全面解析光伏储能项目

    光伏储能系统具有持续供电、增加可用发电时间内的产出，提高电网灵活性等特点，光伏储能系统作为新能源发展的重要组成部分，对于推动能源转型和绿色发展具有不可替代的作用。

    本文将从什么是光伏储能系统、光伏发电如何进行储能、光伏储能系统的分类、我国光伏储能行业发展情况、光伏系统项目开发流程、光伏储能运营模式和效益分析、光伏储能融资案例等多个方面来阐述分布式光伏储能项目。具体见下文：

图1 光伏储能图

光伏储能系统，又称太阳能光伏储能系统，是一种将太阳能光伏发电与储能技术相结合的重要能源利用方式。该系统通过光伏电池板将太阳能转化为电能，并利用储能设备（如电池组）将这些电能储存起来，以便在需要的时候供应电力。

图二 光伏储能示例图

‌光伏储能与光伏发电的关系是相辅相成的，通过将储能技术与光伏发电相结合，可以形成光储一体化系统，带来诸多优势并解决实际问题。

光伏发电依赖于太阳光的照射，具有明显的间歇性和波动性，即在日照充足时发电量大，而在夜间或阴天时发电量减少甚至为零。这种特性导致光伏发电的输出功率与电网的需求之间存在不匹配的问题，可能引起电网的不稳定。为了解决这一问题，提高电力系统的稳定性和可靠性，储能系统的引入变得尤为重要。储能系统可以通过充放电操作，有效平滑光伏发电的输出波动，提高电网稳定性。在电力负荷高峰时释放储存的电能，可以减轻电网压力；在负荷低谷时充电储存多余电能，实现削峰填谷效果。通过合理配置储能系统容量和功率，还可以降低电网运行成本并提高整体经济效益。

储能容量的确定需要考虑光伏发电系统的规模、系统负荷需求、储能系统的放电时间以及经济性等因素。储能容量与光伏容量的比例是影响系统经济性和可靠性的关键因素。通过优化光伏储能与光伏发电的匹配，可以实现自给自足的电力供应，特别是在无法接入大电网的地区，如偏远地区或海岛，构建以光伏发电和储能技术为核心的微电网系统，可以解决当地居民的用电问题。

图3 ‌光伏储能与光伏发电关系

‌光伏储能系统的工作原理主要包括光伏发电和储能两个过程。

光伏发电过程利用光电效应将光能转化为电能。在光伏电池中，当太阳光照射到半导体材料上时，光子的能量导致材料中的电子被激发，从而产生电流。光伏电池一般由多个组件组成，每个组件包含许多太阳能电池片，这些电池片通过串联或并联的方式组装在一起，以提供更高的电压和电流。整个光伏发电过程是通过光伏电池片将太阳能转化为直流电的过程。

储能过程涉及使用电池储存电能。当太阳能电池片产生直流电后，电能需要通过逆变器转换成交流电，并被存储在电池中。储能系统通常由锂离子电池、铅酸电池等组成，可以在光伏发电过剩时存储电能，或在光伏发电不足时释放电能，以此来平衡电网负荷和提高能源利用效率。光伏储能系统还包含能量管理系统，负责监控电网状态、电池状态和负载需求，智能调度电能的存储与释放，优化整个系统的运行。

图4  光伏储能用电一体化图

光伏储能系统作为现代可再生能源利用的重要组成部分，集成了光电转换、电能储存、系统控制、逆变转换、能量管理、电网互动及应急备用等多种关键技术，实现了太阳能的高效收集、存储与灵活利用。以下是对光伏储能系统主要组成部分的详细阐述：

（1）光电转换

光电转换是光伏储能系统的起点，主要通过光伏电池（也称太阳能电池板）实现。光伏电池利用半导体材料的光电效应，将太阳光直接转换为直流电能。当太阳光照射到光伏电池表面时，光子激发半导体材料中的电子，形成电流，完成从光能到电能的转换。这一过程无需燃料，清洁无污染，且资源近乎无限。

（2）电能储存

由于太阳光的间歇性，光伏电池产生的电能具有不稳定性，因此需要通过电能储存环节进行调节。电能储存主要通过电池组（如锂离子电池、铅酸电池等）实现，这些电池能够在光照充足时储存多余的电能，在光照不足或夜晚时释放电能供负载使用。电能储存系统的容量和效率直接影响到整个光伏储能系统的运行稳定性和经济性。

（3）系统控制

系统控制是光伏储能系统的核心，负责监控整个系统的运行状态，并根据实时数据和预设策略调整系统的工作模式。控制系统通过采集光伏电池的输出功率、电池组的充放电状态、电网电压和频率等信息，自动调整光伏电池的工作点、电池组的充放电策略以及逆变器的输出参数，以确保系统安全、高效运行。同时，控制系统还具备故障检测和保护功能，能够及时发现并处理系统异常情况。

