下面分析，光伏、光儲以及用戶側(cè)儲能三個項目的特點，投資經(jīng)濟性對比。
以廣州某工業(yè)廠房為例,該地區(qū)峰段電價1.0348元/度，時段是14到17點，19點到22點;平段電價0.6393元/度，時段是8到14點，17點到19點，22點到24點;低谷電價是0.3351元/度，時段是00點到8點。該工廠峰值負載功率為500kVA,工廠是早上8點開工，下午18點收工。一年工作時間為280天左右。
目前無論是光伏，還是儲能都沒有補貼，依靠貨款去做這3個項目，都沒有投資價值，所以以下模式設定為廠房業(yè)主有閑余資金自投，光伏發(fā)電或者儲能用于抵消電費開支，沒有計算資金的貨款成本，以及稅金和租金等各種開支。
光伏并網(wǎng)系統(tǒng)
特點：光伏并網(wǎng)系統(tǒng)，負載優(yōu)先使用太陽能，當負載用不完后，多余的電送入電網(wǎng)，當光伏電量不足時，電網(wǎng)和光伏可以同時給負載供電，光伏發(fā)電依賴于電網(wǎng)和陽光，當電網(wǎng)斷電時，逆變器就會啟動孤島保護功能，太陽能不能發(fā)電，負載也不能工作;系統(tǒng)輸出功率和光照同步，和電網(wǎng)峰平谷電價沒有關系。
根據(jù)該公司的用電負載功率和用電情況，安裝一個400kW的光伏電站，開工期間光伏用電可以全部自用，正常工作日8點之前和18點之后和休息日余量上網(wǎng)，以脫硫電價0.4153元賣給電網(wǎng)公司，綜合計算自發(fā)自用比例為80%，余電上網(wǎng)比例為20%。
整個系統(tǒng)初裝費用為180萬元。400kW在廣州地區(qū)，平均每年發(fā)電40萬度，自用比例為80%，約32萬度，峰段約為12萬度，按1.0348元每度價格算，每年收益為12.4萬元，平段約為20萬度，按0.6393元每度價格算，每年收益為12.8萬元,余量上網(wǎng)比例為20%，以脫硫電價0.453元賣給電網(wǎng)公司，總費用為3.6萬元，加起來為29.2萬元。
光伏儲能系統(tǒng)
相對于并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，光儲系統(tǒng)增加了充放電控制器和蓄電池，系統(tǒng)成本增加了30%左右，但是應用范圍更廣。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(wǎng)停電時，光伏系統(tǒng)做為備用電源繼續(xù)工作，逆變器可以切換為離網(wǎng)工作模式，光伏和蓄電池可以通過逆變器給負載供電。
還是上述的項目，在光伏電站增加一個儲能系統(tǒng)，光伏設為250kW，儲能系統(tǒng)配備一臺250kW的PCS雙向儲能變流器，1000kMH鉛炭蓄電池，整個系統(tǒng)初裝費用為200萬元，光伏平均每年發(fā)電25萬度，80%開工期間系統(tǒng)設計在電價峰值時功率輸出，20*1.0348=20.7萬，20%節(jié)假日以脫硫電價0.453元賣給電網(wǎng)公司，5*0.453=2.27萬，利用峰谷0.7元每度的價差，每天充500度，充放電效率算0.85，在高峰期放425度，每天可以節(jié)省電費272元，一年算280天約7.63萬元;電網(wǎng)停電會給工廠帶來較大的損失，停電一小時，可能損失幾千到幾萬元，加裝了儲能系統(tǒng)，還可以做為備用電源使用，估計一年算2.1萬左右，這樣全部加起來約32.7萬元。
用戶側(cè)儲能系統(tǒng)
用戶側(cè)儲能系統(tǒng)，主要設備是雙向儲能逆變器和蓄電池，電價谷時充電，電價峰時充電，電網(wǎng)停電時，作為后備電源使用。還是上述的項目，我們設計一臺500kW的PCS雙向儲能變流器，2200kWH鉛炭蓄電池，整個系統(tǒng)初裝費用為180萬元。
利用峰谷價差充放電，效率算0.85，設計高峰期放1500度，總的價差約980元，一年算280天約27.44萬元;電網(wǎng)停電會給工廠帶來較大的損失，停電一小時，可能損失幾千到幾萬元，加裝了儲能系統(tǒng)，還可以做為備用電源使用，估計一年算4萬左右，這樣全部加起來約31.44萬元。
綜合對比
從上表可以看出，三個方案投資收益差不多，光伏并網(wǎng)系統(tǒng)回收期稍長，但光伏系統(tǒng)能用20年以上，用戶側(cè)儲能系統(tǒng)回收期雖短，目前投資性不是很好，主要原因是蓄電池壽命短，廣州地區(qū)白天工作期間電價峰值時間不長，峰谷價差不是很大。而隨著國家對儲能的重視，當鋰電池價格下調(diào)到1.6元/WH以下，深度充放電次數(shù)超過6000次，峰谷價差拉大到0.8元以上時，儲能將會有很好的投資價值。
