峰谷源储能系统方案 M 综合体储能方案 镇江峰谷源储能系统设计研究有限公司 一、 概述.......................................................................................................................................1 1.1 工程概况........ ...........................................................................................1 1.3 **峰谷电价情况............................................................................................... ............................................27 第 1页 一、概述 1.1 工程概况 M综合体每年耗电量巨大，属于一般工商业供电范畴，执行**的峰谷电价政策，因此，考虑 建设储能系统进行移峰填谷，将商场高峰期用电转移到低谷期，降低商场的用电费用，提高商 场的供电质量。 1.2 标准和规范 《DL/T 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件》

..................................... - 12 - 2.2 峰谷价差变化趋势及特点 ................................................................... - 13 - 2.3 峰谷时序和时长的变化趋势及特点 ...................................... 年之前，用户侧储能一直都是国内储能最主要的应用领域。2023 年以来，在浙江、江苏、广东等峰谷价差较大的沿海地区，用户侧储能市场再次 迎来新的发展，以交直流一体化储能电柜为代表的产品得到广泛开发应用，使得 用户侧储能项目在小型工商业企业中得到快速布局。 2025 年，用户侧储能市场正在从传统峰谷价差较大的沿海地区扩展至安徽、 重庆、河南、四川、湖南等中部地区，布局于大工业用户、单体规模超过 超过 100MWh 的大型项目数量大幅增加，成为推动用户侧储能市场装机增长的主要力量。与此 同时，在各地工商业电价的频繁调整的大背景下，基于峰谷价差套利的用户侧储 能项目投资收益模式也正在面临更大的风险和不确定性。 图 1 2023 年至 2025 年 10 月用户侧储能市场月度新增装机规模和数量 数据来源：寻熵研究院统计分析。 0 50 100 150 200 250

...................48 7.4 国家政策引导可再生能源的风电和光伏分布式电源补贴退坡 ................. 48 7.5 电能量市场暂未体现日内用电峰谷的价格差异 ................................49 7.6 起步阶段的辅助服务市场暂不能支撑相关综合能源服务开发................50 7.7 务改革试点亟需拓展盈利途径；（2）合同能源管理的政策支持步伐稍显滞后；（3）开 展合同能源管理的综合能源服务企业资质审核不完善；（4）基于园区增量配电网依靠补 贴运营可再生分布式电源的模式不可持续；（5）电能量市场暂未体现日内用电峰谷的价 格差异，综合能源服务运营模式受限；（6）起步阶段的辅助服务市场暂不能支撑相关综 合能源服务开发；（7）分布式交易平台试点迟迟未定；（8）综合能源服务技术储备和 用户能源管控意识仍较弱。 参与的电能量市场包括中长期（年、月、周）电能量交易、日前（对下一日）电能 量交易和实时电能量交易，发电企业与用户直接确定交易价格，并向电网企业交付核定 的输配电费用。电能量市场价格随供需变化而产生峰谷价差，实现通过市场价格手段引 导电力供需平衡的目的。 参与的辅助服务市场是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常 电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。包括

储能设施可在电价较低时充电、电价较高时放电，将电价较高时段的电力需求 转移至电价较低的时段实现，从而在不改变用户行为的前提下，帮助用户降低 整体用电成本。 （3）有利于提高企业用电可靠性 本工程建设储能系统，在平时利用峰谷电价差获取经济效益。同时，储能 系统也可作为电力用户的备用电源，在电网供电不足时或电网故障时向用户供 电，从而提升供电可靠性。 9 （4）符合国家政策 当前国家陆续出台了多项储能政策，推进储能产业的发展。一些地方政府 低于变压器容量和高压电 动机容量总和的 40%时，按容量总和的 40%核定合同最大需量；对按最大需 量计费的两路及以上进线用户，各路进线分别计算最大需量，累加计收基本 电费。 （2）峰谷分时电价 峰谷分时电价是指根据电网的负荷变化情况，将每天 24 小时划分为高峰、 平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，以鼓励用电客户 合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。 储能系统充放电方式 本工程是在上海嘉定联东建设一套 3MW/12MWh 的仓储式储能系统。在 电价较低时段进行充电，电价较高时段进行放电，利用厂区用电的峰谷价差获 取利润，同事也是厂区重要设备的应急备用电源。 为了充分利用嘉定联东用电的峰谷价差，根据上海市最新电价政策，在非 夏季，峰平谷时段依次为：谷-平-峰-平-峰-平-谷，共有两个峰时段，因此最多 可以循环两次；在夏季，峰平谷时段一次

