【前景】储能电站商业及投融资模式

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

模式对比：

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

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。

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。