531新政已下達兩個多月時間，“控制光伏新建規模、降低補貼強度”等政策要點已經落地執行，成為無法改變的事實。光伏市場需求急遽下降，在光伏行業的猛烈震盪中，
儲能尤其是光充儲日益成為備受關注的焦點，越來越多的人認為，其會成為新的發展風口。據不完全統計，全國34個省份中，共有16個省份發佈了峰谷電價表，包括北京、上海、天津、河北、廣東、江蘇、浙江、山西等。據業內人士測算，若峰谷價差超過0.8元，儲能光伏電站的盈利模式可觀，特別是用電量大的工商業企業。
在政策方面，2017年10月，《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺，指明瞭“十三五”、“十四五”期間儲能的發展目標：第一階段實現儲能由研發示範向商業化初期過渡，第二階段實現商業化初期向規模化發展轉變。緊隨國家政策，江蘇等地紛紛跟進落實細則，吹響儲能商業化號角。
在7月2日，國家發改委下達的《關於創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》中明確，加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷；省級價格主管部門可建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行範圍。通過擴大峰谷電價差為儲能的發展提供利好的市場機制。
據預測，2018年~2019年，儲能市場正式迎來爆發“元年”；2025年我國儲能裝機可達60GW，市場規模將超過1000億;到2050年儲能裝機突破超過200GW，市場規模將超2萬億元。
那麼，光伏儲能有哪些類型？有哪些商業模式？有哪些投融資模式？成本收益又如何呢？國際能源網/光伏頭條在文中進行詳盡梳理分析，希望給予諸位一些有價值且值得探討的儲能精要內容。
一、儲能系統的類型
根據不同的應用場合，太陽能光伏儲能發電系統分為離網發電系統、並離網儲能系統、併網儲能系統和多種能源混合微網系統等四種。
1、光伏離網發電系統
光伏離網發電系統，不依賴電網而獨立運行，應用於偏僻山區、無電區、海島、通訊基站和路燈等應用場所。系統由光伏方陣、太陽能控制器、逆變器、蓄電池組、負載等構成。光伏方陣在有光照的情況下將太陽能轉換為電能，通過太陽能控制逆變一體機給負載供電，同時給蓄電池組充電；在無光照時，由蓄電池通過逆變器給交流負載供電。
圖1、離網發電系統示意圖
光伏離網發電系統是專門針對無電網地區或經常停電地區場所使用的，是剛性需求，離網系統不依賴於電網，靠的是“邊儲邊用”或者“先儲後用”的工作模式，乾的是“雪中送炭”的事情。對於無電網地區或經常停電地區家庭來說，離網系統具有很強的實用性，目前光伏離網度電成本約1.0-1.5元，相比並網系統要高很多，但相比燃油發電機的度電成本1.5-2.0元，更經濟環保。
2、並離網儲能系統
並離網型光伏發電系統廣泛應用於經常停電，或者光伏自發自用不能餘量上網、自用電價比上網電價貴很多、波峰電價比波谷電價貴很多等應用場所。
圖2、並離網發電系統示意圖
系統由太陽電池組件組成的光伏方陣、太陽能並離網一體機、蓄電池組、負載等構成。光伏方陣在有光照的情況下將太陽能轉換為電能，通過太陽能控制逆變一體機給負載供電，同時給蓄電池組充電；在無光照時，由蓄電池給太陽能控制逆變一體機供電，再給交流負載供電。
相對於併網發電系統，並離網系統增加了充放電控制器和蓄電池，系統成本增加了30%左右，但是應用範圍更寬。一是可以設定在電價峰值時以額定功率輸出，減少電費開支；二是可以電價谷段充電，峰段放電，利用峰谷差價賺錢；三是當電網停電時，光伏系統做為備用電源繼續工作，逆變器可以切換為離網工作模式，光伏和蓄電池可以通過逆變器給負載供電。
