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投资单价下降至1.12元/wh 储能电池类项目的全投资收益率或可达9%以上

 1、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:

2、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、双调企业(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,集中式储能双调企业为主,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。


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