“电力市场化之后电价基本上是随市场波动的，电价的负荷曲线是由售电公司掌握的，很难用以前的商业模式去衡量以后的商业模式，可能储能站必须和售电公司去合作，不然没有盈利的可能。”

南方电网综合能源有限公司新能源事业部总经理助理郑海兴：

南方电网综合能源有限公司主要业务是做是节能、发电、新能源、用户侧的一些需求，以下就讲一下采用什么样的模式、什么条件下大概我们有多少收益。

现在我们用户侧储能有五个应用盈利模式：峰谷套利、需量电费管理、动态增容、电网辅助服务、提高新能源自用率。现在提高新能源自用率基本上还是电源侧，在用户侧还是比较少，但是以后肯定是方向。

一是峰谷套利，峰谷价差我们就是低储高放，基本上通过对比全国几个地区典型的电价，长三角、珠三角、京津冀这些地方才有盈利的可能。二是需量电费管理，主要是削峰，把这个峰削掉，避免容量电费超出。三是动态增容，现在电网进行增容很麻烦，基本上很难批。四是电网辅助服务，现在已经搞了不少了，一个是调峰服务、一个是调频服务，现在电源侧已经搞了很多的调频服务。调峰服务江苏这边国网地区搞了很多，南网地区也基本上在搞。五是用户侧新能源自用率，因为自用率提高你的收益基本上提高，目前分布式还不明显，但是以后会考虑，基本上完全市场化之后，以前的峰谷套利这些模式会全部改变，所有的储能必须和售电公司合作才可能有新的盈利点。

我们现在做的一些模式：EMC模式、EPC模式。我们公司来说我们主要做EMC，EMC主要是搞投资，通过峰谷价差来赚这个钱。

我们对比了目前几个技术流：铅炭电池、锂离子电池、液流。目前用得最多的是铅炭和锂离子，锂离子目前占比最高。铅炭充放电倍率太低，比能量低、占地面积大，有些地方对这个空间要求很高。锂离子电池来说，能量密度大，放电深度也相对比较高，但是有安全风险，目前出现安全风险的基本上都是锂离子电池。液流电池，占地面积大，放电深度高，但是能量密度还是低。目前来看，第三个技术流派基本上很难进行规模化。

对比起来的结论是，目前首选的还是锂离子电池，其次才是铅炭，但是这也要看基本的经济性模型，我们的经济模型影响很大，很多边界条件都有影响。此外还有一个，以后的梯次电池，因为大规模的动力电池要退役，梯次电池还有很好的应用场景，我们目前磷酸铁锂、三元都在用，也在做一个比对示范项目。

测算的经济性边界条件，我们主要考虑电池类型、发电深度、循环深度、循环寿命衰减率、峰谷价差、负荷曲线，因为负荷曲线对基本方案影响很大的，还有峰谷时长。这是比较典型的，基本上和现在典型具体项目也没有什么匹配，以下是0.5MW/1MWh的储能设备，依据一个典型的电价图来做的一个分析。

分析来看，基本上以珠三角江苏、上海这些地区，这也是目前可能出现盈利的一些地区，目前单价基本上1.8，按照锂离子成本来算1.8元/Wh，目前的收益大概是7%—8%之间，可能我们自己的模型相对保守一点，现在相当于用户侧储能可以规模化应用，但是又没办法爆发，出在这个临界点，一旦这个成本再往下降一点，基本上用户侧储能可以大规模爆发，有很多投资公司会经常进行投资。

一些问题和挑战：政府层面，现在就是没有一个明显的全国的政策来支持储能的发展。电网侧，目前没有采用什么标准、什么流程来做，没有。设备厂家，对我们来说，一寿命、二成本，影响最大。我们期望它有10年的寿命，因为对我们来说，对我充放电次数影响大，关键是年份和充放电次数，现在都很难达到这个数。成本，都在降低，但是我们分析现在就在一个临界点，希望(成本)再往下降一点，大家基本上都可以进场去投。一个技术问题，还是希望把寿命循环次数能提高，就像以后我就希望储能电池和光伏组件一样，能有25年的寿命基本上随便都可以投、都可以做。最后就是电力市场化之后储能的商业模式要做出重大改变，因为电力市场化之后电价基本上是随市场波动的，电价的负荷曲线是由售电公司掌握的，很难用以前的商业模式去衡量以后的商业模式，预计2022年我所有的商业模式就要革新，可能储能电站必须和售电公司去合作，不然没有盈利的可能。

来源:北极星储能网