3、光伏併網儲能系統
併網儲能光伏發電系統，能夠存儲多餘的發電量，提高自發自用比例，應用於光伏自發自用不能餘量上網、自用電價比上網電價價格貴很多、波峰電價比波平電價貴很多等應用場所。系統由太陽電池組件組成的光伏方陣、太陽能控制器、電池組、併網逆變器、電流檢測裝置、負載等構成。當太陽能功率小於負載功率時，系統由太陽能和電網一起供電，當太陽能功率大於負載功率時，太陽能一部分給負載供電，一部分通過控制器儲存起來。
圖3、 併網儲能系統示意圖
在一些國家和地區，之前裝了一套光伏系統，後取消了光伏補貼，就可以安裝一套併網儲能系統，讓光伏發電完全自發自用。併網儲能機可以兼容各個廠家的逆變器，原來的系統可以不做任何改動。當電流傳感器檢測到有電流流向電網時，併網儲能機開始工作，把多餘的電能儲存到蓄電池中，如果蓄電池也充滿了，還可以打開電熱水器。晚上家庭負載增加時，可以控制蓄電池通過逆變器向負載送電。
4、微網儲能系統
微網系統由太陽能電池方陣、併網逆變器、PCS雙向變流器、智能切換開關、蓄電池組、發電機、負載等構成。光伏方陣在有光照的情況下將太陽能轉換為電能，通過逆變器給負載供電，同時通過PCS雙向變流器給蓄電池組充電；在無光照時，由蓄電池通過PCS雙向變流器給負載供電。
微電網可充分有效地發揮分佈式清潔能源潛力，減少容量小、發電功率不穩定、獨立供電可靠性低等不利因素，確保電網安全運行，是大電網的有益補充。微電網可以促進傳統產業的升級換代，從經濟環保的角度可以發揮巨大作用。專家表示，微電網應用靈活，規模可以從數千瓦直至幾十兆瓦，大到廠礦企業、醫院學校，小到一座建築都可以發展微電網。
圖4、光伏微網儲能系統示意圖
二、儲能系統設計和配置
以下以並離網儲能系統為例：
1、那麼如何去設計一個儲能系統呢？
可以看到，與併網系統相比較。逆變器要改為混合型逆變器，即併網和離網儲能一體功能的機器。同時要增加儲能蓄電池。
2、如何為儲能系統選配蓄電池呢？
由於設計的是離併網一體儲能系統，負載用電可以由電網作為後備。那麼蓄電池的選擇可以根據計劃儲存的能量來確定。例如，計劃配置可以儲存10度電的蓄電池，該如何選擇呢？10度電，即10 kWh，也就是10000VAh。
電池額定電壓：48V
電池放電效率取94%
考慮到電池壽命和性能，計算時採用鋰電池電池的放電深度（80%）。
鉛酸電池的放電深度一般在50%~70%。
1）選用鋰電池
計算所得電池容量
鋰電電池常規規格48V，50Ah，可以選用6並聯，總容量300Ah。
2）選用鉛酸電池
鉛酸電池放電深度取50%。
需要12V，100Ah鉛酸電池20節，進行4串5並連接，總容量500Ah。
這時，大家也許會有疑問：為什麼鉛酸電池發電深度只有50%？
從循環此事與放電深度的關係曲線圖中可見，放電深度為50%，當有效容量變為60%時。循環充放電次數約500次。按照一天一次充放電，電池壽命不到兩年。所以適當增大電池容量，減小放電深度，可以延長電池的使用壽命。
三、儲能蓄電池成本
從目前市場競爭格局來看，鋰電池和鉛蓄電池佔據大部分電化學儲能市場。電化學儲能載體是各種二次電池，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池和液流電池等。
先計算成本，儲能系統主要設備是儲能雙向變流器，儲能蓄電池和配套的電費等設備，目前大型的儲能蓄電池價格有所下降，鋰電池能做到每度1.6元，使用壽命約8-12年，充電效率約88%，鉛炭電池能做到每度0.7元，使用壽命約5-7年，充電效率約85%。儘管商業模式簡單明瞭，但投資回收期仍然很長。
