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储能成本的快速下降使得一些商业模式可行。以工商业峰谷价差套利为例,根据苏价工【2016】1号文件,江苏省1-10千伏普通工业用户峰谷价差可达1.0052元/度电,由于储能系统成本的下降,该峰谷价差使得储能存在一定的套利空间。
按照市场价格,假设磷酸铁锂电池系统(含BMS及其他附件)价格1800元/kWh,储能PCS售价500元/kW,则一个1MW/4MWh的磷酸铁锂电池储能系统初始投资770万元。考虑一年运行天数340天、每天一次完整的充放,运行成本0.05元/kWh,则1MW/4MWh储能系统每年的净收益约130万元,静态投资回收期约6年。这一投资回收期依然偏长,但如果考虑未来储能在除峰谷价差套利以外的其他服务收益(如需求侧响应、延缓变电扩容、电能质量等),储能已初具商业价值。未来随着成本的进一步下降,储能的经济性将逐步凸显。
3.3各应用场景大项目井喷,国内储能发展即将提速
2016年以来,储能大项目呈现井喷之势,这些项目涵盖辅助服务、可再生能源并网、新能源微电网及工商业用户侧等各个领域。储能大项目的涌现一方面表明储能的价值正在得到越来越广泛的重视和认可,另一方面也将进一步促进储能产业的发展成熟。值得注意的是,除了工商业用户侧以外,其他领域的大项目大多仍是以示范项目的形式出现,我们判断国内储能的大规模推广将在这批大型示范项目建成投运之后,即便如此,这批大型示范项目本身就足以支撑未来两年国内储能装机的高速増长。
(1)辅助服务领域
2016年4月,国家能源局批复同意大连开展液流电池储能调峰电站建设,并列为国家化学储能调峰电站示范项目,主要为了解决大连及辽宁电网曰益严峻的调峰能力不足和弃风限电问题。2016年10月,大连融科储能技术发展有限公司与大连市热电集团有限公司签订战略而作协议,拟建设200MW/800MWh全钒液流储能电站,计划于2018年底建成投运。
2016年12月,国家能源局公布首批多能互补集成优化示范工程,其中6项为风光水火储多能互补系统工程。以海西州多能互补集成优化示范项目为例,该项目总投资约63.7亿元,规划总装机容量700MW,其中包括200MW光伏发电项目、400MW风电项目、50MW光热发电项目及50MW储能系统,计划于2018年年底全部建成。
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