本例所采用的分时电价用电模式里，谷段电价为0.3522元/kWh。从图9能够准确的看出，光伏并网电价的变化对储能电池的配置影响不大，但并网电价由0.37元/kWh下降到0.35元/kWh时，光伏自我消纳率SCR值由41.4%提升到64.9%，出现了明显的跃升，说明此时系统的功率流向发生了改变。并网电价为0.35元/kWh时，系统3月的典型日功率如图10所示。

  对比图7和图10，能够准确的看出：当并网电价低于谷段电价时，系统更倾向于由光伏为电池充电，光伏发电并网的部分也相应减少，可见，储能电池有效地发挥了提高光伏自我消纳能力的作用。同时，本例中的光伏出力的数值较高，而负荷则相比来说较低，因此光伏除满足负荷外，还有充足的剩余部分用于电池充电。如果光伏出力相对负荷更低，在此基础上，将光伏出力降低50%，当日的功率流动则如图11所示。

  在之前的优化程序中，默认电池使用寿命为11年，折现率为6%，但这2个参数也具有不确定性，并会对储能电池优化配置的结果产生一定的影响。当电池容量成本为100万元/MWh，并网电价为0.4515元/kWh，折现率为6%时，图12显示了电池使用寿命在10～24年的范围内，储能电池的配置结果和内部收益率IRR与电池使用寿命的关系。

  图13则反映了电池的容量和功率配置结果及IRR与折现率的关系，其中电池容量成本为100万元/MWh，并网电价为0.451 5元/kWh，电池使用寿命为10年。在折现率从3%提高至7%的过程中，IRR呈现出上涨的趋势，其根本原因是配置的电池容量和功率的降低减少了电池的初始投资所需成本，因而使IRR出现了上升。折现率为3%时，IRR与折现率之差为7.6%；折现率为5%时，IRR与折现率之差为5.8%；折现率为7%时，IRR与折现率之差为4.6%。可见随着折现率的增加，储能的投资收益逐步减弱。

  通过对光伏-储能系统建立线性整数规划模型，对园区光伏储能系统中的电池容量、功率及系统全年电池充放电功率、购电售电功率等参数进行统一的优化计算，得到了最优化的电池充放电策略及电池配置方案，并分析了配置结果随电池成本、光伏上网电价、电池使用寿命与折现率的变化规律以及储能电池在系统中发挥的作用。

  当光伏并网电价高于谷段电价时，储能电池优先在电价低谷时从电网购电进行充电，电价高峰时放电进行峰谷差价套利，光伏给电池充电的优先级较低且电池放电功率不应超过负荷功率；当并网电价低于谷段电价时，储能电池优先由光伏充电，光伏不足时在电价低谷时购电充电作为补充，此时储能电池能大大的提升系统的光伏发电消纳能力。

  本文的优化计算中电池主要进行峰谷差价套利以使经济效益最大化，但储能电池在系统中所发挥的作用是多样的，也具有多种盈利渠道，如可将储能电池用于削峰填谷，进行需量电费管理，或用于动态增容，以及需求侧响应。这些新的模式带来了哪些新的约束条件，如何量化这些收益，并将其纳入到优化模型的目标函数中，以及对光伏与储能的耦合和电池充放电策略所产生的影响，是今后有必要进行研究和完善的主要内容。约束条件的增加使系统模型更为复杂，且优化程序的运行也会更加耗时，因此怎么样提高程序的运行效率也需要在后续工作中加以关注。随技术的进步，光伏储能系统的优势会越来越明显。