行業資深人士認為，儲能行業的發展還需要更多的產業政策支持，包括稅收、社會資本的接入、併網接入支持等更多有利的組合拳的形式，給市場提供一個良性的發展空間。CNESA 今年4月提供的行業研究白皮書顯示，中國的儲能市場未來3年主要場景分佈中，商用節能佔到27.8%，調峰調頻佔到24.1%，戶用光伏佔到18.5%。在政策上，峰谷電價差未來是否能夠擴大，在較長的投資回收週期中，電力價格的變化將對儲能項目的收益產生重大的影響。
四、儲能的相關政策
據國際能源網/光伏頭條粗略統計，目前山西、江蘇、山東、河北、甘肅、新疆、福建、北京、貴州等省市下發了相關儲能的利好政策；其中，江蘇、山西、北京較為突出：山西已出臺山西省電力輔助服務市場化建設試點方案，江蘇規範客戶側儲能系統併網管理，其將為用戶側儲能設備大規模接入電網解除障礙；北京市將在2018年內試點推進一批可再生能源消納、公共建築蓄冷等儲能項目。
五、儲能發展的幾種商業化路徑
1、 動態擴容
我們都知道，變壓器的額定容量在出廠的那一刻起就是固定的，而當電力用戶由於後期某些需求的影響，造成變壓器滿額運行，就要進行擴容，據瞭解，一般地區的擴容費用都非常高，這個時候安裝儲能就可以實現動態擴容，避免花費大量金錢。
2、需求響應
需求響應，說的簡單點，就是用戶根據電網發出的信號，改變負荷曲線的行為。我國的電力負荷曲線有個非常明顯的高峰，實行需求側響應能有效的改善這一現象。用戶的儲能設施參與需求響應後，電網會給一定的補償費用，或者依靠峰谷價差獲得收益。有一點需要注意，參與需求響應是要接受電網的調度。
3、 需量電費管理
想要知道儲能如何參與需量電費管理，首先一定要了解什麼是需量電費，簡單點說，就是大工業客戶針對變壓器收取的電費，而無論是按變壓器的容量收取，還是按最大負荷收費，都無法滿足用戶的峰谷用電負荷特性，而儲能可以進行削峰填谷，改善這一狀況，減少需量電費。
4、配套工商業光伏
隨著光伏補貼的退坡，光伏企業必須尋找新的模式提高收益。工商業光伏+儲能，可以提高自發自用率，從而減輕用戶的電費壓力，同時也可以白天對儲能電池充電，晚上放電，從而賺錢價差。
5、峰谷價差
相信很多人對這個盈利模式一點也不陌生，目前大部分企業的盈利來源就是峰谷價差。峰谷價差是指根據電網的負荷變化情況，將每天24小時劃分為高峰、平段、低谷等多個時段，對各時段分別制定不同的電價水平，以鼓勵用電客戶合理安排用電時間，削峰填谷，提高電力資源的利用效率。
7月2日，國家發改委網站正式發佈《關於創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，文件中說：“加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷。省級價格主管部門可在銷售電價總水平不變的前提下，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行範圍，合理確定並動態調整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。鼓勵市場主體簽訂包含峰、谷、平時段價格和電量的交易合同。利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展。利用現代信息、車聯網等技術，鼓勵電動汽車提供儲能服務，並通過峰谷價差獲得收益。完善居民階梯電價制度，推行居民峰谷電價。”
對於目前的峰谷電價水平，行業普遍認為，推動用戶側儲能行業的發展，峰谷電價差7毛是一個檻。
附江蘇峰谷電價表：
從上圖可以看出，江蘇最大的峰谷價差是0.9342元每千瓦時，當電差達到7毛以上，儲能就有盈利的可能性。峰谷電價差較大的在江蘇、北京等省市。
六、儲能四大商業模式創新
以下為目前應用的幾種合作業務模式，這幾個案例分別代表了不同的業務模式。
業務模式1：電網一次調頻服務儲能模式
