“電力市場化之后電價基本上是隨市場波動的，電價的負荷曲線是由售電公司掌握的，很難用以前的商業模式去衡量以后的商業模式，可能儲能站必須和售電公司去合作，不然沒有盈利的可能。”

南方電網綜合能源有限公司新能源事業部總經理助理鄭海興：

南方電網綜合能源有限公司主要業務是做是節能、發電、新能源、用戶側的一些需求，以下就講一下采用什么樣的模式、什么條件下大概我們有多少收益。


現在我們用戶側儲能有五個應用盈利模式：峰谷套利、需量電費管理、動態增容、電網輔助服務、提高新能源自用率。現在提高新能源自用率基本上還是電源側，在用戶側還是比較少，但是以后肯定是方向。

一是峰谷套利，峰谷價差我們就是低儲高放，基本上通過對比全國幾個地區典型的電價，長三角、珠三角、京津冀這些地方才有盈利的可能。二是需量電費管理，主要是削峰，把這個峰削掉，避免容量電費超出。三是動態增容，現在電網進行增容很麻煩，基本上很難批。四是電網輔助服務，現在已經搞了不少了，一個是調峰服務、一個是調頻服務，現在電源側已經搞了很多的調頻服務。調峰服務江蘇這邊國網地區搞了很多，南網地區也基本上在搞。五是用戶側新能源自用率，因為自用率提高你的收益基本上提高，目前分布式還不明顯，但是以后會考慮，基本上完全市場化之后，以前的峰谷套利這些模式會全部改變，所有的儲能必須和售電公司合作才可能有新的盈利點。


我們現在做的一些模式：EMC模式、EPC模式。我們公司來說我們主要做EMC，EMC主要是搞投資，通過峰谷價差來賺這個錢。


我們對比了目前幾個技術流：鉛炭電池、鋰離子電池、液流。目前用得最多的是鉛炭和鋰離子，鋰離子目前占比最高。鉛炭充放電倍率太低，比能量低、占地面積大，有些地方對這個空間要求很高。鋰離子電池來說，能量密度大，放電深度也相對比較高，但是有安全風險，目前出現安全風險的基本上都是鋰離子電池。液流電池，占地面積大，放電深度高，但是能量密度還是低。目前來看，第三個技術流派基本上很難進行規模化。


對比起來的結論是，目前首選的還是鋰離子電池，其次才是鉛炭，但是這也要看基本的經濟性模型，我們的經濟模型影響很大，很多邊界條件都有影響。此外還有一個，以后的梯次電池，因為大規模的動力電池要退役，梯次電池還有很好的應用場景，我們目前磷酸鐵鋰、三元都在用，也在做一個比對示范項目。

測算的經濟性邊界條件，我們主要考慮電池類型、發電深度、循環深度、循環壽命衰減率、峰谷價差、負荷曲線，因為負荷曲線對基本方案影響很大的，還有峰谷時長。這是比較典型的，基本上和現在典型具體項目也沒有什么匹配，以下是0.5MW/1MWh的儲能設備，依據一個典型的電價圖來做的一個分析。


分析來看，基本上以珠三角江蘇、上海這些地區，這也是目前可能出現盈利的一些地區，目前單價基本上1.8，按照鋰離子成本來算1.8元/Wh，目前的收益大概是7%—8%之間，可能我們自己的模型相對保守一點，現在相當于用戶側儲能可以規模化應用，但是又沒辦法爆發，出在這個臨界點，一旦這個成本再往下降一點，基本上用戶側儲能可以大規模爆發，有很多投資公司會經常進行投資。

一些問題和挑戰：政府層面，現在就是沒有一個明顯的全國的政策來支持儲能的發展。電網側，目前沒有采用什么標準、什么流程來做，沒有。設備廠家，對我們來說，一壽命、二成本，影響最大。我們期望它有10年的壽命，因為對我們來說，對我充放電次數影響大，關鍵是年份和充放電次數，現在都很難達到這個數。成本，都在降低，但是我們分析現在就在一個臨界點，希望(成本)再往下降一點，大家基本上都可以進場去投。一個技術問題，還是希望把壽命循環次數能提高，就像以后我就希望儲能電池和光伏組件一樣，能有25年的壽命基本上隨便都可以投、都可以做。最后就是電力市場化之后儲能的商業模式要做出重大改變，因為電力市場化之后電價基本上是隨市場波動的，電價的負荷曲線是由售電公司掌握的，很難用以前的商業模式去衡量以后的商業模式，預計2022年我所有的商業模式就要革新，可能儲能站必須和售電公司去合作，不然沒有盈利的可能。

以上內容來自第九屆中國國際儲能大會上，南方電網綜合能源有限公司新能源事業部總經理助理鄭海興所做主題報告《工業用戶側電化學儲能應用及其經濟性分析》演講實錄。