随着密集释放的政策红利，储能技术的示范项目越来越多，商业化实践不断铺开。但从储能发展目标和任务来看，商业模式依然是行业最大的痛点，中国储能的发展距离真正爆发仍缺乏“临门一脚”。本次直播从储能项目实际案例分析入手，解密储能企业如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，并高速领跑利润关键点。

储能项目商业模式&投资案例介绍

演讲概要：储能的价值与机遇、储能商业模式探索、储能“投资+运营”案例。

今天的分享主要是通过我们的实践经验，根据我们的一些投资案例，来向大家真实地描述、分享在投资中遇到的一些问题、一些可行性的商业模式。

储能的价值与机遇

储能技术在电网系统中的作用

储能的效用贯穿电力系统的发电、输配电和用电环节，用于可再生能源并网，电网调峰/调频，配网侧的分布式储能和用户侧的分布式微网储能，黑启动，电压支撑，以及重要部门和设施的应急备用电源。

在大规模的新能源发电环节中，储能有利于削峰填谷，使我们的新能源发电一些不平滑的输出变得更为平滑，然后储能系统通过PCS,及时进行有功无功的吞吐，保持新能源内部瞬间功率的平衡，保持整个电网系统的电压频率和功角相对稳定，提高新能源发电的可靠性。

在常规的能源发电环节中，储能系统又可以替代一些部分比较昂贵的调峰机组，实现调峰的一些功能，还能够解脱被迫参与调峰机组的机核的机组，提高供电效率。

在输配电的环节中，储能系统还能够起到调峰和提高电网性能的作用。在电网环节下，合适规模的储能电站，可以增强电网的抗冲击能力，可以提高、调节幅度，能够更好地实现供需的平衡。

对于终端用户来讲，储能系统可以通过存放一些比较便宜的电力。当发生一些不可预期的停电情况下，能够进行故障响应，并进行需求侧管理。其实在我们一些全国大工业电价进行分时计价的时候，在低价时可以买入一些电，在高价时再放给我们企业自己使用，从中获得经济差。

中国储能产业发展历程

●中国储能发展历程：中国储能市场发展起始于2000年，经历了三个发展阶段。

●2016年是储能元年，正式开启储能商用化历程。

●2017年~2020年预计进入业绩爆发期。

储能的发展从2000年到现在经历了技术验证的阶段，从2011年到2015年经历了示范阶段，从2016年进入了它的商业化应用初期。

其实，从2011年我们分布式光伏也是这样一个经历过程。从2011年开始，国内分布式光伏逐渐起步。从2015、2016年开始，分布式光伏也进入了一个爆发时期。所以，分布式光伏和分布式储能是在同步发展的。

我们从上图可看出，我们的储能电站从2010年到2015年期间，大概装机容量有100兆瓦左右。从2016年—2020年预测，可以做到30GW以内；2020年—2050年预测30-150GW的用量。从2016年—2020年，主要在商业领域、工业领域应用较多；从2020年—2050年，是发输配全产链的应用。

推动储能的相关政策

这是我梳理出来的从2015年到目前为止，我们国务院、能源局还有工信部等国家级的发布主体，对我们储能行业带来一些利好的相关政策。

从2015年3月发布的内容到2017年3月，在这两年之内，我们国家对于储能这一块发布的相关文件的描述上来看，分布式储能还有储能的商业化来讲，都是非常支持的，提出来一些比较明确的应用路径和商业路径。

储能商业模式探索

储能商业模式演变

储能从手机电池和手电筒的电池这种小规模的电池到数据机房这种作为备用电源的中规模，应该算是几十万投资的备用电源的电站，还有一些UPS备用电源的电站，再到我们这种大规模的已工业园区为主题应用的投资量在几千万到几个亿、几十个亿大规模演变的过程。

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，通过与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。

创新的商业模式将用户端、第三方储能企业等投资主体、储能产业基金等金融机构之间形成有效的利益分配机制，加速推进储能的商用化规模应用。

以下是给全国的几个主要的城市、电价差比较大的几个城市来做的分析。

从上表可以看到北京市、上海市、江苏省、湖北省这几个城市电价差分别在1.1元、1.01元、还有0.92元还有江苏省的0.78元，湖北省的0.76元。

为什么要分析这个电价差呢，因为目前来看，储能电站走商业化路径更多的还是要看实际的经济效益。我们所谈到的这种给企业带来电量质量上的提升，还有作为备用电源相对来讲，这样的需求目前还没有打开。

