柜，开关柜出线接入厂区10kV电网完成并网。
4 发电侧案例
4.1 案例概述
发展风电和光伏发电是我国能源发展的重点之一。作为清洁的可再生能源，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。
以一个xx地区10MW地面光伏电站项目为例，配置相应储能系统参与调峰，假设每天都有调度，每天调度两小时，放电深度80%，则电池容量取25MWh（10MW×2/80%=25MW），则本期项目可配置5台2MW/5MWh的集装箱式磷酸铁锂电池储能组，每台电池集装箱配置一台2MW集装箱式储能升压一体机，2MW集装箱式储能升压一体机出线后接入至35kV开关柜，开关柜出线接入35kV电网完成并网。
4.2 储能电池系统
4.2.1 电池单元
储能是通过物理或化学手段将电、热等形式的能量储存起来，在出现用能需求时释放的过程。目前化学储能技术主要包括铅酸电池、铅炭电池、氧化还原液流电池、钠硫电池、铁锂电池。
本项目储能电站对储能系统需求比容量，效率输出、循环寿命要求较高特点，综合考虑本方案储能电池采用1MW/2.75MWh磷酸铁锂电池进行设计。
4.2.2 电池管理系统
蓄电池作为动力来源，必须串联使用才能达到电压要求，而多个电池串联使用一段时间后，电池内阻和电压产生波动，单体电池的状态差异会逐渐显现出来，不断循环的充放电过程加剧了单体电池之间的不一致性。电池成组后，大功率充放电时，电池组发热，在电池模块内形成一定的温度梯度，使各单体电池工作时环境温度不一致，将削弱单体电池间的一致性，降低电池组充放电能力。
为确保电池性能良好，延长电池使用寿命，必须对电池进行合理有效地管理和控制。电池管理系统（Battery Manage System，BMS）对电池组的使用过程进行管理，对电池组中各单体电池的状态进行监控，可以维持电池组中单体电池的状态一致性，避免电池状态差异造成电池组性能的衰减和安全性问题。
BMS通过测量，获取电池的工作状态，并把这种状态显示出来。紧急情况下，利用声光手段来提醒使用者，使得电池工作在“合理区域”，从而延长电池的使用寿命。危险情况下，自动采取措施，避免事故的发生。另外为电池提供能量均衡功能，提高电池的“有效储能”，进而延长放电时间。
4.2.3 电池系统布置
集装箱的主要任务是将锂电池、通讯监控等设备有机的集成到1个标准的单元中，该标准单元拥有自己独立的供电系统、温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警系统、电气联锁系统、机械联锁系统、安全逃生系统、应急系统、消防系统等自动控制和安全保障系统。
4.2.4 集装箱式储能升压一体机
2MW集装箱式储能升压一体机5套，包含集成储能变流器、升压变压器、环网柜、测控柜、集装箱、智能就地监测系统等在内的10套MW级集装箱式储能升压一体化系统，配合电网调度中心、EMS系统打造电网输配电侧智能化的、具备快速响应能力的电力调节系统。
其工作原理为：通过三相桥式变换器，把储能阵列的直流电压变换成高频的三相斩波电压，通过滤波器滤波变成正弦波电流后并入电网。
产品特点
节省投资
“储”、“变”一体化部署,结构紧、降低建设、维护成本最大可支持4合PCS直接并联,节省变压器采购成本;PCS、变压器共用低压断路器,节省设备成本。
高效发电
FCS、变压器铜排搭接,降低系统损耗;高效地MPPT跟踪功能。
功能全面
支持储能、虚拟同步机接口；具备并网充放电、离网独立逆变功能。
5用户侧财务评价
5.1财务评价的基础数据
假设用户侧储能项目系统功率1MW，每天充放电各3小时，每天循环两次，放电深度80%，电池循环次数约5000次，每年有效运行天数为350天，则总装机容量为（1MW×3/80%=）3.75MWh，经营期（5000/（350×2）≈7）7年。
假设储能系统成本为1.85元/Wh，其中电池集装箱成本1.07元/Wh（电池成本0.8元/Wh）、pcs双向变流器成本0.31元/Wh、其他设备0.198元/Wh、施工和其他费用0.272元/Wh。
项目静态投资（1.85元/Wh×3.75MWh=）693.75万元。
5.2销售收入及利润
（1）峰谷价差收入
根据xx省现行电网销售电价表（见表一）和峰谷时间电价表，本项目可采用峰尖时刻放电，谷平时刻充电的方式赚取峰谷电价差。
湘发改价商〔2019〕407号
尖峰电价（不含增值税） 0.8937 元/kWh
高峰电价（不含增值税） 0.7937 元/kWh
平段电价（不含增值税） 0.6437 元/kWh
低谷电价（不含增值税） 0.4437 元/kWh
由此可得，每天峰谷电价收入为（（0.8937-0.6437）+（0.7937-0.4437））×3×1000kW=1800元/天，则全年以运行350天计，首年峰谷价差收入为63万元。
