中国储能网讯：储能将改变能源的使用方式

电力虽然是一种商品,但其生产、运输、消费几乎在同一时间完成,故经营上和一般商品也不一样。电力储存是近百年的难题,影响着电力的商品属性,可以改变能源的使用方式,是未来能源产业发展变革的重要支撑。其中,集中式储能电站主要配套传统电网和新能源发电,实现传统电网的调频、调峰、削峰填谷等功能优化,或者解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题;分布式储能则包括多种类型分布式储能设备以及储能电池、不间断电源、电动汽车充放储一体化充电站等储能设施,可实现多种场景下储能设备的混合配置。

削峰填谷最具经济性且市场容量最大

目前最具市场经济性的是传统电网削峰填谷,已经可以实现无补贴的商业化推广,若“十三五”期间在大型工业城市投资储能项目,则市场规模有望达到1500~2400亿元,此外,未来若在大型工业省份全面推广储能,则市场规模更可观;后备电源及UPS储能也不需要补贴,市场规模约为1000亿元;新能源发电可按一定比例配套储能,市场规模约为255亿元,但尚需补贴;另外,户用储能和充储放一体化充电站等市场规模不到100亿元,且需要补贴才能推广。

储能项目经济性分析

我们以10MWh的铅炭储能项目为例,测算其经济性:

(1)投资金额:整个系统主要包括铅炭电池、BMS、PCS、EMS、配件及其他,合计投资约1250万元,即固定成本为1250元/kWh。

(2)投资回报:假设系统折旧年限8年,项目所在地电价差0.8元/kWh,通过详细测算,项目税后累计现金流在第6年成为正值,即静态6年回收,税后IRR约为6.08%。江苏某些地区对储能项目平均有0.1元/kWh的补贴,这种情景下税收IRR可达到9.44%,已具备商业化推广的要求。

(3)敏感性分析:选定折旧年限和电价差两个重要变量,计算各种情景下的税后IRR,例如折旧年限n=10及电价差1元/kWh的情景下税后IRR可达到16.13%,这就是收益非常好的储能项目。

对于锂电储能项目,在0.8元/kWh的电价差下,初始投资成本降低到1500元/kWh时税后IRR可达到7.36%,而目前锂电储能的初始投资成本在2500~3000元/kWh,这也就意味着成本还需降低一半才具备较好的盈利能力。

风险提示

政策落地推进或不达预期;上市公司业务发展或不达预期;行业估值中枢能否维持,在一定程度上存在不确定性。