像電網一次調頻這樣的儲能服務，該模式是利用了儲能具備“響應迅速、精確跟蹤”的優勢，以及“改善區域電網的暫態頻率”的特性，參與一些電網調度服務，不僅擁有技術上的優勢和成本上的優勢，更在將來有一個積極的社會效應，因為相對來講，它是比較環保的。在成熟的電力的輔助服務市場當中，可以獲得比較穩定的收益，但是隻能經歷一次調頻。目前，短期的1C的放電是沒有問題的，在平常可以做到0.4C左右。
業務模式2：配網側的“增量配網+”儲能模式
第二種業務模式是我們園區的增量配網+儲能服務的模式，像案例當中的無錫新加坡園區用的就是這種模式。
因為園區用電量比較大，相對來講，企業也是比較多的。這裡的儲能電站可實現園區的用電精準化管理和智能化運營，可以使園區符合峰值的平衡，提供智能化節電、應急供電和使用需求側的管理，目前統一面向結算的園區和大型的企業產業園。
然而在國內目前適合做這樣增量配網的園區並不是很多，因為它首先涉及到一個問題：園區裡面的企業是跟誰來進行結算。如果每個公司都是跟供電公司進行結算的話，這樣做起來就比較困難，但是國內也不是沒有，像新加坡工業園園區裡的企業都是跟工業園進行結算的。還有一些大型的企業，佔地幾千畝，它的配電站和變壓器也是分佈在企業的各個地方。投資這樣的儲能電站，對它的電力應用和峰谷電差調峰有較好的經濟效益回報。
並且在這種大型企業內部，還可以通過能源路由器實現各個變壓器之間的互聯互通。因為相對來說每個佔地面積比較大的企業，變電站和變壓器比較分散，但是它每一臺變壓器的功率的需求又不一樣，我們通過內部儲能電站來調配。
業務模式3：IDC“儲能+備電”系統服務模式
系統服務模式是我們針對北京移動做的一個服務。將原本普通的UPS電池換成了儲能電池，將原本固有的容量撤出一部分，做備用電，剩餘的部分拿出來做儲能，這個模式由固定資產轉化為運營資產，成本轉化為收益，UPS的切換時間做到了10毫秒，提供了15分鐘的備用電源的緩衝時間。
業務模式4：“儲能+”優質供電服務
這種模式是可以向高端製造業提供更可靠的供電服務，因為目前國家產業升級比較快，低端向高端轉型，解決用戶的痛點，改善用戶的電能質量，能夠節省用戶的用電，固定資產的投資。
七、儲能不同技術路線經濟測算
雖然目前電池成本無法保證項目9%的收益率，但是可以通過與屋頂光伏、需量電費管理、需求響應等手段結合，達到較好經濟性，提前佈局儲能市場。
鉛炭電池技術路線經濟測算：按照光伏行業廣泛認可的項目投資邊界，全投資收益率大於9%時項目投資具有較好的經濟性，以此為邊界條件對大工業儲能調峰項目進行測算（以江蘇地區為例），使用鉛碳電池技術（每天循環一次），每瓦時投資單價下降至1.12元時，項目具有較好經濟性。
敏感性分析： 目前成本可達到1.5元/Wh，初步具有經濟性，臨近市場化水平
鋰電池技術路線經濟測算：按照光伏行業廣泛認可的項目投資邊界，全投資收益率大於9%時項目投資具有較好經濟性，以此為邊界條件對大工業儲能調峰項目進行測算｛以江蘇地區為例｝，使用鋰電池技術｛一天兩次循環｝，每瓦時投資單價下降至1.28元｛含開發費｝時，項目具有較好經濟性。
模式對比：
八、儲能投融資商業模式創新
儲能從手機電池和手電筒的電池這種小規模的電池到數據機房這種作為備用電源的中規模，應該算是幾十萬投資的備用電源的電站，還有一些UPS備用電源的電站，再到我們這種大規模的已工業園區為主題應用的投資量在幾千萬到幾個億、幾十個億大規模演變的過程。
儲能“投資+運營”商用化模式
“投資＋運營”商用化模式類似於合同能源管理（EPC）模式，通過於客戶簽訂節能服務合同，為客戶提供包括：用電診斷、項目設計、項目融資、設備採購、工程施工、設備安裝調試、人員培訓、節能計量確認和保證等一整套的節能服務，並從客戶進行節能改造後獲得的節能效益中收回投資和取得利潤。
