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演讲全文如下：
各位领导、各位嘉宾，上午好！非常荣幸能有这么一次机会把我们南都在储能这块做的项目以及我们的应用模式给大家做分享。今天我演讲题目是“储能在电力需求侧微电网中应用模式与案例分析”，主要从我们南都的商业模式和系统应用模式层面与现场各位领导和嘉宾做介绍和分享，现场也有很多微电网方面的专家，希望我们可以多做一些深入的交流。
我分享的内容主要分三块：一是简单介绍储能在电力需求侧的价值，最近几年来，储能市场持续升温，目前已经进入风口状态，特别是11号下午国家五部委发布的储能技术和产业发展指导意见，将储能的热度往更高的层面推进。二是重点介绍南都在储能电力需求侧的应用模式和商业模式。三是给大家分享南都从2016年开始，采取投资加运营的新型商业模式，到目前我们开发的商业化储能案例。
第一，大背景。能源革命是大家都在关注的领域，储能发展也是基于这个大背景。不管是基于国家宏观调控方面，还是技术创新方面，大家都希望在能源方面找到一些突破。能源革命是以互联网技术推动供给侧和需求侧的变革，革谁的命？我们认为是对传统能源做全新的改进，调节中国能源结构。大家可以看到左边的图，目前煤电在我国的能源结构中占69%，而在世界平均能源结构中只占29%，差距巨大。去年G20峰会上，“巴黎协议”，我国向全世界宣布2020年我国的碳排放将达到到峰值，国家势必要采取措施，发展清洁能源，削减煤炭利用率。
第二个背景是“电改”，2015年9月份出台的9号文件明确放开两端，管住中间。给我们储能，包括分布式发电、智能配电、智能用电以及用户侧的服务提供了合适的机遇。第三个背景是目前整个电力系统在逐步发生变化，上面的图是传统电力系统的价值图，从我们的发电到输配电，能量是单向流动，这使整个系统能效相对较低。结合于目前新的技术，比如储能、能源互联网、微电网等，未来整个电网的结构将发生变化，能量将多向流动，从原来的端到端，到未来有可能在某个端里面，既有能量流入，又有能量流出，这对整个电力系统提出了全新挑战。
电力需求侧面临的机遇和挑战。新形势，从2014年开始，基本上很少有园区发生拉闸限电的情况，原因是目前电力供应是供大于需，所以整个工作重心目前从保供需平衡向多元化转变。其次大家非常清楚，目前新能源发电矛盾重重，2017年这个情况有所好转，但是弃光、弃风的矛盾依然突出。新机遇，“十三五”节能减排工作里面，要求我们加强需求侧管理。新一轮的电改对电力需求侧也提出了新的要求，特别是9号文件明确要积极开展需求侧管理和能效管理，促进供需平衡和节能减排。新的内涵，如何提升我们在用户侧、用电侧、需求侧企业用电、用能的效率，降低企业的生产成本。通过促进用户侧的大规模的友好互动来促进我们可再生能源的多元化重要手段。不管是新的机遇、新的挑战还是新的内涵，电力需求侧对我们储能来说都是巨大的机遇，主要看我们怎么挖掘储能在电力需求侧中发挥的价值。
这是比较经典的一张图，直观展示了储能在电力需求侧的价值。左边的图是美国的一个研究机构发布的，内涵非常丰富，既展现了储能在电力系统的发电侧、用电侧和配电侧中的功能，又展示了储能在不同的用电端整个时间段的作用。据我们统计，在发电侧，储能可以实现8项功能，在输配侧是9项，在电力需求侧，储能可实现13项功能。所以说储能的价值是贯穿整个电力系统的发输配以及用电环节。在发电环节更多是提高整个发电侧，特别是新能源的可再生能源的接入以及利用效率。对于输配环节是促进电力系统更加灵活，实现柔性电网，以及提高电网的可靠性和稳定性。在用户侧，储能可促进整个用户侧的智能化用电，提高整体用电管理水平，以及用户的运营效率。传统电力，电能从发电端传输到用户端，只是空间的转变，储能引入了时间因素的改变，可以储能，可以错峰应用，极大地提高了能效。总而言之，由于储能具有双重特性，既可以作为源，又可作为荷，所以在电力系统中可扮演多重角色，潜力巨大。
