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储能电池类项目的全投资收益率或可达9%以上

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时间:2018-03-29 20:04:07
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储能电池类项目的全投资收益率或可达9%以上储能电站项目商业及投融资模式虽然目前电池成本无法保证项目9%的收益率,但是可以通过与屋顶光伏、需量电费管理、需求响应等手段结合,达到较好经

  储能电站项目商业及投融资模式

  虽然目前电池成本无法保证项目9%的收益率,但是可以通过与屋顶光伏、需量电费管理、需求响应等手段结合,达到较好经济性,提前布局储能市场。

  铅炭电池技术路线经济测算:按照光伏行业广泛认可的项目投资边界,全投资收益率大于9%时项目投资具有较好的经济性,以此为边界条件对大工业储能调峰项目进行测算(以江苏地区为例),使用铅碳电池技术(每天循环一次),每瓦时投资单价下降至1.12元时,项目具有较好经济性。

  敏感性分析:目前成本可达到1.5元/Wh,初步具有经济性,临近市场化水平。

  锂电池技术路线经济测算:按照光伏行业广泛认可的项目投资边界,全投资收益率大于9%时项目投资具有较好经济性,以此为边界条件对大工业储能调峰项目进行测算{以江苏地区为例},使用锂电池技术{一天两次循环},每瓦时投资单价下降至1.28元{含开发费}时,项目具有较好经济性。

  模式对比:

  电网对于储能产业的态度与看法

  由于南网可再生电源比例较高,整体调峰调频能力较强,相比国家电网区域,直到现在,辖区在发电侧、电网侧应用储能的需求也不是很迫切。

  在用电侧,随着储能产业的快速发展、成本大幅下降,加上电力市场的次序放开、电力现货市场建成时间表倒逼,南网非常重视储能的发展及应用,特别是如何提前预测、规划、布局、管理、配合储能的快速规模化应用。

  在南网一主两翼战略布局下,为了发展竞争类、非管制类业务,储能作为七个重点方向之一,去年8月由总部科技部牵头,广东电网、双调公司(调峰、调频)等参加,成立了三个小组:储能本体,电池制备;储能应用,集中式储能双调公司为主,分布式由广东电网牵头(广东电科院,9月份成立了专门的储能所);储能运营,电动汽车、微网等方向,目前开始吸纳系统外团队参加(如广州能源所)。

  目前认为储能应用可能的两个障碍、问题:成本高,电改背景下电价变化的不确定性,没有看到能够较好匹配、应对的储能商业模式。

  电网应用策略

  南网辖区储能的应用前景主要在用电侧,包括:削峰填谷,电网是欢迎的,广东等地工商业用电峰谷价差大、在全国都名列前茅,企业对于用电成本比较敏感,可能成为储能市场最早爆发的区域之一。同时也在研究,储能多种运行策略、一旦出现策略上的失误,可能会导致波峰充电,反而对于电网形成冲击的风险。另外,电网内部对于储能也有不同声音,也有人认为储能的发展,可能会抢走部分优质客户资源。

  偏差考核,与售电公司、参与市场的交易主体合作,减少惩罚性考核损伤,也可能是眼前看得见的储能盈利模式。

  需量管理,技术应用日益成熟,内部也有不同看法,既有电网内部利益,局部可能受到影响。

  UPS备用电源,前景很大、需求越来越多,特别是移动式、车载的UPS,可以随时为大型会议、活动、用电紧张地区保障供电。如果储能成本与新建线路成本差别不大,电网也会加大这方面的投资力度。

  需求响应,目前主要问题一是机制不够完善,二是量太小、没有吸引力、很难真正去调度。现有的试点大多集中在一条10kV配线上,作用有限。

  新能源并网,南方水电多,二次调频非常快。不像有些老的火电机组,需要储能系统配合、改造。目前南网没有要求新能源配储能的想法。电动汽车、充电桩。有很多项目在实施。双向充放电暂时没有上升到公司行动。目前还是由内部科技、创新团队,在进行整体考虑、技术研发规划。

  离网、海岛应用。建立微网的运营模式,在海岛应用前景广阔。目前实施中主要的问题是用地,包括军队用地,需要走很多手续。中低压直流配网。2012年由深圳局和荣信合作,在电力电子变压器、断路器、直流配网用电保护进行了研究。目前在珠海横琴开展直流配网示范工程,示范项目先行,技术标准还需要一个过程。储能在配电侧柔直方面暂时没有布局。

  电网对于电价的看法

  电价的主要影响因素包括政策、市场、技术。目前电价主要由国家相关部委核定,包括对储能可能的价格支持,都不是电网决定的。市场方面,直购电只是最早期的电力市场,随着月协、长协、现货市场的逐步完善,峰谷价差可能由现货市场的实时电价取代。

  这种机制、环境的变化,可能对于目前基于波峰电价打折的合同能源管理模式,带来一定的不确定性。但市场化的电价波动,各种电源都在竞争,峰谷价差应该会越来越大,甚至有报零电价,幅度有可能超过现在的峰谷价差。随着光伏装机规模、需量管理的快速增长,未来的发电、用电负荷曲线,也可能发生整体性改变,导致电价机制、水平随之调整。

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