光伏储能并网成本

据《北极星太阳能光伏网》估计，按当前配储比例，分布式光伏单瓦成本增加0.5元左右。 分布式光伏项目配置储能导致投资成本大幅增加，和得到的收益不成正比，导致投资回报周期延长。 一般来说，一个地区的储能想要拥有盈利能力，最好同时拥有两个特点，1、两充两放；2、峰谷电价差大于0.7元/千瓦时。 其中，不包含分布式光伏的用户侧储能项目，峰谷价差超过0.7元/kWh被视作一个必备的前提条件，低于0.7元这个分界线，就会陷入收回成本的周期过长、甚至是无法收回成本，沦为“赔本买卖”的尴尬境地。 一旦储能与光伏搭配后，这一峰谷价差需更大，才能同时满足储能以及光伏的盈利需求。光伏+储能项目成本如何计算?》），那么 “光伏+储能” 项目的成本又该如何计算呢？ 假设一座 100MW 的光伏电站，需要按20%进行配储才能满足并网条件，则所需储能电池容量为 100*20%=20MWh，依照适用性最高的 2h 作用时间尺度储能系统为例，则需配置一座 10MW/20MWh 的储能电站。. 什么是光伏高压并网?光伏高压并网，通常指光伏电站通过升压变压器将电能送入高压电网。 这种方式适用于大型光伏电站，其优势在于传输距离远、损耗小。 相对而言，低压并网则多见于 分布式光伏系统 ，直接将电能并入低压配电网，具有投资小、建设周期短的特点。 二、设备成本分析 在设备成本方面，高压并网需要更多的高压电气设备，如高压开关柜、升压变压器等，这些设备不仅单价高昂，而且安装和维护成本也相对较高。 而低压并网则主要使用低压电气设备，其成本相对较低。 此外，高压并网还需考虑电网接入费用，包括接入申请、审批、建设等一系列费用，这也是一笔不小的开支。 三、建设成本对比 在建设成本上，高压并网由于涉及到高压线路的架设和变压器的安装，因此土地占用、施工难度和工期都会相应增加，进而推高了建设成本。. “光伏+储能”系统并网后净电力需求的波动性如何优化?研究进一步以“光伏+储能”系统并网后净电力需求的波动性为优化目标，结合光伏出力、储能设备充放电特征等约束条件，在电网尺度构建了逐小时优化模型，以量化“光伏+储能”系统的并网潜力。 研究结果表明，“光伏+储能”并网潜力有望在2030年和2060年达到5.2PWh和7.2PWh，且“光伏+储能”与需求侧具备更好的兼容性。 同时，“光伏+储能”具备成本竞争力，全国平均度电成本在2030年和2060年分别为0.25元/千瓦时和0.12元/千瓦时。 图3 “光伏+储能”并网潜力（A）及成本（B）. 光伏发电成本如何变化?光伏发电成本已由发展障碍转变为竞争优势，2021年我国78.6%的技术潜力已实现与煤电平价或低价上网，全国范围内的平价上网将在2023年前实现。 图2 光伏发电供给曲线（A）及光伏发电与煤电价格比较（B）