案例分析
9.6kWp光伏电池板
采用两台三晶SUnfree 5K 混合逆变器
接入12V，200Ah胶体电池24节，每12节电池分4节串连后3串并连装入电池箱，接入一台逆变器。
理论上每组电池电池储存电量4×12V×200Ah×3=28.8kWh。两组电池理论储存电量57.6kWh。
为了延长电池使用寿命，设置放电深度70%，电池放电效率约为94%。电池实际可放电量为57.6kWh×0.7×0.94=37.9kWh。
假设居民用电按照70%峰时，20%平时，10%谷时。加权电价约为0.827元/度。
如果这些电量全部来自光伏及储能。也就意味着采用储能，每度电收入为0.827元。
关于成本以及收益
相信看了上面的介绍后，很多人会问到关于储能系统的造价以及收益模型等?在这里笔者要说的大实话就是，目前储能系统的成本较高，成本模型可以写成：电站大小*并网系统成本(约6元/瓦)+需存储的电量(kW·h)*1800(元)，其中后半部分为蓄电池成本(不包括电池更换)。(以上成本不包含安装)
以广州10kW的储能电站为例，从广州供电局了解，居民可以选在阶梯电价还是峰谷电价，而电池的成本主要在购买与更换时的成本，基本不用维护。在并网售电方面，光伏储能优先满足自用，发电卖电不存在峰值电价，都是执行脱硫煤标杆电价(各省不同)。另外用电，存电、卖电设置需要混合逆变器来完成。纯并网逆变器无此功能。
那么一套光伏系统的成本与收益具体是怎么样的呢?一起来看下：
1、广州居民用电估算：假设单户用电量650度
1)采用峰谷电价：
假设利用建设10kW光伏储能来满足家庭用电需求。10kW系统，全年满发小时数1100小时，预计发电11000度
全年自用电：650度/月×12月=7800度
全年卖电：3300度 卖电电价为0.453元/度，卖电收益1494.9元
全年收入：6714.9元
2、储能蓄电池成本
若采用低成本的铅炭电池储能，单位投资1200元/度，放电深度设置为70%，放电效率设置为0.94。
采用12V 200Ah 铅炭电池 4串3并共12节。首次电池投入需要成本36480元。
铅炭电池放电曲线如下图(25℃)DOD为70%时，循环次数约为4000次。但电池在低于0℃或高于40℃时，其性能受到很大影响。因此我们预估循环次数3000次，可使用约8年。
25年电池总成本约为10万元
25年度电成本约为0.5元
可以看出，目前储能的度电成本还是比较高的，不过对于那些对成本不是那么敏感的业主还是可以选择安装的。
可是技术是快速发展的，电池成本正在快速的下降，看下图磷酸铁锂电池储能系统技术经济性变化趋势。
根据上表的价格趋势，如果通过储能在用户侧进行峰谷差价套利(arbitrary)，那么锂离子电池系统目前已经接近该应用模式的技术经济拐点。
工商业储能到达临界点
根据CNESA储能项目库对中国储能项目的追踪统计，江苏、和广东等省份成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多、用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，利用储能削峰填谷拥有较为可观的套利空间。
那么收益如何计算呢?假设工厂每年开展生产300天，根据计算公式：静态投资回收期=(电池容量*单位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用电量*峰谷价差)/300，约定企业安装电池容量等于其平均每日高峰期用电量，可以看出在不考虑维护成本前提下，投资回收期只与储能系统一次性投入成本和峰谷价差有关。
以广东省峰谷价差0.86元/kWh为例，采用不同的电池技术，计算各自的投资回收成本。
光储结合，赚钱效益更加
很多企业都在推广光伏+储能的产品，这在澳洲电力市场化交易成熟和欧洲电价较高的海外广受欢迎，随着我国储能技术的快速发展，在江苏、广东等峰谷电价差较高的地方，利用储能进行峰谷电价差进行套利，也是可行的方案，那么光伏+储能都有啥好处呢?
1、提高自发自用比例
最新的分布式光伏管理方案可能要求自发自用比例达到50%以上，受制于电站下面工厂开工的不稳定性等因素，加持工商业储能，可以完美的提高自发自用比例，达到分布式光伏自发自用的上网标准，还能节省更多的电费。
2、削峰填谷套利
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。
部分省市2016年工业用电平均峰谷电价及价差
3、提高电网友好性
站在更加长远的角度为分布式光伏的持续获得电网支持，有了储能之后，光伏发的电不再是垃圾电，而是稳定可靠的清洁能源，电网会大力支持带有储能的分布式电源入网。
光伏+储能，两者在工商业平价上网和削峰填谷套利方面，都到了赚钱的临界点，部分项目可以结合两者的优势，进行互补。
