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【#赤峰市4.7级地震已致千余人受灾# 】北京时间2021年10月15日5时10分，赤峰市阿鲁科尔沁旗发生4.7级地震，宏观震中位于赛罕塔拉乡（东经120.24度，北纬44.20度），震源深度10公里。截至2021年10月15日11时，共发生4次余震，无人员伤亡报告。其中，阿鲁科尔沁旗共有7个苏木乡镇43个嘎查村受灾，涉及384户1060人，936间房屋、8间仓房、14间棚圈出现裂缝。目前，电力、交通等保障正常。https://t.cn/A6MppGEM
光伏、储能、光储投资性分析和对比
我国已宣布2030年前实现碳达峰、2060年实现碳中和。2030年非化石能源消费比重将达到25%。为确保完成这一政策目标，绿色能源成为主体电源，2030年风电光伏装机规模超过国家承诺的12亿千瓦下限已是共识。这意味着，高比例新能源应用已经成为我国电能输送、配用、消纳的主要场景，而储能是实现并保障高比例电力系统安全、稳定、可靠和高效的强力支撑。从应对气候挑战的战略层面看，储能是支撑“3060”大目标的关键技术，它不止是实现并保障高比例新能源在电力系统的应用，对整个电力系统能量平衡和功率平衡以及建设电力冗余，进而提高系统效率、降低用电成本具有“革命性”的贡献。
安装光伏和风电发电，可以直接减排，是实现碳达峰和碳中和的主力军，而安装储能，可以提高光伏和风电在电网的比例，减少弃风弃光比例，可以间接减排，目前光伏系统和储能系统成本较低，并且在持续下降，投资光伏既有利益，又可响应国家号召，为环保做一份贡献。
下面分析，光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点，投资经济性对比。
例-以深圳某工业厂房为例
该地区高峰时段电价1.0249元/度（9:00—11:30、14:00—16:30、19:00—21:00），平时段电价0.6724元/度（7:00—9:00、11:30—14:00、16:30—19:00、21:00—23:00），低谷时段电价 0.2284元/度（23:00—次日7:00），该工厂平均负载功率为800kVA,工厂是早上8点开工，下午18点收工。一年工作时间为280天左右。以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投，光伏发电或者储能用于抵消电费开支，没有计算资金的货款成本，以及税金和租金等各种开支。
图片
01-光伏并网发电
特点：光伏并网系统，负载优先使用太阳能，当负载用不完后，多余的电送入电网，当光伏电量不足时，电网和光伏可以同时给负载供电，光伏发电依赖于电网和阳光，当电网断电时，逆变器启动孤岛保护功能，太阳能不能发电，负载也不能工作；系统输出功率和光照同步，和电网峰平谷电价没有关系。
根据该公司屋顶可装光伏和面积，负载用电负载功率和用电情况，安装一个500kW的光伏电站，开工期间光伏用电可以全部自用，正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网，以脱硫电价0.453元卖给电网公司，经过综合计算，自发自用比例为80%，余电上网比例为20%。
按照2021年的光伏电站安装行情，整个系统初装费用为240万元。500kW在深圳地区，平均每年发电50万度，峰段占比最大，约为24万度，按1.025元每度价格算，每年收益约为24.6万元，平段约为16万度，按0.6724元每度价格算，每年收益为10.8万元,余量上网比例为20%为10万度，以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总收入为4.5万元，加起来约为40万元，大约6年收加投资。
02-光伏储能系统
相对于并网发电系统，光储系统增加了充放电控制器和蓄电池，系统成本增加了30%左右，但是应用范围更宽。
一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出，减少电费开支；二是可以电价谷段充电，峰段放电，利用峰谷差价赚钱；三是当电网停电时，光伏系统作为备用电源继续工作，逆变器可以切换为离网工作模式，光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。
上述的项目，在光伏电站增加一个储能系统，光伏继续安装500kW，设计一套250kW储能系统,配备一台250kW的PCS双向储能变流器，1000kWh储能锂电池，整个光储系统初装费用为420万元，光伏平均每年发电50万度，由于安装储能，可以调节光伏电量输出时间，计划安排30万度在电价峰值时功率输出，每年收益约为30.8万元，10万度为平段时间输出，每年收益为6.7万元，20%节假日以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总收入为4.5万元，利用峰谷0.8元每度的价差，每天充电800度，充放电效率算0.85，在高峰期放640度，一年约14.2万元；电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装储能系统，可作为备用电源使用，一年估算4.5万左右，每年收益60.7万，大约6.9年收回投资。
上述的项目，根据负载平均功率和光伏峰值功率的容量差距，再改动一下，光伏减少为400kW，储能改为250kW/1250kWh，整个光储系统初装费用为390万元，光伏和储能所有的电改为全部在电价高峰值放出，周末光伏的电除了自用之外储能起来，只有长假期间才送到电网，光伏平均每年发电40多万度，有350天可以全部在电价高峰值放出，大约为38万多度，每年收益约为39万元，2万度电以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总收入为0.9万元，利用峰谷0.8元每度的价差，每天充电1250度，充放电效率算0.85，在高峰期放1060度，一年收益约22.5万元，夏天停电时，光储可以工厂持续供电3-4小时，大大增加用电的可靠性，加上储能还可改善功率因素，减少变压器扩容费用，一年估计能增加6.5万,每年收益68.9万, 大约5.7年收回投资.
