中國儲能網(wǎng)訊：1、儲能電站項目商業(yè)及投融資模式
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(jié)合，達到較好經(jīng)濟性，提前布局儲能市場。
鉛炭電池技術(shù)路線經(jīng)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(jīng)濟性，以此為邊界條件對大工業(yè)儲能調(diào)峰項目進行測算(以江蘇地區(qū)為例)，使用鉛碳電池技術(shù)(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(jīng)濟性。
敏感性分析：目前成本可達到1.5元/Wh，初步具有經(jīng)濟性，臨近市場化水平。
鋰電池技術(shù)路線經(jīng)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(jīng)濟性，以此為邊界條件對大工業(yè)儲能調(diào)峰項目進行測算{以江蘇地區(qū)為例｝，使用鋰電池技術(shù){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(jīng)濟性。
模式對比：
2、電網(wǎng)對于儲能產(chǎn)業(yè)的態(tài)度與看法
由于南網(wǎng)可再生電源比例較高，整體調(diào)峰調(diào)頻能力較強，相比國家電網(wǎng)區(qū)域，直到現(xiàn)在，轄區(qū)在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)應用儲能的需求也不是很迫切。
在用電側(cè)，隨著儲能產(chǎn)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)、雙調(diào)公司(調(diào)峰、調(diào)頻)等參加，成立了三個小組：儲能本體，電池制備；儲能應用，集中式儲能雙調(diào)公司為主，分布式由廣東電網(wǎng)牽頭(廣東電科院，9月份成立了專門的儲能所)；儲能運營，電動汽車、微網(wǎng)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：成本高，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。
3、電網(wǎng)應用策略
南網(wǎng)轄區(qū)儲能的應用前景主要在用電側(cè)，包括：削峰填谷，電網(wǎng)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(wǎng)形成沖擊的風險。另外，電網(wǎng)內(nèi)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(zhì)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(shù)應用日益成熟，內(nèi)部也有不同看法，既有電網(wǎng)內(nèi)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(wǎng)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(diào)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(wǎng)，南方水電多，二次調(diào)頻非?？?。不像有些老的火電機組，需要儲能系統(tǒng)配合、改造。目前南網(wǎng)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(nèi)部科技、創(chuàng)新團隊，在進行整體考慮、技術(shù)研發(fā)規(guī)劃。
離網(wǎng)、海島應用。建立微網(wǎng)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(wǎng)。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(wǎng)用電保護進行了研究。目前在珠海橫琴開展直流配網(wǎng)示范工程，示范項目先行，技術(shù)標準還需要一個過程。儲能在配電側(cè)柔直方面暫時沒有布局。
4、電網(wǎng)對于電價的看法
電價的主要影響因素包括政策、市場、技術(shù)。目前電價主要由國家相關(guān)部委核定，包括對儲能可能的價格支持，都不是電網(wǎng)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(diào)整。
5、儲能試點項目案例
湖北十堰某企業(yè)2MW/12MWh儲能調(diào)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(zhì)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(shè)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。
南都儲能電站試點項目及經(jīng)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(shè)計、項目融資、設(shè)備采購、工程施工、設(shè)備安裝調(diào)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：
圣陽儲能電站試點項目及經(jīng)驗分享
FCP產(chǎn)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(shè)計，產(chǎn)品70%DoD深循環(huán)次數(shù)達到4200次，設(shè)計壽命15年;采用鉛炭技術(shù)，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(shù)和嚴格的制造工藝，保證產(chǎn)品的一致性和可靠性;模塊化設(shè)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(chǎn)品規(guī)格：
FCP產(chǎn)品應用領(lǐng)域：
大容量新能源發(fā)電并網(wǎng)儲能系統(tǒng);
離網(wǎng)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(wǎng)儲能系統(tǒng);
智能電網(wǎng)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(cè))：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(zhì)量改善、需求側(cè)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(cè))：