創新的商業模式將用戶端、第三方儲能企業等投資主體、儲能產業基金等金融機構之間形成有效的利益分配機制，加速推進儲能的商用化規模應用。
以下是給全國的幾個主要的城市、電價差比較大的幾個城市來做的分析。
從上表可以看到北京市、上海市、江蘇省、湖北省這幾個城市電價差分別在1.1元、1.01元、還有0.92元還有江蘇省的0.78元，湖北省的0.76元。
為什麼要分析這個電價差呢，因為目前來看，儲能電站走商業化路徑更多的還是要看實際的經濟效益。我們所談到的這種給企業帶來電量質量上的提升，還有作為備用電源相對來講，這樣的需求目前還沒有打開。
上表可以看出，基本上電價差都在0.78元左右，不同電壓等級的電壓差稍有差異。
上面是我們的充電策略：從0點——早上8點在充電，早上8點——中午12點是一個放電過程。
1MWH儲能
=150+50萬元投資
=33萬度/年儲能電力
=282噸二氧化碳減排
=26.4萬元電費收入+補貼收入
=10年穩定的IRR
=1標準櫃（13.71*2.458=33.7㎡2.89）
以上是我們的投資經濟性分析：1兆瓦時的儲能投資規模在200萬元左右，其中150萬元是電池的成本，其他50萬元是基建的成本，包括設備的採購，樓宇的建設。
電價差只要大於0.67元，我們都是可以給企業一個比較好的利潤空間。
“儲能+”增值服務商業模式
除了現實的可以看得到的錢之外，我們還可以給用戶提供一個電能質量和應急備用的增值服務。
需求側響應是實現削峰填谷的直觀收益方式，後面兩項都是隱形的收益。需求側響應是在高峰時段參與電力需求側響應，獲取政府補貼收益，實現峰荷轉移，提高終端用電效率。
電能質量是暫態有功出力緊急響應，解決頻率波動，暫態電壓緊急支撐功能，解決電壓暫降或中斷。
應急備用是針對突發電網故障，作為應急備用電源，為客戶省掉UPS備用電源投資，減少柴油發電機運行費用。
工業園區儲能“投資+運營” 模式
投運與投建項目概況
2011年至今：
涉及企業：南都、欣旺達、聖陽、協鑫、比亞迪...
已投運示範項目及商用項目110個
投運項目總量1320MWh
在建項目總量1430MWh
待建項目總量1240MWh
簽約項目總量5GWh
目前，分佈式儲能電站和分佈式光伏都比較低調地在做，所以很多數據都尚未公開。其中，分佈式光伏還是有牌照的，建好之後可以直接和電網公司要求併網，而儲能電站現在還在各個地方進行投資的時候，還需要和當地的電網公司疏通好各方面的關係。
戶用光伏儲能商業模式
根據用戶的電量，每天約25度，我們設計一個6kW的光儲系統，組件採用20塊單晶300W，儲能逆變器採用古瑞瓦特SPH6000光儲一體機，蓄電池12度。6kW的光伏系統，平均每月能發600度電，光儲一體機設計峰段放電350度，平段放電250度，這樣用戶每個月只需平段用電50度，谷段用電100度，他需要交的電費是：50*0.68+100*0.35=69元。每個月少交電費632元，一年總共7584元。
6kW的光伏系統目前初始成本約2.7萬元，前期採用鉛碳電池，約要1.2萬元，前5年剛好收回投資，後面改為鋰電池，因為鉛碳電池還可以回收，而鋰電池成本下降，電費則每年都會上漲，再投1.5萬可以用10年，這10年可節省電費7.5萬左右，相當於每年都有6000元收益。從投資收益上看，戶用光儲系統大有前景。而且安裝光儲系統，用電有保障，不用擔心停電了。
九、儲能商業模式案例
案例1：鎮江智能裝備產業園艾科調峰儲能電站
項目概況
儲能功率：0.75MW；儲能容量：8MWh；
儲能功能：實現企業電量電費管理和智慧節能用電管理；實現電力調度應急備用和需求響應。
項目於2016.10月份正式進入試運行；於2016.11月份通過指標考核交付投運；
