，0.5283元/度，2760千瓦時(shí)<年用電量≤4800千瓦時(shí)
，0.5783元/度
，年用電量>4800千瓦時(shí)，0.8283元/度
，燃煤脫硫電價(jià)是0.391元/度。
從表中可以看出 ，大工業(yè)用電峰谷價(jià)差是0.7558元/度
，普通工業(yè)用電峰谷價(jià)差是0.9342元/度
，已具有投資價(jià)值，居民用電峰谷價(jià)差是0.2元/度
，目前還沒有投資價(jià)值。
江蘇省光伏儲(chǔ)能電站設(shè)計(jì)
假設(shè)某工業(yè)廠房
，峰值負(fù)載功率為200kVA
，工廠是早上8點(diǎn)開工，下午18點(diǎn)收工
，開工期間功率沒有大的波動(dòng)
，18：00到22：00有時(shí)加班
，功率在50kVA以下
，一天的用電量在1800度左右，一年工作時(shí)間為280天左右
。根據(jù)江蘇的電價(jià)情況
，我們先設(shè)計(jì)一個(gè)普通工業(yè)用電光伏并離網(wǎng)儲(chǔ)能系統(tǒng)。
組件選用500塊300W單晶雙面組件
，共150kW，預(yù)計(jì)平均每天可以發(fā)500度電
，逆變器選用古瑞瓦特HPS150kW并離網(wǎng)一體機(jī)
，輸出功率188kVA，蓄電池采用250V節(jié)2V2000AH的鉛炭電池
，總?cè)萘?000度
。
儲(chǔ)能逆變器各階段工作狀態(tài)如下：
在電價(jià)谷值00：00時(shí)：電網(wǎng)給蓄電池充電
，充到80%為止
，早上有光照時(shí)，光伏方陣給蓄電池組充電
，直到8.00為止;
在電價(jià)峰段8：00-12：00時(shí)：蓄電池和組件通過(guò)逆變器
，以恒功率150kW給負(fù)載供電，4小時(shí)消耗600度電
，放電深度約0.6;
在電價(jià)平段12：00-17:00時(shí)：光伏方陣給蓄電池組充電;
在電價(jià)峰段17:00-18:00：蓄電池和組件通過(guò)逆變器，以恒功率150kW同時(shí)給負(fù)載供電
，1小時(shí)消耗150度電;
在電價(jià)峰段18:00-21:00：儲(chǔ)能逆變器單獨(dú)給負(fù)載供電
，一天平均算200度。
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投資收益
1計(jì)算成本
531新政策出臺(tái)后
，組件和逆變器等設(shè)備廠家下降了價(jià)格
，150kW的光伏電站原材料和安裝成本可降到5.6元每瓦，這樣整個(gè)系統(tǒng)初裝費(fèi)用為84萬(wàn)元
，鉛炭蓄電池是系統(tǒng)最貴的一部分
，也是壽命最短的設(shè)備，目前價(jià)格還沒有大幅下調(diào)
，250節(jié)2V2000AH的蓄電池約90萬(wàn)，總投資174萬(wàn)元
。
2計(jì)算收益
光伏平均每天發(fā)電500度
，自用280天，按1.2928元每度價(jià)格算
，每年收益約為18.1萬(wàn)元;節(jié)假日光伏余量上網(wǎng)為85天
，以脫硫電價(jià)0.391元賣給電網(wǎng)公司，總費(fèi)用為1.7萬(wàn)元。還有峰谷價(jià)差的收益
，假定蓄電池充放電效率為85%
，電價(jià)峰段時(shí)放電450度，電費(fèi)抵扣581.8元
，電價(jià)谷段時(shí)充電560度
，費(fèi)用是200.8元，每年峰谷價(jià)差的利潤(rùn)約10.7萬(wàn)元
。電網(wǎng)停電會(huì)給工廠帶來(lái)較大的損失，停電一小時(shí)
，可能損失幾千到幾萬(wàn)元
，加裝了儲(chǔ)能系統(tǒng)，還可以做為備用電源使用
，估計(jì)一年算2萬(wàn)左右
，這樣每年的利潤(rùn)約32.5萬(wàn)元，約5.35年收回投資
。
6年后鉛碳電池報(bào)廢
，回收價(jià)值約18萬(wàn)
，6年后鋰電池成本約1200元一度電
，到時(shí)再投資100萬(wàn)，還可以使用10年
，第二次大約3.5年收回成本
，還有6.5年純收益
。
江蘇省經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，光照資源條件較好
，目前電價(jià)相對(duì)較高，峰谷價(jià)差大
，政府對(duì)儲(chǔ)能也大力支持
，在江蘇省推廣工商業(yè)光伏儲(chǔ)能大有可為，前景看好
。
來(lái)源(中國(guó)能源網(wǎng)) 作者(中國(guó)能源網(wǎng))
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