03-用户侧储能系统
该系统主要设备是双向储能逆变器和蓄电池，电价谷时充电，电价峰时充电，电网停电时，作为后备电源使用。还是上述的项目，我们设计一台500kW的PCS双向储能变流器，2000kWh蓄电池，整个系统初装费用为180万元。
利用峰谷价差充放电，效率算0.8，设计高峰期放1600度，总的价差约1180元，一年算280天约33万元；电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装储能系统，可做为备用电源使用，一年估算5万左右，全部相加约38万元，大约4.7年可以收回投资。
★综合对比
从上表看出，三个方案投资收益有差别，峰谷价差达0.8元的储能系统成本回收期最短，防逆流的并网和光储能系统1回收期稍长，但储能系统寿命短，从全生命周期上看，光伏系统加上储能，并扩展储能系统的应用范围，投资收益最好，最具有发展前景。
我国已宣布2030年前实现碳达峰、2060年实现碳中和。2030年非化石能源消费比重将达到25%。为确保完成这一政策目标，绿色能源成为主体电源，2030年风电光伏装机规模超过国家承诺的12亿千瓦下限已是共识。这意味着，高比例新能源应用已经成为我国电能输送、配用、消纳的主要场景，而储能是实现并保障高比例电力系统安全、稳定、可靠和高效的强力支撑。从应对气候挑战的战略层面看，储能是支撑“3060”大目标的关键技术，它不止是实现并保障高比例新能源在电力系统的应用，对整个电力系统能量平衡和功率平衡以及建设电力冗余，进而提高系统效率、降低用电成本具有“革命性”的贡献。
安装光伏和风电发电，可以直接减排，是实现碳达峰和碳中和的主力军，而安装储能，可以提高光伏和风电在电网的比例，减少弃风弃光比例，可以间接减排，目前光伏系统和储能系统成本较低，并且在持续下降，投资光伏既有利益，又可响应国家号召，为环保做一份贡献。
下面分析，光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点，投资经济性对比。
例-以深圳某工业厂房为例
该地区高峰时段电价1.0249元/度（9:00—11:30、14:00—16:30、19:00—21:00），平时段电价0.6724元/度（7:00—9:00、11:30—14:00、16:30—19:00、21:00—23:00），低谷时段电价 0.2284元/度（23:00—次日7:00），该工厂平均负载功率为800kVA,工厂是早上8点开工，下午18点收工。一年工作时间为280天左右。以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投，光伏发电或者储能用于抵消电费开支，没有计算资金的货款成本，以及税金和租金等各种开支。
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01-光伏并网发电
特点：光伏并网系统，负载优先使用太阳能，当负载用不完后，多余的电送入电网，当光伏电量不足时，电网和光伏可以同时给负载供电，光伏发电依赖于电网和阳光，当电网断电时，逆变器启动孤岛保护功能，太阳能不能发电，负载也不能工作；系统输出功率和光照同步，和电网峰平谷电价没有关系。
根据该公司屋顶可装光伏和面积，负载用电负载功率和用电情况，安装一个500kW的光伏电站，开工期间光伏用电可以全部自用，正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网，以脱硫电价0.453元卖给电网公司，经过综合计算，自发自用比例为80%，余电上网比例为20%。
按照2021年的光伏电站安装行情，整个系统初装费用为240万元。500kW在深圳地区，平均每年发电50万度，峰段占比最大，约为24万度，按1.025元每度价格算，每年收益约为24.6万元，平段约为16万度，按0.6724元每度价格算，每年收益为10.8万元,余量上网比例为20%为10万度，以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总收入为4.5万元，加起来约为40万元，大约6年收加投资。
02-光伏储能系统
相对于并网发电系统，光储系统增加了充放电控制器和蓄电池，系统成本增加了30%左右，但是应用范围更宽。
一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出，减少电费开支；二是可以电价谷段充电，峰段放电，利用峰谷差价赚钱；三是当电网停电时，光伏系统作为备用电源继续工作，逆变器可以切换为离网工作模式，光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。
上述的项目，在光伏电站增加一个储能系统，光伏继续安装500kW，设计一套250kW储能系统,配备一台250kW的PCS双向储能变流器，1000kWh储能锂电池，整个光储系统初装费用为420万元，光伏平均每年发电50万度，由于安装储能，可以调节光伏电量输出时间，计划安排30万度在电价峰值时功率输出，每年收益约为30.8万元，10万度为平段时间输出，每年收益为6.7万元，20%节假日以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总收入为4.5万元，利用峰谷0.8元每度的价差，每天充电800度，充放电效率算0.85，在高峰期放640度，一年约14.2万元；电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装储能系统，可作为备用电源使用，一年估算4.5万左右，每年收益60.7万，大约6.9年收回投资。
上述的项目，根据负载平均功率和光伏峰值功率的容量差距，再改动一下，光伏减少为400kW，储能改为250kW/1250kWh，整个光储系统初装费用为390万元，光伏和储能所有的电改为全部在电价高峰值放出，周末光伏的电除了自用之外储能起来，只有长假期间才送到电网，光伏平均每年发电40多万度，有350天可以全部在电价高峰值放出，大约为38万多度，每年收益约为39万元，2万度电以脱硫电价0.453元卖给电网公司，总收入为0.9万元，利用峰谷0.8元每度的价差，每天充电1250度，充放电效率算0.85，在高峰期放1060度，一年收益约22.5万元，夏天停电时，光储可以工厂持续供电3-4小时，大大增加用电的可靠性，加上储能还可改善功率因素，减少变压器扩容费用，一年估计能增加6.5万,每年收益68.9万, 大约5.7年收回投资.
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利用峰谷价差充放电，效率算0.8，设计高峰期放1600度，总的价差约1180元，一年算280天约33万元；电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装储能系统，可做为备用电源使用，一年估算5万左右，全部相加约38万元，大约4.7年可以收回投资。
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