中國儲能網訊：會議時間：2017年6月30日
會議地點：中科院熱物理研究所
出席人： 萬琳（聯(lián)盟投融資專委會秘書長、能融網董事長）/王瑩嬌（南都電源副總經理）/隋延波（圣陽股份副總裁）等
1、儲能電站項目商業(yè)及投融資模式探討
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，提前布局儲能市場。
鉛炭電池技術路線經濟測算：按照光伏行業(yè)廣泛認可的項目投資邊界，全投資收益率大于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(yè)儲能調峰項目進行測算（以江蘇地區(qū)為例），使用鉛碳電池技術（每天循環(huán)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(yè)廣泛認可的項目投資邊界，全投資收益率大于9%時項目投資具有較好經濟性，以此為邊界條件對大工業(yè)儲能調峰項目進行測算｛以江蘇地區(qū)為例｝，使用鋰電池技術｛一天兩次循環(huán)｝，每瓦時投資單價下降至1.28元｛含開發(fā)費｝時，項目具有較好經濟性。
模式對比：
一、電網對于儲能產業(yè)的態(tài)度與看法：
由于南網可再生電源比例較高，整體調峰調頻能力較強，相比國家電網區(qū)域，直到現(xiàn)在，轄區(qū)在發(fā)電側、電網側應用儲能的需求也不是很迫切。在用電側，隨著儲能產業(yè)的快速發(fā)展、成本大幅下降，加上電力市場的次序放開、電力現(xiàn)貨市場建成時間表倒逼，南網非常重視儲能的發(fā)展及應用，特別是如何提前預測、規(guī)劃、布局、管理、配合儲能的快速規(guī)?；瘧?。在南網一主兩翼戰(zhàn)略布局下，為了發(fā)展競爭類、非管制類業(yè)務。儲能作為七個重點方向之一，去年8月由總部科技部牽頭，廣東電網、雙調公司（調峰、調頻）等參加，成立了三個小組：（1）儲能本體，電池制備；（2）儲能應用，集中式儲能雙調公司為主，分布式由廣東電網牽頭（廣東電科院，9月份成立了專門的儲能所）；（3）儲能運營，電動汽車、微網等方向。目前開始吸納系統(tǒng)外團隊參加（如廣州能源所）。目前認為儲能應用可能的兩個障礙、問題：一是成本高，二是電改背景下電價變化的不確定性，沒有看到能夠較好匹配、應對的儲能商業(yè)模式。
二、電網應用策略：
南網轄區(qū)儲能的應用前景主要在用電側。包括：
削峰填谷，電網是歡迎的，廣東等地工商業(yè)用電峰谷價差大、在全國都名列前茅，企業(yè)對于用電成本比較敏感，可能成為儲能市場最早爆發(fā)的區(qū)域之一。同時也在研究，儲能多種運行策略、一旦出現(xiàn)策略上的失誤，可能會導致波峰充電，反而對于電網形成沖擊的風險。另外，電網內部對于儲能也有不同聲音，也有人認為儲能的發(fā)展，可能會搶走部分優(yōu)質客戶資源。
偏差考核，與售電公司、參與市場的交易主體合作，減少懲罰性考核損傷，也可能是眼前看得見的儲能盈利模式。
需量管理，技術應用日益成熟，內部也有不同看法，既有電網內部利益，局部可能受到影響。
UPS備用電源，前景很大、需求越來越多。特別是移動式、車載的UPS，可以隨時為大型會議、活動、用電緊張地區(qū)保障供電。如果儲能成本與新建線路成本差別不大，電網也會加大這方面的投資力度。
需求響應，目前主要問題一是機制不夠完善，二是量太小、沒有吸引力、很難真正去調度?，F(xiàn)有的試點大多集中在一條10kV配線上，作用有限。
新能源并網，南方水電多，二次調頻非?？臁２幌裼行├系幕痣姍C組，需要儲能系統(tǒng)配合、改造。目前南網沒有要求新能源配儲能的想法。電動汽車、充電樁。有很多項目在實施。雙向充放電暫時沒有上升到公司行動。目前還是由內部科技、創(chuàng)新團隊，在進行整體考慮、技術研發(fā)規(guī)劃。
離網、海島應用。建立微網的運營模式，在海島應用前景廣闊。目前實施中主要的問題是用地，包括軍隊用地，需要走很多手續(xù)。中低壓直流配網。2012年由深圳局和榮信合作，在電力電子變壓器、斷路器、直流配網用電保護進行了研究。目前在珠海橫琴開展直流配網示范工程，示范項目先行，技術標準還需要一個過程。儲能在配電側柔直方面暫時沒有布局。
三、電網對于電價的看法：
電價的主要影響因素包括政策、市場、技術。目前電價主要由國家相關部委核定。包括對儲能可能的價格支持，都不是電網決定的。市場方面，直購電只是最早期的電力市場，隨著月協(xié)、長協(xié)、現(xiàn)貨市場的逐步完善，峰谷價差可能由現(xiàn)貨市場的實時電價取代。這種機制、環(huán)境的變化，可能對于目前基于波峰電價打折的合同能源管理模式，帶來一定的不確定性。但市場化的電價波動，各種電源都在競爭，峰谷價差應該會越來越大，甚至有報零電價，幅度有可能超過現(xiàn)在的峰谷價差。隨著光伏裝機規(guī)模、需量管理的快速增長，未來的發(fā)電、用電負荷曲線，也可能發(fā)生整體性改變，導致電價機制、水平隨之調整。