（2）需量电费减免
当大工业用户逐月缴纳电费的时候,电费清单包括两个部分。
第一是可视电量,即计量电表抄表数值,是企业当月实际用电负荷。
第二部分是针对变压器收取的需量电费,也叫基础电费,不管你用不用电,这部分电费都是要固定缴纳，针对需量电费缴纳,电力公司给出两种选择：
一是按照变压器容量收取,假设项目厂区是大工业用户且装了台5MVA的变压器,每月按照固定容量费20元/kVA.月（来源于表一）收取,即每月固定缴纳10万的容量费。
二是按照厂区月最大负荷收费(按需收费),假设厂区是大工业用户且每月负荷都在2-3MW之间,最大3MW计算，xx需量费为30元/kW月（来源于表一）,则每月缴纳的需量电费为9万。
如果该用户侧以最大负荷收取需量电费，假设每月产生了至少1000kW的尖峰负荷,本项目通过及时响应负荷变化从而降低用户侧最大峰值复核的方式来减免厂家缴纳的需量电费。
本储能系统的PCS有10%的长期过载能力。响应峰值负荷时,能量管理系统可准确识别尖峰负荷,并向电池发出调度,储能系统可释放至少1100kW的功率以抵消尖峰负荷冲击。按照储能系统每月削减1100kW测算,储能系统每月为业主减少1100×30=33000元的容量费。运行7年共减少33000×12×7=277.2万元的容量费。
（3）小结
储能电站年均放电量为196.64万kWh（平均功率×每天放电时间×年运行天数）,平均电价差（（（0.8937-0.6437）+（0.7937-0.4437））/2=）0.3元/kWh,年均峰谷电差收入约为196.64万kWh×0.3元/kWh=59.00万元，电站运行7年峰谷电价差收入413.00万元。减少需量电费277.2万元。静态投入（3750MWh×1.85元/MWh=）693.75万元，假设每年运维成本是静态投入的4%，那每年的运维成本693.75×4%=27.75万元，7年运维成本194.25万元。
收入：413+277.2=690.2万元
投入：693.75+194.25=888万元
5.3总结
用户侧包含收益方式：
一、峰谷差价收入，电站运行（5000/（350×2）≈7）7年峰谷电价差收入490.37万元。
二、需量电费管理收入，假设电站是大工业用户，则7年可以减少277.2万元的需量电费。
三、深度调峰收入和短时响应调峰收入，根据xx能监办印发 《xx省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》（x监能市场[2020]39号）文件中提到：满足技术标准、符合市场相关条件的10MW及以上的储能电站参与调峰，储能电站按最高0.5元/kWh的价格报价提供电价补助以及相应的。
在可行情况下，上述3种收益方式可相互叠加实现收益最大化，但一般来说单独的用户侧储能只包含前两种收益（一般用户侧储能很少达到10MW的规模），以前述案例计算，不考虑税收与企业所得税，运行期间总共收益为277.2+490.37=767.57万元。
而该项目静态投入加上运维共投入888万元，项目实际处于亏损状态，不建议投资。
附表 储能收益测算表
6、发电侧财务评价
6.1财务评价基础数据
根据xx能监办印发 《xx省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》（湘监能市场[2020]39号）文件中第三章深度调峰交易第十五条 第三点提到：储能电站报价上限为500元MWh。储能电站如按序被调用,中标价格为该交易时段该储能电站报价。
文件第六章紧急短时调峰交易第七十三条紧急短时调峰交易的卖方包括以下市场主体：
(一)满足技术标准、符合市场相关条件的10MW及以上的储能电站;
(二)满足市场相关条件、已接入精准切负荷系统、一次切负荷有功功率达10MW及以上的用户；
第六章紧急短时调峰交易第七十七条卖方申报增减有功功率分档设区问,各功率区间在不同的保证时间段内分别设置报价上限：
假设储能电站参与调峰，储能电站报价按最高0.5元/kWh且每天都有调度，每天调度两小时，系统功率10MW，电池放电深度80%，则电池容量取25MWh（10MW×2/80%=25MWh）。
假设储能系统成本为1.75元/Wh，其中电池集装箱成本1.07元/Wh（电池成本0.8元/Wh）、pcs双向变流器成本0.265元/Wh、其他设备0.184元/Wh、施工和其他费用0.231元/Wh。
项目静态投资（1.75元/Wh×25MWh=）4375万元。
6.2 销售收入及利润
假设储能电站收入参与调峰的补贴，补贴按最高0.5元/kWh算。
