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）

...................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

采用“先缴 后返”模式，陕西、山西按50%减免。 (2)降本效果：豁免政策可使度电成本下降0.10-0.15元，直接提升项目 IRR1.5-3 个百分点，非豁免省份充电成本将吃掉30%-50%峰谷价差收益，大幅削弱项 目经济性。 4.新能源配储强制要求(2026年全面执行) 延续2025年政策导向，进一步强化配储刚性，未配储或不达标项目，不受理并 网、不纳入消纳计划，倒逼新能源项目配套储能落地。 (1)容量电价：保底收益，占项目总收益30%-50%,解决“盈利不稳定”痛点， 提供基础现金流保障。 (2)电能量市场：弹性收益，占比30%-40%,2026年用户侧分时电价与现货市 场挂钩，峰谷价差有望扩大至0.8-1.2元/kWh, 套利空间提升。 (3)辅助服务：增值收益，占比10%-20%,调频、调峰、备用等补偿标准提升， 构网型储能收益优势明显。 2.合规层面：门槛提升，“纳规+达标”是前提 的3倍，长时储能成为盈利关 键。 2、是否豁免输配电价/系统费(权重25%):非豁免省份充电成本抬升0. 10- 0.15元/kWh, 吃掉30%-50%峰谷价差收益，直接导致项目IRR 下降1.5-3个百分点， 是区域选址的核心考量因素。 3、峰谷电价差/电力现货价格(权重20%):电能量市场核心收益来源，价差≥ 0.7元/kWh项目具备基础经济性，≥1元/kWh回收期可缩至5-6年，≤0.5元/kWh则

15% 配储，满足 2 小时 /1 小时配置需求，预计发电侧累计装 机可达 420GWh，按照平均 1.3 元 /Wh 计算，资金累计需求约 5500 亿元。工商业侧（用户侧 / 表后）：以 21 个峰谷电价差大于 0.7 元 /kWh 的省份为测算基础，按 80% 工业大户、20% 日电量存储比例，至 2030 年 工商业储能装机约 3800GWh，对应总资金需求可达 6 万亿元。电网侧：由于分区间调峰、区域间功率支撑等 项目收益的关键在于电力现货 市场、容量市场（或容量补偿）以及辅助服务市场的成熟度。从各地进展来看，现 货市场和容量补偿推进较快的省份，投资收益表现明显优于其他地区。例如山东、 内蒙古等地，现货峰谷价差与容量补偿均已落地，独立储能项目 IRR 可达 7%-16%， 投资吸引力显著提升。辅助服务市场方面，尽管国家已出台相关规则（如 196 号 文 3），但不同地区的品种开放、考核口径和交易机制仍有较大差异，部分省份辅助 网侧 / 集中式） 和表后市场（用户侧 / 工商业与户用 / 分布式）之间存在显著分化。表前市场更侧 重于容量补偿、现货交易与辅助服务的政策支持，是近期政策推动和市场投资的重点。 表后市场则以峰谷套利、需量控制、需求响应和虚拟电厂等多元机制为主，受地区 分时电价、负荷结构和地方激励政策影响较大，经济性和收益表现波动性更强。 随着电力市场化改革深入和区域政策加快落地，储能收益结构由价差套利单一

� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 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

，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）

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