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储能电站项目商业及投融资模式探讨

作者:中国储能网新闻中心 来源:能源日参 发布时间:2018-07-13 浏览:
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中国储能网讯: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:

(1)储能本体,电池制备;

(2)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);

(3)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:一是成本高,二是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。

混合所有制改革

南网的混改主要在三个领域:

(1)配电公司、配售电公司,都是国企与国企混改。

(2)直流,三条直流作为单独的项目公司,一条投产/云广、一条在建、一条规划,现在处于停滞状态。

(3)充电设施,南网只投了一小部分,市场是开放的。研究中心平台,如南科院、南经院,是专业为电网服务的机构,不大会放开。具体项目合作是有可能的。一个具体产品,比如直流,可能跟外面合资成立实体,专利折价多少钱,为产品公司运作投标。另外,综合能源公司就是合资企业,下面有些项目公司、民营资本参与合资合作。

储能试点项目案例

项目名称:湖北十堰某企业2MW/12MWh储能调峰顶目

企业用电分析:年用电量约2053万度,2017年7月后变压器容量增加到7450kVA。年用电量没有明显的季节变化,每天24小时连续用电。用电功率比较稳定,在2000kW-4000kW之间变化波动,变压器负载率不超过54%;用电电能质量较好。电价差约0.72元/kWh。

估算储能容量:按照用电规律,企业峰时消纳储能电功率<2000kW;考虑储能系统充电时变压器负载率不超过80%,即总功率不超过5960kW,储能充电时最大功率应<1960kW,约等于2000kW。湖北每天峰时段6个小时,因此,储能系统设计为6小时放电系统。预计安装容量2MW/12MWh,每天充放电一个循环,可提供峰时用电12000度,每年可提供峰时用电438万度。

收益分析:按照储能系统单价1.6元/Wh计算,系统总投资1920万元。峰时用电给企业折扣电价,如果按照峰时电价9折计算,每茸可为企业减少电费45万元。

结构化金融

1.项目公司债权:直租

2.项目公司股权:产业基金

3.平台公司股权:PE/VC

4.证券化、定增、资产交易

产业基金架构:

储能电站项目案例分享及模式研究

南都电源

南都储能电站试点项目及经验分享

南都储能商业模式演变:

首创的储能“投资+运营”商用化模式:

“投资+运营”商用化模式类似于合同能源管理(EPC)模式,通过于客户签订节能服务合同,为客户提供包括:用电诊断、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能计量确认和保证等一整套的节能服务,并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。

1MWH储能

=200万元投资

=33万度/年储能电力

=282吨二氧化碳减排

=26.4万元电费收入+若干补贴收入

=10年稳定的IRR

四大创新业务模式:

圣阳电源

圣阳储能电站试点项目及经验分享

FCP产品特点:

针对深循环储能应用的新一代大容量、超长寿命高性能AGM阀控铅酸电池;

采用长寿命化系统设计,产品70%DoD深循环次数达到4200次,设计寿命15年;

采用铅炭技术,改善充电接受能力,减少负极硫酸盐化,更适合部分荷电状态(PSOC)条件下使用;

先进的制造技术和严格的制造工艺,保证产品的一致性和可靠性;

模块化设计和安装方式,节省安装面积,缩短安装时间,提高维护性。

FCP产品规格:

FCP产品应用领域:

大容量新能源发电并网储能系统;

离网新能源发电储能系统;

分布式光伏发电储能系统;

微网储能系统;

智能电网配用电储能系统;

储能化通信基站削峰填谷错峰用电储能系统;

供电保障条件差,对电池循环性能有较高要求的站点备用电源系统;

与新能源发电或柴油发电机组配合供电站点用储能系统等。

储能化通信基站:

通信基站直流负载平均功率约3004.5W,储能系统每天在50.0%DOD状态下循环。执行尖峰电价月份,每天节约电费17.08元;非执行尖峰电价月份,每天节约电费15.59元,合计全年节约电费约5827.43元。

储能电站(用电侧):

利用峰谷电价差,错峰供电实现电费收益,其他负荷平准、应急供电、电能质量改善、需求侧响应等辅助服务收益暂不考虑。以北京为例:峰时电价1.38元、谷时电价0.37元,尖峰电价不再考虑与储能系统温控耗能相抵。

储能电站(发电侧):

关键字:储能电站

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