（4）逆变转换

由于光伏电池产生的是直流电，而大多数用电设备需要交流电供电，因此逆变转换是光伏储能系统中不可或缺的环节。逆变器将直流电转换为交流电，并调整输出电压、频率和相位，使其符合电网或负载的要求。高质量的逆变器应具备高效率、低谐波失真、宽输入电压范围和快速响应能力等特点，以保证电能转换的可靠性和稳定性。

（5）能量管理

能量管理是对光伏储能系统中电能的生产、储存、分配和使用进行全面规划和优化的过程。通过先进的能量管理系统，可以根据电网状况、天气预报、用户需求等多种因素，智能地调度光伏电池的输出功率、电池组的充放电计划以及逆变器的输出电能，实现电能的供需平衡和最大化利用。此外，能量管理系统还能提供数据分析和报表功能，帮助用户更好地了解系统运行情况并做出决策。

（6）电网互动

光伏储能系统可以与电网进行双向互动，实现电能的并网发电和离网供电。在并网模式下，光伏储能系统可以将多余的电能输送到电网中供其他用户使用，同时从电网中获取电能以补充自身不足；在离网模式下，系统则完全独立于电网运行，依靠自身的储能装置为负载供电。电网互动功能提高了光伏储能系统的灵活性和可靠性，使其能够在不同应用场景下发挥最大效用。

（7）应急备用

光伏储能系统还具备应急备用的功能，在电网故障或停电等紧急情况下，能够迅速切换为离网模式并启动应急供电方案，确保关键负载的连续供电。这一功能对于保障重要设施的安全运行和人民生活的基本需求具有重要意义。

图5 光伏储能系统示意图

按照投资主体不同，光伏储能系统可分为商业和户用两大类。

（1）工商业光伏储能系统‌

工商业光伏储能系统广泛应用于工厂与商场、光储充电站、微电网以及新型应用场景，如数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等‌。工商业光伏储能系统的规模较大，一般占地为120-160亩或更大，装机量要求小于6MW。工商业光伏储能系统的应用场景包括峰谷价差套利、参与虚拟电厂产品的相关交易或参与需求响应事件，主要目的是降低企业用电成本。工商业光伏储能市场的参与者包括传统的发电和电网企业、终端用户、分布式投资商、节能服务商等，是一个蓝海市场，具有无限的创新空间。‌‌

图6 工商业光伏储能示例图

（2）户用光伏储能系统

通常安装在家庭住宅的屋顶或院落等场所。这类系统的规模较小，占地面积大约20亩左右，装机量一般不超过50kw。户用光伏储能系统的经济模式包括自发自用和余电上网，旨在提高电力自发自用水平，利用峰谷电价差提升储能度电收益，从而节省电费支出。户用光伏储能系统的应用不仅有助于环保、节能，还具有灵活性高的优点。随着光伏上网电价（FIT）和净计量电价等家用光伏补贴政策的调整，户用光伏储能系统的经济性得到提高，进一步推动了家用储能市场的增长。

图7 户用光伏储能示例图

（1）‌并网系统‌

这种系统是将光伏发电系统直接连接到公共电网中，利用电网来调节和管理电力供应和需求。并网系统通常用于大型商业和工业应用，因为它能够充分利用公共电网的稳定性和可靠性。

图8  并网系统示意图

（2）离网系统

离网系统则是不依赖公共电网独立运行的，适用于偏远地区或无法接入公共电网的地方。这些系统通常包括储能设备，以在无日照时期提供电力。

图9  离网系统示意图

（3）并离网储能系统

这种系统结合了并网和离网的特点，具有储能装置，可以在没有太阳照射时依靠储能设备供电，同时在有太阳照射时可以将多余的电力反馈给电网。

图10  并离网发电系统示意图

（4）微网系统

微网系统是一个小型的发电和配电网络，可以独立运行也可以连接到公共电网。它通常包括分布式电源、储能设备、负荷管理等多个组成部分，能够实现自我控制和自治管理，适用于需要独立供电但又希望与外部电网保持一定联系的场合。

图11  光伏微网储能系统示意图

政府高度重视可再生能源的发展，出台了一系列政策以促进光伏和储能产业的增长，旨在推动光伏技术进步和应用，同时也鼓励储能系统的集成和使用，以提高电网稳定性。以下为国家2024年来为推动光伏技术进步和应用所下发文件：

