案例分析
9.6kWp光伏電池板
采用兩臺三晶SUnfree 5K 混合逆變器
接入12V，200Ah膠體電池24節，每12節電池分4節串連后3串并連裝入電池箱，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，設置放電深度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。
假設居民用電按照70%峰時，20%平時，10%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。也就意味著采用儲能，每度電收入為0.827元。
關于成本以及收益
相信看了上面的介紹后，很多人會問到關于儲能系統的造價以及收益模型等?在這里筆者要說的大實話就是，目前儲能系統的成本較高，成本模型可以寫成：電站大小*并網系統成本(約6元/瓦)+需存儲的電量(kW·h)*1800(元)，其中后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)
以廣州10kW的儲能電站為例，從廣州供電局了解，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。在并網售電方面，光伏儲能優先滿足自用，發電賣電不存在峰值電價，都是執行脫硫煤標桿電價(各省不同)。另外用電，存電、賣電設置需要混合逆變器來完成。純并網逆變器無此功能。
那么一套光伏系統的成本與收益具體是怎么樣的呢?一起來看下：
1、廣州居民用電估算：假設單戶用電量650度
1)采用峰谷電價：
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度
全年自用電：650度/月×12月=7800度
全年賣電：3300度 賣電電價為0.453元/度，賣電收益1494.9元
全年收入：6714.9元
2、儲能蓄電池成本
若采用低成本的鉛炭電池儲能，單位投資1200元/度，放電深度設置為70%，放電效率設置為0.94。
采用12V 200Ah 鉛炭電池 4串3并共12節。首次電池投入需要成本36480元。
鉛炭電池放電曲線如下圖(25℃)DOD為70%時，循環次數約為4000次。但電池在低于0℃或高于40℃時，其性能受到很大影響。因此我們預估循環次數3000次，可使用約8年。
25年電池總成本約為10萬元
25年度電成本約為0.5元
可以看出，目前儲能的度電成本還是比較高的，不過對于那些對成本不是那么敏感的業主還是可以選擇安裝的。
可是技術是快速發展的，電池成本正在快速的下降，看下圖磷酸鐵鋰電池儲能系統技術經濟性變化趨勢。
根據上表的價格趨勢，如果通過儲能在用戶側進行峰谷差價套利(arbitrary)，那么鋰離子電池系統目前已經接近該應用模式的技術經濟拐點。
工商業儲能到達臨界點
根據CNESA儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統計，江蘇、和廣東等省份成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經濟發達，工商業園區多、用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀的套利空間。
那么收益如何計算呢?假設工廠每年開展生產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，約定企業安裝電池容量等于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。
以廣東省峰谷價差0.86元/kWh為例，采用不同的電池技術，計算各自的投資回收成本。
光儲結合，賺錢效益更加
很多企業都在推廣光伏+儲能的產品，這在澳洲電力市場化交易成熟和歐洲電價較高的海外廣受歡迎，隨著我國儲能技術的快速發展，在江蘇、廣東等峰谷電價差較高的地方，利用儲能進行峰谷電價差進行套利，也是可行的方案，那么光伏+儲能都有啥好處呢?
1、提高自發自用比例
最新的分布式光伏管理方案可能要求自發自用比例達到50%以上，受制于電站下面工廠開工的不穩定性等因素，加持工商業儲能，可以完美的提高自發自用比例，達到分布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
根據國家電網數據，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，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
部分省市2016年工業用電平均峰谷電價及價差
3、提高電網友好性
站在更加長遠的角度為分布式光伏的持續獲得電網支持，有了儲能之后，光伏發的電不再是垃圾電，而是穩定可靠的清潔能源，電網會大力支持帶有儲能的分布式電源入網。
光伏+儲能，兩者在工商業平價上網和削峰填谷套利方面，都到了賺錢的臨界點，部分項目可以結合兩者的優勢，進行互補。