峰谷电价差是大家比较容易接受的经济效益，上图是江苏省大工业电价的分时电价政策。

上表可以看出，基本上电价差都在0.78元左右，不同电压等级的电压差稍有差异。

储能“投资+运营”商用化模式

上面是我们的充电策略：从0点——早上8点在充电，早上8点——中午12点是一个放电过程。

1MWH储能=150+50万元投资=33万度/年储能电力=282吨二氧化碳减排=26.4万元电费收入+补贴收入=10年稳定的IRR=1标准柜（13.71*2.458=33.7㎡2.89）。

以上是我们的投资经济性分析：1兆瓦时的储能投资规模在200万元左右，其中150万元是电池的成本，其他50万元是基建的成本，包括设备的采购，楼宇的建设。

电价差只要大于0.67元，我们都是可以给企业一个比较好的利润空间。

构建中的增值服务：“储能+”策略

除了现实的可以看得到的钱之外，我们还可以给用户提供一个电能质量和应急备用的增值服务。

需求侧响应是实现削峰填谷的直观收益方式，后面两项都是隐形的收益。

需求侧响应：

在高峰时段参与电力需求侧响应，获取政府补贴收益。

实现峰荷转移，提高终端用电效率。

电能质量：

暂态有功出力紧急响应，解决频率波动。

暂态电压紧急支撑功能，解决电压暂降或中断。

应急备用：

突发电网故障，作为应急备用电源。

为客户省掉UPS备用电源投资。

减少柴油发电机运行费用。

工业园区储能“投资+运营”案例。

投运与投建项目概况。

2011年至今：

涉及企业：南都、欣旺达、圣阳、协鑫、比亚迪...

已投运示范项目及商用项目110个。

投运项目总量1320MWh。

在建项目总量1430MWh。

待建项目总量1240MWh。

签约项目总量5GWh。

目前，分布式储能电站和分布式光伏都比较低调地在做，所以很多数据都尚未公开。其中，分布式光伏还是有牌照的，建好之后可以直接和电网公司要求并网，而储能电站现在还在各个地方进行投资的时候，还需要和当地的电网公司疏通好各方面的关系。

接下来给大家介绍一下我们目前应用的几种合作业务模式，我们这几个案例分别代表了不同的业务模式。

业务模式1：电网一次调频服务储能模式

像电网一次调频这样的储能服务，该模式是利用了储能具备“响应迅速、精确跟踪”的优势，以及“改善区域电网的暂态频率”的特性，参与一些电网调度服务，不仅拥有技术上的优势和成本上的优势，更在将来有一个积极的社会效应，因为相对来讲，它是比较环保的。在成熟的电力的辅助服务市场当中，可以获得比较稳定的收益，但是只能经历一次调频。目前，短期的1C的放电是没有问题的，在平常可以做到0.4C左右。

业务模式2：配网侧的“增量配网+”储能模式

第二种业务模式是我们园区的增量配网+储能服务的模式，像案例当中的无锡新加坡园区用的就是这种模式。

因为园区用电量比较大，相对来讲，企业也是比较多的。这里的储能电站可实现园区的用电精准化管理和智能化运营，可以使园区符合峰值的平衡，提供智能化节电、应急供电和使用需求侧的管理，目前统一面向结算的园区和大型的企业产业园。

然而在国内目前适合做这样增量配网的园区并不是很多，因为它首先涉及到一个问题：园区里面的企业是跟谁来进行结算。如果每个公司都是跟供电公司进行结算的话，这样做起来就比较困难，但是国内也不是没有，像新加坡工业园园区里的企业都是跟工业园进行结算的。还有一些大型的企业，占地几千亩，它的配电站和变压器也是分布在企业的各个地方。投资这样的储能电站，对它的电力应用和峰谷电差调峰有较好的经济效益回报。

并且在这种大型企业内部，还可以通过能源路由器实现各个变压器之间的互联互通。因为相对来说每个占地面积比较大的企业，变电站和变压器比较分散，但是它每一台变压器的功率的需求又不一样，我们通过内部储能电站来调配。

业务模式3：IDC“储能+备电”系统服务模式

系统服务模式是我们针对北京移动做的一个服务。将原本普通的UPS电池换成了储能电池，将原本固有的容量撤出一部分，做备用电，剩余的部分拿出来做储能，这个模式由固定资产转化为运营资产，成本转化为收益，UPS的切换时间做到了10毫秒，提供了15分钟的备用电源的缓冲时间。

业务模式4：“储能+”优质供电服务

这种模式是可以向高端制造业提供更可靠的供电服务，因为目前国家产业升级比较快，低端向高端转型，解决用户的痛点，改善用户的电能质量，能够节省用户的用电，固定资产的投资。

