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储能投资从业者的思考:2022年用户侧储能的所有商业模式将要革新!

   日期:2019-05-08     来源:北极星储能网    浏览:779    评论:0    
“电力市场化之后电价基本上是随市场波动的,电价的负荷曲线是由售电公司掌握的,很难用以前的商业模式去衡量以后的商业模式,可能储能站必须和售电公司去合作,不然没有盈利的可能。”

南方电网综合能源有限公司新能源事业部总经理助理郑海兴:

南方电网综合能源有限公司主要业务是做是节能、发电、新能源、用户侧的一些需求,以下就讲一下采用什么样的模式、什么条件下大概我们有多少收益。


现在我们用户侧储能有五个应用盈利模式:峰谷套利、需量电费管理、动态增容、电网辅助服务、提高新能源自用率。现在提高新能源自用率基本上还是电源侧,在用户侧还是比较少,但是以后肯定是方向。

一是峰谷套利,峰谷价差我们就是低储高放,基本上通过对比全国几个地区典型的电价,长三角、珠三角、京津冀这些地方才有盈利的可能。二是需量电费管理,主要是削峰,把这个峰削掉,避免容量电费超出。三是动态增容,现在电网进行增容很麻烦,基本上很难批。四是电网辅助服务,现在已经搞了不少了,一个是调峰服务、一个是调频服务,现在电源侧已经搞了很多的调频服务。调峰服务江苏这边国网地区搞了很多,南网地区也基本上在搞。五是用户侧新能源自用率,因为自用率提高你的收益基本上提高,目前分布式还不明显,但是以后会考虑,基本上完全市场化之后,以前的峰谷套利这些模式会全部改变,所有的储能必须和售电公司合作才可能有新的盈利点。


我们现在做的一些模式:EMC模式、EPC模式。我们公司来说我们主要做EMC,EMC主要是搞投资,通过峰谷价差来赚这个钱。


我们对比了目前几个技术流:铅炭电池、锂离子电池、液流。目前用得最多的是铅炭和锂离子,锂离子目前占比最高。铅炭充放电倍率太低,比能量低、占地面积大,有些地方对这个空间要求很高。锂离子电池来说,能量密度大,放电深度也相对比较高,但是有安全风险,目前出现安全风险的基本上都是锂离子电池。液流电池,占地面积大,放电深度高,但是能量密度还是低。目前来看,第三个技术流派基本上很难进行规模化。


对比起来的结论是,目前首选的还是锂离子电池,其次才是铅炭,但是这也要看基本的经济性模型,我们的经济模型影响很大,很多边界条件都有影响。此外还有一个,以后的梯次电池,因为大规模的动力电池要退役,梯次电池还有很好的应用场景,我们目前磷酸铁锂、三元都在用,也在做一个比对示范项目。

测算的经济性边界条件,我们主要考虑电池类型、发电深度、循环深度、循环寿命衰减率、峰谷价差、负荷曲线,因为负荷曲线对基本方案影响很大的,还有峰谷时长。这是比较典型的,基本上和现在典型具体项目也没有什么匹配,以下是0.5MW/1MWh的储能设备,依据一个典型的电价图来做的一个分析。


分析来看,基本上以珠三角江苏、上海这些地区,这也是目前可能出现盈利的一些地区,目前单价基本上1.8,按照锂离子成本来算1.8元/Wh,目前的收益大概是7%—8%之间,可能我们自己的模型相对保守一点,现在相当于用户侧储能可以规模化应用,但是又没办法爆发,出在这个临界点,一旦这个成本再往下降一点,基本上用户侧储能可以大规模爆发,有很多投资公司会经常进行投资。

一些问题和挑战:政府层面,现在就是没有一个明显的全国的政策来支持储能的发展。电网侧,目前没有采用什么标准、什么流程来做,没有。设备厂家,对我们来说,一寿命、二成本,影响最大。我们期望它有10年的寿命,因为对我们来说,对我充放电次数影响大,关键是年份和充放电次数,现在都很难达到这个数。成本,都在降低,但是我们分析现在就在一个临界点,希望(成本)再往下降一点,大家基本上都可以进场去投。一个技术问题,还是希望把寿命循环次数能提高,就像以后我就希望储能电池和光伏组件一样,能有25年的寿命基本上随便都可以投、都可以做。最后就是电力市场化之后储能的商业模式要做出重大改变,因为电力市场化之后电价基本上是随市场波动的,电价的负荷曲线是由售电公司掌握的,很难用以前的商业模式去衡量以后的商业模式,预计2022年我所有的商业模式就要革新,可能储能站必须和售电公司去合作,不然没有盈利的可能。

以上内容来自第九届中国国际储能大会上,南方电网综合能源有限公司新能源事业部总经理助理郑海兴所做主题报告《工业用户侧电化学储能应用及其经济性分析》演讲实录。 
 

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