项目每天中午12:00到2:00充电两小时，晚上7:00到9：00放电两小时，根据计算，储能系统成本为1.75元/Wh，其中电池集装箱成本1.07元/Wh（电池成本0.8元/Wh），电池容量（10MW×2/80%=25MWh）25MWh共需投资（电池容量×储能系统成本=25MWh×1.75元/Wh=4375万元）4375万元，其中磷酸铁锂电池集装箱成本（1.07元/Wh×25MWh=2675万元）2675万元。电池循环次数约5000次，以每天充放电各一次，每年有效运行天数为350天，共可运行5000/350≈14.28年。
（1）调峰补贴收入
该储能电站每年参与调峰（10MW×2h/天×350天=）700万kWh，运行14.28年共参与调峰9996万kWh。参与调峰补贴0.5元/kWh，每年获得补贴（700万kWh×0.5元/kWh=）350万元，运行14.28年共获补贴（9996万kWh×0.5元/kWh=4998万元）4998万元。
（2）调峰服务费
根据xx能监办印发 《xx省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》（湘监能市场[2020]39号）文件第二十四条 为有效、合理调控深度调峰服务总费用,设置调节系数K,取值范围0-2,市场运行初期K值暂取1,K值可根据市场运行实际情况进行调整。
深度调峰服务费计算公式：
(三) 储能电站深度调峰服务费=K∑(交易时段储能电站深度调峰电量×中标价格)
其中,深度调峰电量为储能电站按调度指令充电时实际发生的充电电量。
第二十七条 深度调峰成本分推计算公式:
某市场主体深度调峰成本分摊费=(交易时段内该市场主体上网电量×Ki)/Σ(交易时段内各市场主体上网电量×Ki)×交易时段内全网深度调峰服务费。
根据上述政策可知，储能电站深度调峰服务费=K∑(交易时段储能电站深度调峰电量×中标价格)，假定K值取1，即K=1。调峰服务费就是补贴。假定有十个电站参与调峰，调峰成本分摊费就是由这十个电站分摊，成本分摊费是给省调和结算中心得人工费用，费用不多，可以忽略不计。
（3）小结
储能电站共需要投资（1.75元/kW×25MW=4375万元）4375万元，每年获得补贴（700万kWh×0.5元/kWh=）350万元，储能电站运行期间14.28年共收入350万元×14.28=4998万元。
项目回收期4375/350=12.5年。所以第13年可收回成本。
6.3、总结
发电侧案例参与深度调峰和短时响应调峰，储能电池寿命14.28年，不考虑税收与企业所得税，第13年可收回成本。补贴中标价格不一定达到最高0.5元/kWh，调峰不一定每天都有，补贴收益的不确定性也很大。若再加上税收与企业所得税，在电站运行14.28年期间收不回成本，是亏损状态。
因此不建议投资该储能项目。
7、总结
储能有发电侧、电网侧和用户侧3种，收益来源也有3种，分别是峰谷价差，需量电费（仅针对于大工业用电）及调峰调度费，3种收益可以多种叠加。
一、根据湘监能市场【2020】39号文件，这是非常有利于光伏等发电侧储能的，相当于深度调峰充电/紧急短时放电是增收收益（0.5元—0.6/kWh），在特殊条件下有可能叠加，该种调峰收益的不确定性也非常大，1是因为仅xx省调能够计算服务费及成本分摊费；2是因为调峰跟电网当时的供求关系有关，3是因为每天都需要竞价且是最低价才能中标，则中标价格与中标单位也是不确定的；但是可以确定的是若在光伏侧或者风电侧能够储能并且参与调峰，是额外可以增收的，假设参10MW/25MWh的储能参与1天2小的短时放电调峰，文件中提到10MW到20MW之间补偿最高为0.5元/kWh,假定调峰中标价格为0.5元/kWh，则一天可额外增收10MW×2小时×0.5元/kWh=10000元。
二、假定储能在用户侧，则储能容量需要10MW以上，且需要享受尖谷价差与紧急短时调峰（深度调峰充电价格太高，补贴不够覆盖充电成本）2种收益（仅峰谷价差收益，不足以有效回收成本）；假设不计入服务费及成本分摊费，每天充放电1次，每天都参与调峰，调峰中标价格为0.5元/kWh，使用寿命（5000/350≈14）14年，储能（磷酸铁锂）成本为1.75元/wh，则不考虑税收与企业所得税，需要12.5年才能回成本，若考虑税收与企业所得税，在电站运行14年期间收不回成本。
三、需量电费收益，这种是针对于大工业用户且是使用最大需量结算方式与电网结算的，这种小概率用户有可能出现峰谷价差、需量电费及调峰调度费3种收益，理论上是具备投资回报率的，但需量电费收益不确定性与调峰调度费收益一样，不确定性也非常大。
四、文件对电网侧的储能是有利的，充电费用低，调峰费用高。
国内储能行业已处在风口上，若想实现爆发性增长，从短期来看，需要扶持政策的刺激；从中长期看，技术突破方是唯一路径。国家一直在推动储能发展，未来必定会出更多利好政策；虽然目前储能收益不高，但未来可期。