（1）当前已建成投运新型储能装机规模

目前新型储能技术在中国各地得到了广泛应用，并且对能源安全和电力系统的稳定运行起到了重要作用。此外，国家能源局计划通过加强规划引领、强化试点示范、优化调度运用、健全标准体系和完善市场机制等措施，持续推动新型储能行业的高质量发展‌。

2015年国内储能累计装机约23.21GW，到2023年达到了79.11GW，市场规模也从2015年的63.66亿元增长到了2023年的973.83亿元。

图12  2015-2023我国储能行业现状

根据国家能源局发布截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。从技术路线看，多个压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能项目投产，构网型储能探索运用，推动技术多元化发展。目前已投运锂离子电池储能占比97.0%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。从应用场景看，独立储能、共享储能装机占比45.3%，新能源配建储能装机占比42.8%，其他应用场景占比11.9%。

（2）当前光伏储能系统投资成本

2023年，全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE（光伏发电成本）分别为0.15、0.18、0.23、0.27元/kWh。2023年我国地面光伏系统的初始全投资成本为3.4元/W左右。

锂电池储能的系统建设成本已降到1000元/kWh以内，且电池价格还在持续降低，未来不久系统成本大概率会降低到500元/kWh左右，充放电循环寿命可达8000至10000次，按年充放电次数500次计算，锂电储能的度电成本可以降到0.1元/kWh左右（储存一度电的成本）。

综上，光伏+储能的初始投资成本=4000元/kwh，光伏发电成本+锂电储能成本=0.25-0.37元/kwh。

图13  光伏储能系统投资示图

（1）全球光伏储能系统预测

近年来，全球储能市场呈现出高速增长态势，催生对于储能逆变器的巨大需求，储能逆变器市场前景广阔。2023年全球储能PCS市场规模约为218亿元，同比增长70.6%。基于碳中和共识，预计2024年市场规模增至347亿元，同比增长59.0%；2030年市场规模将增至3014亿元，2023-2030年复合增速达44.4%。

图14 全球光伏新增装机预测（GW）

2023年全球储能PCS出货量约为84GW，同比增长110%。预计2024年出货量增至151GW，同比增长79.8%；2030年出货量将增至1773GWh，2023-2030年复合增速达53.3%。

图15 全球储能PCS出货量及预测(GW)

（2）中国光伏储能发展预测

根据《储能产业研究白皮书2024》预计“十四五”最后两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，超额完成目前各省的规划目标；“十五五”呈现平稳增长态势。

保守场景下，预计2028年新型储能累计装机规模将达到168.7GW，2024-2028年复合年均增长率（CAGR）为37.4%；预计2030年新型储能累计装机规模将达到221.2GW，2024-2030年复合年均增长率（CAGR）为30.4%，年平均新增储能装机规模为26.6GW。

理想场景下，预计2028年新型储能累计装机规模将达到220.9GW，2024-2028年复合年均增长率（CAGR）为45.0%。预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9GW，2024-2030年复合年均增长率（CAGR）为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9GW。

光伏储能项目开发流程可划分为储能电站项目建设前期流程、项目建设前期资料及其批复文件、项目施工图设计、项目现场实施建设、项目后期验收及电站商业运行六个阶段。

（1）明确项目可用地性质及其规模；

（2）了解项目所在地的配电容量配置及相关政策，当地电网公司的相关政策；

（3）确定电网结构及其年负荷量、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度和廊道条件等相关信息。