儲能電站已經連續穩定運行超過5個月。
項目收益點
節約電量電費: 年峰電發電量為202萬kWh，節約電費約133.6萬元。
參與江蘇省調度中心源-網-荷-儲友好互動平臺，實現應急備用、電力需求側響應，獲取相應考核補貼。
案例2：天工集團電能質量+ 智慧型儲能電站
項目概況
儲能功率：12.5MW；儲能容量：100MWh；
國家能源局首批能源互聯網示範項目，項目名稱為產業園區互聯網+智慧能源系統；
儲能功能：儲能+增值服務項目；改善用戶敏感負載的電能質量問題、提供優質供電服務保障；大工業用戶電量電費和容量電費管理；實現電力需求側響應。
項目收益點
節約電量電費: 年峰電發電量為3360萬kWh，年節約電費約2284.8萬元。
減少電能質量治理設備投入：當電網異常發生電壓暫降或中斷時，可改善電能質量，解決閃斷現象。可節省電能質量治理設備初期的投資2144萬元；
案例3：中移動IDC儲能+備電服務項目
IDC儲能+備電服務系統案例展示
項目概況
儲能容量：121.7MWh；
本項目的模式是由提供產品向提供儲能+備電服務轉變；標誌著南都“投資+運營”儲能商業化模式成功打開了數據中心市場，實現了IDC領域的削峰填谷儲能應用，為儲能開闢了一個穩健和更富有潛力的市場。
儲能功能：儲能+備電服務項目；提供IT負荷後備15分鐘備電能力，剩餘容量參與電費管理，用於削峰填谷儲能服務，同時可參與電力需求側響應。
項目收益點
用戶收益點：項目全壽命週期給用戶節約Capex投資成本約1.27億元，Opex運營成本約9889.7萬元。
參與北京市電力需求側響應，獲取政府補貼。
案例4：德國50MW一次調頻儲能PCR項目
項目概況
儲能規模：50MW
德國商業化一次調頻儲能項目；德國電網調頻市場是一個成熟的電力輔助服務交易市場，目前市場容量超過800MW，儲能因其調頻效率高、響應速度快、成本相對更低以及更環保的特性，相較於傳統火電機組調頻而言，有更好的經濟效益和社會效益
儲能功能：參與歐盟電網的一次調頻輔助服務，同時參與峰谷價差套利
項目收益點
當發電和電力需求不平衡時，需要頻率調節
TSOs（輸電系統運營商）需要購買電能用於對頻率偏差的即時平衡
市場是通過多變的，透明的以及無歧視性的每週拍賣方式進行
項目收益： 在2000美元 ~5000美元/MW/周
案例5：無錫新加坡工業園智能配網儲能電站
這個案例，在國內屬於比較通用性的，是未來投資的主體。在這裡給各位重點展示一下。
項目概況
儲能功率：20MW; 儲能容量：160MWh。
全國首個增量配電網+儲能項目；全球最大的用戶側商用化運作的儲能電站項目。儲能功能：實現園區配網側的電費管理（電量電費和容量電費），調節園區的負荷峰值平衡，提供智慧節能用電與應急供電，參與實現電力需求側響應。
項目收益點
節約電量電費: 年峰電發電量為5376萬kWh，年節約電費約3564.3萬元。每天發電15萬kWh，企業投資收益0.67元，峰谷電價差0.77元（江蘇），每度電可讓利0.1元。電池企業電池成本為0.42元/kwh，電站建設成本0.1元/kwh，電池企業收益0.15元/kwh
平衡電網峰值負荷，延緩配電設施升級改造，提升電力系統能效利用率。
參與電力需求側響應，獲取政府補貼。
案例6：湖北十堰某企業2MW／12MWh儲能調峰頂目
企業用電分析：年用電量約2053萬度，2017年7月後變壓器容量增加到7450kVA。年用電量沒有明顯的季節變化，每天24小時連續用電。用電功率比較穩定，在2000kW-4000kW之間變化波動，變壓器負載率不超過54%；用電電能質量較好。電價差約0.72元／kWh。