四、混合所有制改革：
南網的混改主要在三個領域：（1）配電公司、配售電公司，都是國企與國企混改。（2）直流，三條直流作為單獨的項目公司，一條投產／云廣、一條在建、一條規(guī)劃，現(xiàn)在處于停滯狀態(tài)。（3）充電設施，南網只投了一小部分，市場是開放的。研究中心平臺，如南科院、南經院，是專業(yè)為電網服務的機構，不大會放開。具體項目合作是有可能的。一個具體產品，比如直流，可能跟外面合資成立實體，專利折價多少錢，為產品公司運作投標。另外，綜合能源公司就是合資企業(yè)，下面有些項目公司、民營資本參與合資合作。
五：儲能試點項目案例：湖北十堰某企業(yè)2MW／12MWh儲能調峰頂目
企業(yè)用電分析：
年用電量約2053萬度，2017年7月后變壓器容量增加到7450kVA。 年用電量沒有明顯的季節(jié)變化，每天24小時連續(xù)用電。用電功率比較穩(wěn)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(guī)律，企業(yè)峰時消納儲能電功率＜2000kW；考慮儲能系統(tǒng)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，約等于2000kW。湖北每天峰時段6個小時，因此，儲能系統(tǒng)設計為6小時放電系統(tǒng)。預計安裝容量2MW/12MWh，每天充放電一個循環(huán)，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(tǒng)單價1.6元／Wh計算，系統(tǒng)總投資1920萬元。 峰時用電給企業(yè)折扣電價，如果按照峰時電價9折計算，每茸可為企業(yè)減少電費45萬元。
六：結構化金融
1. 項目公司債權：直租
2. 項目公司股權：產業(yè)基金
3. 平臺公司股權：PE／VC
4. 證券化、定增、資產交易
產業(yè)基金架構：
2、儲能電站項目案例分享及模式研究：
2.1 南都儲能電站試點項目及經驗分享
南都儲能商業(yè)模式演變：
首創(chuàng)的儲能“投資+運營”商用化模式：
“投資＋運營”商用化模式類似于合同能源管理（EPC）模式，通過于客戶簽訂節(jié)能服務合同，為客戶提供包括：用電診斷、項目設計、項目融資、設備采購、工程施工、設備安裝調試、人員培訓、節(jié)能計量確認和保證等一整套的節(jié)能服務，并從客戶進行節(jié)能改造后獲得的節(jié)能效益中收回投資和取得利潤。
1MWH儲能
=200萬元投資
=33萬度/年儲能電力
=282噸二氧化碳減排
=26.4萬元電費收入+若干補貼收入
=10年穩(wěn)定的IRR
四大創(chuàng)新業(yè)務模式：
2.2 圣陽儲能電站試點項目及經驗分享
FCP產品特點：
針對深循環(huán)儲能應用的新一代大容量、超長壽命高性能AGM閥控鉛酸電池；
采用長壽命化系統(tǒng)設計，產品70%DoD深循環(huán)次數(shù)達到4200次，設計壽命15年；
采用鉛炭技術，改善充電接受能力，減少負極硫酸鹽化，更適合部分荷電狀態(tài)（PSOC）條件下使用；
先進的制造技術和嚴格的制造工藝，保證產品的一致性和可靠性；
模塊化設計和安裝方式，節(jié)省安裝面積，縮短安裝時間，提高維護性。
FCP產品規(guī)格：
FCP產品應用領域：
大容量新能源發(fā)電并網儲能系統(tǒng)；
離網新能源發(fā)電儲能系統(tǒng)；
分布式光伏發(fā)電儲能系統(tǒng)；
微網儲能系統(tǒng)；
智能電網配用電儲能系統(tǒng)；
儲能化通信基站削峰填谷錯峰用電儲能系統(tǒng)；
供電保障條件差，對電池循環(huán)性能有較高要求的站點備用電源系統(tǒng)；
與新能源發(fā)電或柴油發(fā)電機組配合供電站點用儲能系統(tǒng)等。
儲能化通信基站：
通信基站直流負載平均功率約3004.5W，儲能系統(tǒng)每天在50.0%DOD狀態(tài)下循環(huán)。執(zhí)行尖峰電價月份，每天節(jié)約電費17.08元；非執(zhí)行尖峰電價月份，每天節(jié)約電費15.59元，合計全年節(jié)約電費約5827.43元。
儲能電站（用電側）：
利用峰谷電價差，錯峰供電實現(xiàn)電費收益，其他負荷平準、應急供電、電能質量改善、需求側響應等輔助服務收益暫不考慮。以北京為例：峰時電價1.38元、谷時電價0.37元，尖峰電價不再考慮與儲能系統(tǒng)溫控耗能相抵。
儲能電站（發(fā)電側）：