（1）委托有资质的单位进行可行性研究分析及评审；

（2）获得县发改委的备案或审批；

（3）获得自然资源部门建设用地预审及选址意见；

（4）获得省电力公司项目初审意见及电网接入意见；

（5）获得生态环境局项目建设初审意见。

（1）现场测绘、地勘、勘界、提出设计要求；

（2）接入系统报告编制并上会评审；

（3）出施工总图蓝图、各专业进行图纸绘制（结构、土建、电气等）；

（4）出具产品技术规范书（作为设备采购依据）与各厂家签订技术协议、现场技术交底、图纸会审；

（5）送出线路初设可研评审上会，出电网意见。

（1）储能电站区、生活区建设工作；

（2）设备采购；

（3）外围线路建设、对侧站设备安装及对侧站对点对调，调度调试等；

（4）所有设备的电缆敷设连接并试验。

（1）省市电力建设工程质量监督站验收；

（2）省市电力建设调试所安评、技术监督验收；

（3）住房和城乡建设局验收；

（4）电网公司验收；

（5）电站调试方案审核；

（6）升压站反送电流程；

（7）向电力公司提交反送电申请；

（8）给交易中心上报接网技术条件；

（9）与电力调度机构签署《并网调度协议》、与电力公司签订《供用电合同》、协调确定年度《购售电合同》；

（10）下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。

（1）签订验收交接书；

（2）涉网试验完成；

（3）获得电价批复文件；

（4）获得验收合格书；

（5）电站运行。

光伏储能的运营模式主要包括针对供电侧和用户侧，自发自用、余电上网、租赁模式，这些模式共同构成了光伏储能的盈利之道。‌

（1）‌自发自用‌：光伏储能系统可以为家庭或企业提供稳定的电力供应，降低对传统电网的依赖。通过自发自用，用户可以节省电费支出，从而实现盈利。

（2）‌余电上网‌：当光伏储能系统产生的电力超过用户需求时，可以将余电卖给电网，获得收益。

（3）‌租赁模式‌：投资者可以将光伏储能系统出租给家庭或企业，定期收取租金。这种模式下，投资者无需承担全部成本，即可实现长期稳定的收益。

这些运营模式的实施不仅有助于提高光伏储能项目的经济效益，还能促进可再生能源的发展和应用。此外，随着技术的进步和市场的成熟，光伏储能系统的成本将进一步降低，从而提高其竞争力。‌

光伏储能发电的优势主要体现在高效稳定、长寿命设计、低维护成本等方面。‌这些优点使得光伏储能技术在能源领域的应用前景更加广阔，无论是对于个人用户还是大型企业，都具有极高的经济价值和实用性。

本文暂以1MW为例计算回收期，光伏储能投资成本约为3.4元/W*1000*1000=340万；

经查询《中国各省市光伏电站年利用小时数速查表》，四川省年有效利用小时数为746.83-1444.63（h），具体各地区光照年有效利用小时数见下表：

假设建设的电站系统效率为83%，组件首年衰减率1%、剩余年限衰减率0.4%，年太阳能发电有效时间800小时左右，则1MW光伏电站首年发电量为：1000KW（安装容量）×800h（年日照小时）×83%×0.99（系统综合效率）=65.74（万度）；

根据《四川省发展和改革委员会关于新建风电、光伏发电项目上网电价政策有关事项的通知》（川发改价格〔2022〕194号），新建工商业分布式光伏项目上网电价，延续平价上网政策，按四川省燃煤发电基准价每千瓦时0.4012元执行。

每年电费收入为：65.74（万度）×0.4012（元）=26.37（万元）；预计在13年左右能对成本完全回收；

随着全国统一碳交易市场的逐渐成熟，工厂碳减排收益也计入工厂整体收益，目前1MW光伏电站每年可以减少1196.4吨的二氧化碳减排量。

以上海环境能源交易所2024年5月31日组织实施了本市碳排放配额有偿竞价数据，最新碳交易统一成交价为75.06元/吨。则1MW的光伏电站，每年卖碳受益有8.9万。如果把卖碳收益及工商业光伏政策补贴计入总收益，投资回收期将会比预期缩短1-2年。

分布式光伏项目是该行响应国家新能源发展战略，支持绿色低碳经济的一项举措。各大银行纷纷响应国家号召，为光伏项目提供资金支持。据公开查询不完全统计得知，目前农业发展银行、建设银行、工商银行、兴业银行、华夏银行、浦发银行等多家金融机构已经实现光伏储能项目的贷审审批和投放。

中国农业发展银行新疆克州分行成功获批贷款11.2亿元，用于支持克州光伏产业园储能项目建设，助力克州打造生态优势转化新标杆，推动光伏产业“向阳而生”。该笔贷款是农发行新疆分行投放的首笔储能项目贷款，截至3月29日，已投放1.03亿元。

光伏发电与储能技术的结合被认为是未来能源的终极解决方案。‌随着光伏发电的普及，储能技术也得到了广泛的应用，这不仅推动了储能技术的发展，也为可再生能源的发展提供了更好的技术支持。政策的引导和市场需求的增加，使得光伏发电和储能技术得到了更广泛的应用和推广，为人类的可持续发展做出了贡献。储能技术的配比逐年提升，解决了波动性和平衡性问题，提升了绿电的收益，缩短了回报周期。特别是以风电、光电为代表的绿电具有明显的季节性和很大的波动性，给电力系统带来了巨大的挑战。随着绿电装机量的不断提升以及绿电上网价格的不断下降，储能技术将发挥越来越重要的作用。

此外，电动汽车的普及也会对能源的平衡起到重大作用。光伏与储能的结合，使得太阳能的无限性和光伏发电的经济性得以充分发挥，有望在未来取代传统化石能源。尽管这种模式的应用还在路上，但其前景被广泛看好。

综上，光伏发电与储能技术的结合无疑为未来的能源使用提供了新的可能性，但同时也面临着技术和经济上的挑战。通过不断的研发和创新，以及政策的合理引导，有望实现光伏与储能技术的更广泛应用，为人类的可持续发展做出更大的贡献。‌