估算儲能容量：按照用電規律，企業峰時消納儲能電功率＜2000kW；考慮儲能系統充電時變壓器負載率不超過80%，即總功率不超過5960kW，儲能充電時最大功率應＜1960kW，約等於2000kW。湖北每天峰時段6個小時，因此，儲能系統設計為6小時放電系統。預計安裝容量2MW/12MWh，每天充放電一個循環，可提供峰時用電12000度，每年可提供峰時用電438萬度。
收益分析：按照儲能系統單價1.6元／Wh計算，系統總投資1920萬元。峰時用電給企業折扣電價，如果按照峰時電價9折計算，每茸可為企業減少電費45萬元。
十、國際電池儲能產業現狀與商業化發展前景
近年來，以美國、澳大利亞、德國、日本、英國等國家為代表，全球電池儲能市場快速發展。當地政府制定的儲能安裝補貼、投資稅收優惠和需求響應激勵機制為上述國家拓展儲能應用、構建商業模式、盤活社會資本、激發民眾參與提供了強大推動力。
1、全球電池儲能產業概況
2017年，全球共部署了1.4GW和2.3GWH的電池儲能，其中澳大利亞在電力容量方面處於領先位置，達到246MW，而美國市場在能源容量方面領先全球，達到431WMH。英國和德國市場不相上下，在2017年內分別部署了117MW和135MW的電力，中國有400MW左右。
根據HIS Htechnology發佈的報告預測至2018年，全球戶用儲能容量將達到900MW。美國、日本、德國、澳大利亞和英國作為傳統的儲能強國在技術開發儲備、政策導向、市場開拓等方面領先於其他國家和地區，表1概述和預計上述5個國家戶用光伏儲能信息。
2、主要國家儲能詳情
1、德國
德國是全球最大的戶用儲能市場，2017年的可再生能源佔比為27 .7%，2030年將達到50%，2015年到2021年預計可增長11倍，GTM預測2021年德國市場戶用儲能容量將佔到全部裝機容量的49%。
德國戶用儲能系統2015年安裝1.3萬套，2016年接近2萬套，2020年預計增至15-20萬套，據BSW-Solar數據顯示，目前德國與戶用光伏配套的儲能系統安裝量已達到52000套，對應總容量接近300MWh。
Sonnen是目前德國最大的家庭儲能系統提供商，目前在全球安裝2萬多套家庭儲能系統，被特斯拉列其為全球最大的競爭對手。它的戶用儲能主要產品分為4/6/8/10/12/14/16 kwh等7個型號, 但它採用的是磷酸鐵鋰電芯，體積重量都較大。
2、澳大利亞
澳州戶用儲能系統2020年預計增至4000套，驅動因素為系統安裝補貼。2016年是儲能在澳洲迅速發酵升溫的一年，安裝了約6750套戶用儲能系統。其中南澳大利亞州首府阿德雷德發佈了澳洲第一個針對光伏+儲能系統補貼的機制，每套儲能系統最高可獲得5000澳幣的補貼，以更快的推動戶用儲能的應用。正因如此，澳洲也成為各儲能製造商積極爭奪的目標市場。
2017年12月特斯拉在南澳建設的儲能電站正式併網，這一電池陣列的設計最大能力為100MW/129MWH，能在1個多小時的時間裡為約3萬戶家庭供電。
未來10年內，南澳大利亞州的納稅人將為儲能電池陣列的運行提供最多5000萬美元的補貼。
3、英國
2017年7月，英國能源監管機構和英國商務能源與產業戰略部研究並制定了英國智能靈活能源系統發展戰略(Upgrading Our Energy System: Smart Systems and Flexibility Plan)，計劃通過29項行動方案，從三個方面推動英國構建智能靈活能源系統。
該政策文件從儲能的定義、資質、終端消費稅、網絡費、與可再生能源共享站址、儲能的所有權、併網、規劃、資金支持等9個方面發佈行動計劃，解決了由於屬性不清而對儲能進行“雙重收費”、儲能所有權不明等市場中實質存在的多項問題，並致力於消除儲能進入並參與電力市場交易的障礙。
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