镇江智能装备产业园艾科调峰储能电站

项目概况

储能功率：0.75MW；储能容量：8MWh。

储能功能：实现企业电量电费管理和智慧节能用电管理；实现电力调度应急备用和需求响应。

项目于2016.10月份正式进入试运行；于2016.11月份通过指标考核交付投运。

储能电站已经连续稳定运行超过5个月。

项目收益点

节约电量电费:年峰电发电量为202万kWh，节约电费约133.6万元。

参与江苏省调度中心源-网-荷-储友好互动平台，实现应急备用、电力需求侧响应，获取相应考核补贴。

天工集团电能质量+智慧型储能电站

项目概况

储能功率：12.5MW；储能容量：100MWh。

国家能源局首批能源互联网示范项目，项目名称为产业园区互联网+智慧能源系统。

储能功能：储能+增值服务项目；改善用户敏感负载的电能质量问题、提供优质供电服务保障；大工业用户电量电费和容量电费管理；实现电力需求侧响应。

项目收益点

节约电量电费:年峰电发电量为3360万kWh，年节约电费约2284.8万元。

减少电能质量治理设备投入：当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象。可节省电能质量治理设备初期的投资2144万元。

中移动IDC储能+备电服务项目

IDC储能+备电服务系统案例展示

项目概况

储能容量：121.7MWh。

本项目的模式是由提供产品向提供储能+备电服务转变；标志着南都“投资+运营”储能商业化模式成功打开了数据中心市场，实现了IDC领域的削峰填谷储能应用，为储能开辟了一个稳健和更富有潜力的市场。

储能功能：储能+备电服务项目；提供IT负荷后备15分钟备电能力，剩余容量参与电费管理，用于削峰填谷储能服务，同时可参与电力需求侧响应。

项目收益点

用户收益点：项目全寿命周期给用户节约Capex投资成本约1.27亿元，Opex运营成本约9889.7万元。

参与北京市电力需求侧响应，获取政府补贴。

德国50MW一次调频储能PCR项目

项目概况

储能规模：50MW。

德国商业化一次调频储能项目；德国电网调频市场是一个成熟的电力辅助服务交易市场，目前市场容量超过800MW，储能因其调频效率高、响应速度快、成本相对更低以及更环保的特性，相较于传统火电机组调频而言，有更好的经济效益和社会效益

储能功能：参与欧盟电网的一次调频辅助服务，同时参与峰谷价差套利。

项目收益点

当发电和电力需求不平衡时，需要频率调节

TSOs（输电系统运营商）需要购买电能用于对频率偏差的即时平衡。

市场是通过多变的，透明的以及无歧视性的每周拍卖方式进行。

项目收益：在2000美元~5000美元/MW/周。

无锡新加坡工业园智能配网储能电站。

这个案例，在国内属于比较通用性的，是未来投资的主体。在这里给各位重点展示一下。

项目概况

储能功率：20MW;储能容量：160MWh。

全国首个增量配电网+储能项目；全球最大的用户侧商用化运作的储能电站项目。

储能功能：实现园区配网侧的电费管理（电量电费和容量电费），调节园区的负荷峰值平衡，提供智慧节能用电与应急供电，参与实现电力需求侧响应。

项目收益点

节约电量电费:年峰电发电量为5376万kWh，年节约电费约3564.3万元。每天发电15万kWh，企业投资收益0.67元，峰谷电价差0.77元（江苏），每度电可让利0.1元。电池企业电池成本为0.42元/kwh，电站建设成本0.1元/kwh，电池企业收益0.15元/kwh

平衡电网峰值负荷，延缓配电设施升级改造，提升电力系统能效利用率。

参与电力需求侧响应，获取政府补贴。

这个项目最左边左上角和最右边的两栋大楼是这个工业园区原本的宿舍楼改造的。体量较大，每年节省的费用也比较多。

总量9MW，一单元3MW，两台1.6MW六分裂式10KV变压器，六台250kw的双向变流器。系统效率88%。

储能电站充放电实际运行情况

上图是实际运营时的功率曲线，是从晚上0点——早上8点的充电功率。

为什么在图中会有一个曲率呢，一般情况下是直角的，但是这个曲率在充电充满的情况下，它的电压是稳定的，电流会逐渐减小，充电功率也会随之减小。

0以下的是负功率，它是一个放电的过程，从中午12点——5点是一个不充也不放电的过程，到晚上9点又是一个放电的过程。

放电深度目前最多不会超过80%,一般为60%-70%是一个底线，电池堆的电压为700伏左右。供力曲线的设定是根据各个地方的峰谷电差的时间段，来设定它的供力曲线。

来源：能源生态圈