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

.............................17 ii （一） 探索微电网隔墙售电，创新新能源消纳模式 ........................... 17 （二） 提高峰谷电价差，增强微电网项目经济性 .............................. 17 （三） 微电网与多领域项目协同发展 ............................... 及收益分析 项目的实际收益情况如下：发电上网电价 0.3545 元 / 千瓦时，峰谷价差 0.6 元 / 千瓦时，平均用电成本 0.7 元 / 千瓦时，使用年限均按 15 年计。年发电上网量 650 万千瓦时，售电 227.5 万元；年发电自用量 23 万千瓦时，节省用电消费 16.1 万元；储能 设备峰谷套利，按充电 0.2203 元 / 千瓦时，日充电 100 千瓦时，放电 0.8283 年电力价格水平。 情景二：动态情景，即储能系统和充电桩系统到期后，按照最近市场平均成本更新， 2024 年以前电力价格采用 2019 年电力价格水平，2024 年起采用最新电价政策。 表 2.2：陕西省峰谷电价 时间段 时间段 2019 年 4 月 2019 年 4 月 2024 年 7 月 2024 年 7 月 电费单价（元 � 千瓦时） 电费单价（元 � 千瓦时） 电费单价（元 � 千瓦时）

� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 6 01 二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态 � � 9 02 分时电价政策动态调整加快，现货价格对分时电价的指导作用凸显 � � � � � � � 16 03 省级电力零售市场建设加强，用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势， 云南省全容量并网新能源项目执行燃煤发电基准价的电量比例 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 图表26 2024年青海和宁夏发电项目价格峰谷浮动比例 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 图表27 各地新能源参与电力现货市场对比 2024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势 图表2 面向市场参与者的十大趋势汇总 按市场或价格 组成 电能量 01 二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态 02 分时电价政策动态调整加快，现货价格对分时电价的指导作用凸显 03 省级电力零售市场建设加强，用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势， 批零价格有效传导是发展方向 输配电 04 输配

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

员进行数据分析。 尖峰谷平分析 尖峰谷平分析主要实现统计各设备在不同时间段的能耗数据、计算尖峰谷平不同时刻 的能耗占比以及峰谷比，峰谷比值越小，则表示峰值时刻用电较低，峰谷比值越大， 则表示峰值时刻用电较高。 解决方案实践 神州信息低碳智慧园区可视化运营管理平台解决方案实 践 3 实施步骤 文档版本 1.1 (2024-04-26) 版权所有 © 华为技术有限公司 10 图 3-6 尖峰谷平分析 能耗分析

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

多因素共驱 微电网 潜力凸显 电价上涨 ： 企业用电降 本需求持续增强 > 电力价格市场机制持 续完善 ， 代理购电价 格上涨 > 电力峰谷价差扩大 、 电价上涨 电力改革 ： 企业微电网盈 利 模式多样化 > 新能源允许参与电力市场 > 负荷聚合商、 虚拟电厂和 新能源微电网等新兴市场 主体参与现货市场交易 降低充电设备对局部电网的冲击； > 降低站内配电变压器容量； > 实现源荷最高匹配效能。 微电网能量管理系统 序号 系统组成 运行模式 控制逻辑 1 市电 + 负荷 + 储能 峰谷套利 根据分时电价 ，设置晚上低价时段充电、白天高价时段放电 ，根据峰谷价差进行套利 2 需量控制 根据变压器的容量设定值 ，判断储能的充放电 ，使得变压器容量保持在设定容量值以下 ，降低需量电费 3 动态扩容 对于出现大功率的设备 发电收益统计 ( 补贴收益、 并网收益 ) > 辐照度 / 风力 / 环境温湿度监测 > 并网电能质量监测及分析 > 系统综合数据： 电参量数据、 充放电量数 据、 节能减排数据； > 运行模式： 峰谷模式、 计划曲线、 需量 控 制等； > 统计电量、 收益等数据； > 储能系统功率曲线、 充放电量对比图， 实 时掌握储能系统的整体运行水平。 微电网能量管理 系统 储 能 监 控