，负荷转移 • 提高可靠性和电能质 量 • 节省电费 通过光伏发电改造进行储能 ，增加新能源投入能耗占比 ，通过电池进行储能 ，减少碳排放指标。 储能系统 消除尖峰负荷 应急供电 动态扩容 峰谷套利 储能系统 储能系统项目由户外储能一体 机完成 户外储能一体机通过后台监控 设置，设置 PCS 给电池充放电 时间，在 23:00-7:00 期间系统 给电池充电，在 10:00-15:00 1606 峰 值 负 载 储 能 供 电 容 量 （ KWH ） 1228.308 峰 值负 载 储能 供 电比 率 0.69 首 年一 次 充放 电 电费 峰谷套 利 （元 ） 439651 系 统寿 命周期 内 电费 峰谷套 利 总和 ( 元 ) 5961607 电 池系 统 标称 容 量（ Kwh ） 1605.632 初始总成本单价（预估， 以实际为准） （含税元 /WH ） 有补贴成本回收期（年） 3.4 第一次充放电： 日峰值电量（ Kwh ） 1770 峰值电费（尖峰加权） ( 元 / Kwh) 1.3871 谷值电费 ( 元 /Kwh) 0.3658 峰谷电费差 ( 元 /Kwh) 1.0213 电池系统循环次数 5000 电池 5000 次循环后剩余容量 80% 电池容量年衰减率 1.4600% 电池容量年剩余容量率 98.5400% 系统寿命（年）

调节能力，新能源利用率不低于90%。 广西：新能源电量消纳占比不低于总用电量的20%，调节能 力应不低于整体用电侧负荷的20%（2h）。 内蒙古：不低于15%（4h）储能，从公网受电电力峰谷差 率不高于新增负荷自然峰谷差率，须建设调控平台。 02 源网荷储一体化友 好性评估方法 一级指标 二级指标 三级指标 绿电消纳合 规性 绿电占比 本地直供绿电电 量占比 整体绿电电量占 比 公网受送电力峰谷差率 18% 8 储能本地放电量 0.51亿kWh 9 其他灵活负荷电量 0.39亿kWh 10 灵活负荷电量占比 32.1% 主要技术指标汇总结果 园区级源网荷储一体化典型规划方法 5、源网荷储一体化规划生产模拟  典型日电力交换值占负荷的比值约 为15%-18%，考虑到该地典型日的负 荷峰谷差率约为65%，因此本次方案的 公用电网受（送）电的电力峰谷差率低 于地区上一年度负荷自然峰谷差率70% 于地区上一年度负荷自然峰谷差率70% 以上。 调峰结果说明 春季典型日系统运行方式 夏季典型日系统运行方式 秋季典型日系统运行方式 冬季典型日系统运行方式 04 园区级源网荷储一 体化实施路径 1 2 3 4 方案编制及申报 • 邀请专业机构编制项目报告、项目申请书、规划报告等 ，作为立项依据。 1、项目组织及建设 园区级源网荷储一体化实施路径 方案论证及评估纳规

在创新市场机制与价格信号引导方面，应大力发展绿电交易市场，使新能源环境价值 市场化。同时，健全辅助服务市场与成本疏导机制，建立“谁产生、谁承担，谁受益、谁 付费”的市场化循环。此外，通过拉大峰谷价差等方式，强化分时电价的价格信号引导作 用，鼓励用户侧储能发展。 在加强关键技术攻关与产业支撑方面，建议设立省级能源科技重大专项，通过“产学 研用”深度融合，支持超大型抗台风风电机组、柔性直流输电、海上风电制氢等关键技术 （2）工业园区微电网用户聚集程度高、负荷规模大且相对平稳，多包含冷热电联供， 形成综合能源微网，可建设以分布式光伏、储能为主的微电网，分布式电源优先满足园区 用电需求，不足部分通过外部电网补充。结合峰谷电价机制，进一步降低用能成本。与城 市能源电力系统更为高效互动，有效缓解城市电网的供电压力，提高城市电网的可靠性 与韧性。 （3）海岛微电网多考虑依托海岛新能源作为海岛供电的补充电源，并配置包括柴油 电网发展的 主要因素之一。 一是微电网政策指引不明晰，影响微电网规范发展。电价政策、补贴政策和市场交易 方面的支持细则和机制尚未落实，福建省在 2023 年调整了峰谷价差等电价政策，调整后 尖峰时段仅在 7-9 月执行，峰谷价差系数也降低，而微电网难以通过参与电力辅助服务等 方式获取更多收益。严格按照标准建设的微电网，建设成本高于同等条件下的输配电网， 采用直接并网方案比采用微电网方案

