看报道：  一次充电量200兆瓦时（20万千瓦时），可满足1000户家庭一个月用电，年可消纳新能源电量1亿千瓦时：一年充放电500次？白天光电充电半夜风电充电？太理想化了吧，这里我认为至少需要打个六折。总投资4.38亿元，就当你能用10年，年折旧也有4380万元，摊到1亿（未打折）度电，度电成本也有0.438元。看来煤炭价格翻倍之后经济上才可行？

传统储能系统每个储能单元配置PCS储能变流器和电池堆（ 通过硬导线串/并联连接在一起，共用AC/DC转换设备的电池单体集合），须采用变压器升压以后接入大电网。如下图：

图片源于互联网

从在电网侧已经实施的大规模储能项目应用情况来看，传统的电池储能方案具有电池系统安全问题突出，电池堆内电池单体并联数量过多，电池容量利用率偏低、温度难以保持一致，且电站内单套系统容量小、单系统输出电压低、功率小，变压器和多， 系统效率偏低，系统间协调困难，调度响应时间过长的问题，难以满足电网紧急调度使用需 求。

另外，电池模组在充放电过程中会释放大量的热量，集装箱式的储能装置内部元件集成度高，散热空间有限，在长时间使用情况下，会引起元器件性能降低，影响供电系统 的稳定性，因此储能集装箱的散热设计对系统运行的稳定性和安全性具有重要的意义。现有的储能集装箱散热设计较为简单，集装箱内的通风风道及风口的设计单一，容易引起电 池包散热不均，而由于在温度变化情况下特性容易改变，会影响供电效果，造成不必要的经济损失和安全风险。

高压级联储能系统，主要包括高压柜、进线柜、启动柜、电抗柜、储能集装箱、EMS 监控柜和PCS主控制柜，储能集装箱内设有储能系统、PCS柜、消防柜和用于给集装箱通风散热的通风系统；

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高压级联储能系统通过无变压器模式接入交流电网，用户侧是否无需向供电部门缴纳基本电费了呢？欢迎留言讨论。

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九月的老父亲

重庆大学 建筑与土木工程硕士

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国内储能目前主要有大储和小储两种主要模式，户储暂时没得市场；Ps：大储=电源侧+电网侧（国外称表前储能）；小储=用户侧（分为工商业、备电，主要是工商业储能，国外称表后储能）；

为了方便大家看，我直接说成本数据：储能系统单价0.8-1.2元/Wh，EPC单价1.4-1.6元/Wh；

这个数据大差不差，别再去看其他人给你分析一堆了。（更新时间2023年9月）

Ps：最近电芯价格下降比较多（因为产能过剩，各电芯厂自杀式对外报价清库存），系统价格基本上被打到1.2元/Wh以下了；

1 国内大储（独立储能/共享储能）

国内大储市场主要是风光电场配储，电网侧调峰调频辅助服务带来的。其收益模式主要集中在容量租赁、调峰市场/现货市场，，政府补助，容量补偿等；

目前，大部分的地方大储收益模式仅仅在于调峰+政府补助，于是以青海为首搞出了“共享储能电站”概念。其本质就是N个新能源发电场站，租赁共享一个独立储能电站，以实现其强制配储的指标。

然而，卖方测算中，有一个关键指标“出租率”被很多外行给有意无意地忽视了，他们基本会将其设置为100%出租，实际上这个数值低于30%。其次是，因为较低实际出租率，所以租赁单价也在大幅萎缩，达不到政府提的建议单价。

在典型的收益组合中，仅靠是完全算不过来帐的，所以很多电站会在前期规划的时候，考虑容量租赁+调峰；

现在资方也不是傻子，知道以上组合还是不保险。于是一门心思向政府要补贴，越多越好。其本质就是大储算账真的太难了。

我测算过一个直辖市200MWh的电站，在考虑30%出租率，250元/kWh单价，叠加调峰市场时，政府补助基本要达到5000万以上，才能达到资方8%的定案要求；

目前，国内在大储走得比较前的是山东、湖南、广西等地方，各地也在疯狂参考人家的内容，创新政策模式。

整体来讲，因为储能这个行业和当地电网运行、政策导向强相关，每个地方的测算结果差异还是比较大的。同样的收益模型，在不同的地方的收益率会出现明显的差距，这主要就是看当地政策的支持强度了。

2 国内小储（工商业）

工商业储能主要的收益就是峰谷套利，别无其他。不要再听啥备电、需求响应、之类的瞎忽悠了。要实现这些功能，一是条件极度严苛，二是有可能会折损峰谷套利的收益，得不偿失。

决定峰谷套利的关键因素有两个：分时电价差和负荷曲线；

分时电价差这个很多人都知道了，经验数据≥0.7元/kWh。但这玩意怎么测出来的，我保持中立态度，因为我看了很多说这个的，BUG不是一点点，这就不展开了。

现在国内很多省份都知道工商业储能难做，集成厂商跑一年跑不出几个单子的情况太正常了；

于是，很多地方采取了向“两充两放”充放策略的做峰谷形状；价差也不断拉大，我记得没错的话，上海的尖峰价格在1月的时候达到了1.8元/kWh，大于1元/kWh，我当时看到这个直接吓尿了。IRR直接拉爆到15%以上。

在峰谷价差满足的情况下，很多项目又困于另一大配储条件：负荷曲线与是否匹配？

很多企业三班倒，没日没夜的搞产能，结果就是负荷曲线是一条“冷漠”的水平线。。。

这会导致，变压器没得容量给储能设备充电，充不进去，何谈放出来套利。

除了以上，工商业配储还得考虑设备占地、并网接入等限制因素，最后就是要解决安全性的问题；

另外，市面上很多厂家吹自己设备循环8000次以上，这因为目前没人能验证，导致很多测算模型里面，是完全不考虑电芯更换的成本的。什么用15-20年，我统称大忽悠；

总结

目前的，结合政策很多地方能算过来帐，但在测算的过程中，有意无意地忽略掉了很多影响因素；

资方大多数反映过来了，所以会找政府疯狂要补贴，政府为了推动储能的战略，也在大储、工商业出了很多补贴政策；

储能目前和几年前的光伏一样，政策导向；

等到系统成本再度下降，政府补贴就会没了，到时候就会和现在的光伏一样，毕竟行业里面把储能当作光伏的儿子。。。。