1、儲能電站項目商業及投融資模式

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儲能調峰項目進行測算(以江蘇地區為例)，使用鉛碳電池技術(每天循環一次)，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儲能調峰項目進行測算{以江蘇地區為例｝，使用鋰電池技術{一天兩次循環｝，每瓦時投資單價下降至1.28元{含開發費｝時，項目具有較好經濟性。

模式對比：

2、電網對于儲能產業的態度與看法

由于南網可再生電源比例較高，整體調峰調頻能力較強，相比國家電網區域，直到現在，轄區在發電側、電網側應用儲能的需求也不是很迫切。

在用電側，隨著儲能產業的快速發展、成本大幅下降，加上電力市場的次序放開、電力現貨市場建成時間表倒逼，南網非常重視儲能的發展及應用，特別是如何提前預測、規劃、布局、管理、配合儲能的快速規模化應用。

在南網一主兩翼戰略布局下，為了發展競爭類、非管制類業務，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：儲能本體，電池制備；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)；儲能運營，電動汽車、微網等方向，目前開始吸納系統外團隊參加(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、應對的儲能商業模式。

3、電網應用策略

南網轄區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，廣東等地工商業用電峰谷價差大、在全國都名列前茅，企業對于用電成本比較敏感，可能成為儲能市場最早爆發的區域之一。同時也在研究，儲能多種運行策略、一旦出現策略上的失誤，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展，可能會搶走部分優質客戶資源。

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。現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，二次調頻非常快。不像有些老的火電機組，需要儲能系統配合、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、創新團隊，在進行整體考慮、技術研發規劃。

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。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。

4、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、長協、現貨市場的逐步完善，峰谷價差可能由現貨市場的實時電價取代。

這種機制、環境的變化，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，幅度有可能超過現在的峰谷價差。隨著光伏裝機規模、需量管理的快速增長，未來的發電、用電負荷曲線，也可能發生整體性改變，導致電價機制、水平隨之調整。

5、儲能試點項目案例

湖北十堰某企業2MW/12MWh儲能調峰頂目

企業用電分析：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變化，每天24小時連續用電。用電功率比較穩定，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：按照用電規律，企業峰時消納儲能電功率<2000kW;考慮儲能系統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，儲能系統設計為6小時放電系統。預計安裝容量2MW/12MWh，每天充放電一個循環，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：按照儲能系統單價1.6元/Wh計算，系統總投資1920萬元。峰時用電給企業折扣電價，如果按照峰時電價9折計算，每茸可為企業減少電費45萬元。

南都儲能電站試點項目及經驗分享

南都儲能商業模式演變：

首創的儲能“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、節能計量確認和保證等一整套的節能服務，并從客戶進行節能改造后獲得的節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年穩定的IRR

四大創新業務模式：

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;采用長壽命化系統設計，產品70%DoD深循環次數達到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(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，節省安裝面積，縮短安裝時間，提高維護性。

FCP產品規格：

FCP產品應用領域：

大容量新能源發電并網儲能系統;

離網新能源發電儲能系統;

分布式光伏發電儲能系統;

微網儲能系統;

智能電網配用電儲能系統;

儲能化通信基站削峰填谷錯峰用電儲能系統;

供電保障條件差，對電池循環性能有較高要求的站點備用電源系統;

與新能源發電或柴油發電機組配合供電站點用儲能系統等。

儲能化通信基站：通信基站直流負載平均功率約3004.5W，儲能系統每天在50.0%DOD狀態下循環。執行尖峰電價月份，每天節約電費17.08元;非執行尖峰電價月份，每天節約電費15.59元，合計全年節約電費約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溫控耗能相抵。

儲能電站(發電側)：