建设储能，综合储能按照用电侧负荷的 20% 、 2 小时配套调节能力。 内蒙古：原则上应配置不低于新能源规模 15% （ 4 小时）的储能装置，或具备同等水平 的调峰能力，保证从公用电网受电电力峰谷差率不高于新增负荷自然峰谷差率。 山东：一体化项目应根据企业自身需求，自愿合理配置储能，不得作为独立主体参与 电力市场交易。 源网荷储一体化发展现状 6 、典型要求 02 03 05 04 01 59.4% 3 外购绿电电量 0.7 亿 kWh 4 可再生能源消费占比 100% 5 弃电量 / 弃电率 0.32 亿 kWh / 9.1% 6 储能配置比例 58.5% 7 公网受送电力峰谷差率 18% 8 储能本地放电量 0.51 亿 kWh 9 其他灵活负荷电量 0.39 亿 kWh 10 灵活负荷电量占比 32.1% █ 通过覆盖全年 8760 小时的生产模拟，计算结果见图表。 秋季典型日系统运行方式 冬季典型日系统运行方式 调峰结果说明 l 典型日电力交换值占负荷的比值约 为 15%-18% ，考虑到该地典型日的负 荷峰谷差率约为 65% ，因此本次方案 的公用电网受（送）电的电力峰谷差率 低于地区上一年度负荷自然峰谷差率 70% 以上。 5 、源网荷储一体化规划生产模拟 园区级源网荷储一体化典型规划方法 农场东、农场西、海上 DF1 、海上 DF2

平、促进多种能源优化 互补的重要支撑技术，储能的重要性和应用价值也在《关于推进“互联网+”智慧能 源发展的指导意见》中得到体现。 电池储能系统在电网中的作用主要体现在以下几个方面:1)减小负荷峰谷差， 提高系统效率和设备利用率。如果电力系统能够大规模地储存电能，即在晚间负荷 低谷时段将电能储存起来，白天负荷高峰时段再将其释放出来，就能在一定程度上缓解 负荷高峰期的缺电状况，提高系统效 400kW 以 上的，在电价谷时段（0:00 到 8:00）功耗稳定在 200 到 400kW 之间，具 有明显的峰谷特性; 2. 厂区负荷除了周日及节假日，其工作日运行曲线较为规律。 ****电力设备厂有限公司用电负载具有较好的储能负载消纳水平，故可设 置集装箱储能系统进行峰谷运行，具有较好的经济效益。 日逐时负荷 2018 年 4 月 2018 年 8 月 2018 年 12 月 的设备系统。根据********电力设备厂有限公司用电负荷数据可知，厂 区负荷有明显的峰谷特性，本项目接入********电力设备厂有限公司后， 低谷充电，峰时放电， 可进行 1 天充放 1、5 次，实现削峰平谷。 2019 年 7 月 1 日起，广东省****大工业用电峰谷电价表如下: 表 2-9****用电峰谷电价表 1）根据该用户的负荷特性，结合****的峰谷电价，确认储能系统运 行方式，如下表所示: 图 2-10

规模： 50MW/100MWh 功能：虚拟同步控制、跟踪发电计划、 支持二次调频 投运时间： 2018.12 美国南加州新能源储能电站 规模： 70MW/70MWh 功能：能源整合，系统调频，峰谷套利 投运时间： 2020.03 典型案例介绍 / 电源侧 储有恒，能无界 宁德时代致力于为全球提供一流储能解决方案，自主研发的锂电储能系统应用于电力生产、传输和消费领域，助力优化能 功能：新能源消纳、调峰、调频 投运时间： 2020.01 38 江苏淮安水泥厂储能电站 规模： 3MW/12MWh 功能：峰谷套利 投运时间： 2018.12 北京国贸大厦储能项目 规模：一期 250kW/600kWh 二期 750kW/1.9MWh 功能：商业大厦峰谷差价套利 投运时间： 2018.06 光储充检智能充电站 规模： 250kW/500kWh 功能：新能源汽车快充；电池在线检测；储能服务，降 ，增加收益；可再生能源整合 苏州工业园区智能电网主动配电网示范工程 规模： 1.5MW/3MWh 功能：削峰填谷、后备电源 投运时间： 2018.10 张家港水泥厂储能电站 规模： 8MW/32MWh 功能：峰谷套利 投运时间： 2019.08 移动能源车 规模： 250kW/500kWh 功能：应急供电及重要负荷的不间断供电； 灵活多场景应用，随时随地接入 典型案例介绍 / 用户