储能系统作为建设零碳园区的重要环节，不仅仅可以提高电力系统的可靠性和灵活性，还能实现能源的高效利用。
各地也出台了多项补贴政策来促园区储能项目的落地，如深圳的发布的《关于发布2023年战略性新兴起的产业专项资金项目申报指南的通知》，对合乎条件的工商业园区储能提供最高1000万的补贴，零碳园区已成为储能的下一个主战场！
园区如何明智的选择合适的储能系统，如何配置，储能系统将为园区带来哪些优势，园区储能项目收益如何？
今天的文章将为朋友们解答以上问题，我还准备了一套“园区储能资料”，包含Excel计算表、项目方案模板、项目案例，推荐给大家。
储能系统类型能够准确的通过园区的用电负荷和特点来选择，不一样的储能系统具有不一样的特点和适用场景，可根据实际的需求进行选择。
储能系统的规划是一个复杂的过程，应该要依据园区的用电负荷和能源需求来确定，同时考虑储能系统的类型、容量、效率、时间、可靠性、安全性、成本和维护等因素，以确保系统能够长期稳定运行，为工业园区提供高效、可靠的零碳能源服务。
选择出合适的储能系统后，该如何给园区配置，有必要了解哪些信息，配置系统时应遵循哪些原则？接下来我将会为大家进行详细的讲解。
1、用户用电执行当地分时电价政策，且峰(尖)与谷 (平)电价价差较大，一般建议0.8元/kwh以上，越大则收益越高。
2、用户用电负荷时段覆盖峰段(和尖段，若有)时段，全为晚上用电则不适合建设。
3、用户用电谷段和平段时段，变压器负荷有剩余容量为储能系统充电。储能系统充电时相当于用电负载，若园区变压器负载率在谷时段和平时段仍然较高，则不具备安装条件。
4、储能系统年利用时间大于270天，收集用户生产用电时间情况，是否有明显的淡旺季，若储能利用时间不高则收益率低。
以上2点可通过电费单来了解，主要涉及到电价信息、需量或者容量电费情况，一般至少搜集最近6个月的电费清单数据。
储能系统在充电时，相当于负荷，若现有变压器富余容量不够，则会限制储能系统安装容量。
需了解现有变压器使用情况和负荷占用容量情况，特别是晚上谷时段变压器是否有富余空闲容量。需尽可能收集园区变压器负载情况和用电负荷曲线情况。
有了电费、电价情况与变压器容量情况后，能够直接进行大概储能容量的配置和测算，若需设计详细储能方案，还需搜集以下信息：
近一年企业用电量、电费清单是否在尖峰、高峰全时段生产；休假停产时间对应到接入变压器下每个月的工作日、周末、节假日取典型负荷曲线数据；
X1=（变压器容量*0.8 – 谷段最大负荷功率）*（谷段充电时间/对应峰段放电时间）
X2=（变压器容量*0.8 – 平段最大负荷功率）*（平段充电时间/对应峰段放电时间）
根据工商业用户侧储能实际应用场景，一般建议采用低压400V接入方式，接入到园区配电400V母排上。具体接入方案待电网公司审查确定。接入示意图如下：
园区内企业特别是制造行业用电集中于日间高峰时段，储能系统可以在低峰期进行充电，在高峰期进行放电，为负荷平顶起到缓解作用。同时也可以为单个公司可以提供电力平顶，解决企业用电高峰问题。
储能系统在低电价时进行充电，在高电价或限电时放电售电，可以使企业在无线电价差的情况下实现多买低价电、少买高价电，从而节省能源成本。企业无需独自投资建设储能系统，而是按需使用存储服务来实现储能效益。
储能可与太阳能发电、风电等可再次生产的能源相连接，集中储存和管理可再次生产的能源的能量输出。这不但可以提高替代能源在园区内的利用率，同时更有助于提高园区可再次生产的能源比例。与此同时，也相应促进了园区低碳、环保发展。
储能系统具有高度的灵活性和调度性，适合不同规模的企业使用。公司能够根据自身需求调取储能系统提供的电量、容量和储能服务。实现工业园区企业之间的用电、存储资源分时分空分地应用，高效协同利用园区内的能源资源。
储能系统具有较高的自动化与数据传输能力，可以实现实时储能容量监测、负荷预测等功能，结合物联网、人工智能等技术逐步打造智能工业园区，助推园区智能化水平。
让企业能够准确的通过需求使用储能系统提供的电量、容量和储能服务，实现工业园区内用电和储能资源的分时、分空、分地应用，高效协同利用能源资源。根据电力市场行情报价、供需情况和负荷需求等因素，通过低负荷储能、高负荷放电等方式，降低电力系统的负荷峰值，提高电力系统的稳定性和可靠性。
可以作为园区的备用电源，为公司可以提供应急供电能力。在电力系统中断或故障时，储能系统能够迅速切换为应急供电模式，确保园区内的关键设备和生产线的正常运行，避免生产中断和经济损失。
分布式储能系统具备快速响应和调节能力，能够大大减少电力系统中的电压波动、电流突变和频率偏差等问题，改善电力质量。这对于对电力质量发展要求较高的企业，如精密制造、医疗设施等行业，具备极其重大意义。
以广东省某工业园项目为例，经过统计工业园区用电负荷情况，储能项目规划总容量 100 兆瓦/200 兆瓦时，项目建设期1年，运营期20年。
广东省对于独立储能电站的政策为，容量为10 兆瓦/1小时及以上的新型储能电站可以独立身份直接与电力调度机构签订并度协议。储能电站深度调峰补偿标准约为0.792元/千瓦时，较2020年提高0.292元/千瓦时。
站用用电费用是储能系统为整个项目的正常运转或增值而消耗电量引起的成本费用。如果电池舱用风冷系统冷却，每月估算站用电量为75万千瓦时，估算连续运行11个月，站用含税电价0.563元/千瓦时，则全年站用含税电费为464.48万元/年。
此外，更换电池成本，考虑运营期第11年时更换一次电池，更换电池成本为12000万元。
在运营期内，年调峰次数按350次考虑，储能的能量效率约为85%，补偿收入总额为94248万元，年均补偿收入为4712.4万元。全年调峰收益4712.4万元。
二次调频补偿收入：调节容量补偿费用，广东补偿标准为12元/兆瓦时，每小时调频容量补偿960元。假设等效调频11个月，每月12天调频，年调频容量补偿为304.13万元。
调频里K 值取值：1.70；开根号3后K 值=1.19；出清价格取值：10 元/ 兆瓦；结算调频里程折算系数0.5。
调频里程估算：每小时调频里 程≈1000 兆瓦；月调频里程=1000 × 24×30×1.19×10=856.8 万元；假设等效调频 11 个月，年调频里程收益4712.4 万元。
经测算，项目投资财务内部收益率是13.77%（税后），资本金财务内部收益率是31.62%（税后），投资回收期为6.84 年。
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