储能方面产业政策非常多，大家平时可以多关注了解下，今天就不展开了。我主要介绍储能在电力需求侧的应用，它主要分为四类：一是能源互联网的主要项目，二是电力替代，三是多能互补的示范项目，四是微电网的示范项目。对于目前电力需求侧市场的情况，这一个权威机构发布的一张图，统计了2010年到2016年储能在中国的装机容量，目前绝大部分还是在电力需求侧、用户侧这块。2016年年底，目前规划装机容量在740MW，这个容量和前几年相比成倍增长，结合它的经济模型以及商业模式，储能应用当前还是聚焦在两方面，一是工商业用户端，二是一些园区。它的作用是给企业或者园区做电费管理，容量电费或者电量电费的管理，帮助用户降低生产成本。在微网里，储能与其他新能源发电结合，如光储联合发电，可以使微网独立运行。它的商业模式主要是利用峰谷价差、需求侧相应等获取一定收益。
海外市场和国内有点类似，海外的分布式发电和微电网储能装机站是42%，主要分布在美国、德国和澳洲这几个相对比较发达的经济体，像德国和澳洲，目前光伏补贴已经大幅度下降，对于装有光伏的居民，如果白天低价把电卖给企业，晚上再高价买回，经济上非常不划算，这个情况驱使德国和澳洲等地的居民和用户有很大的动力自己安装储能。在德国还有澳洲部分地区也出台了相关的储能补贴政策，包括投资的优惠，使得当地需求侧的储能需求大幅度增长。
探索储能在电力需求侧的商业模式时，我们面临两块问题：储能成本相对偏高，缺乏储能的补贴政策。储能成本过高和经济回报差是制约储能产业规模化应用的重要因素，我们统计了一下多种储能技术，包括铅炭和抽水蓄能以及锂电等多种技术，在2010年到2020年的成本下降趋势，行业内认为未来整个储能的成本仍会有大幅度的下降。右边的图可以看到，储能要实现市场化或者实现商业化，它有一个关键的东西是度电成本，这个大概在6毛左右的时候，基本上可以实现商业化的规模。我们认为抽水需能成本相对比较低，再就是铅炭储能，锂电成本在1元左右，未来看技术的发展。目前储能缺乏相对完善的价格体系。我感觉储能真正规模化应用，它的制约因素，储能成本下降的空间是其中的因素之一，更大的是我们国家对储能产业的支持。
前几天我和一个专家聊天，谈到储能目前在电网里面，包括用户侧或者发电侧，角色就是活雷锋，哪里需要去哪里。我们给电网做了很多服务，事实上并没有拿到相应的回报，前几天有一个好消息，指导意见出来，未来会有相关的政策出台。虽然政策和我们预期的有落差，没有把储能的补贴政策放进去，但也让我们做储能的人看到了希望。南都目前选择的技术路线是铅炭电池，南都电源自身的电源产品有铅炭电池、锂电池、燃料电池，在储能商业化推广的时候，为什么选择铅炭储能系统？我们从五个维度考量：1、系统的安全性，毋庸置疑，因为铅炭电池技术路线发展是从传统的铅酸电池发展过来的，铅酸电池150多年的历史，铅酸电池很少发生燃烧爆炸。铅炭目前来看，我个人认为安全性还是最高的。2、规模化的应用程度，储能商业化应用规模较大，像目前做的最大的单体，无锡新加坡园区是160MWH，相当于整个电站里面用的电池单体是10万个，而且我们用的都是1000AH的单体，如果无锡新加坡园区项目采用锂电或者100AH或者更小容量的电池做，这需要多少算法进行电池管理，管理难度又有多大。我们认为储能技术要有规模化应用，我们铅炭的优势恰恰非常明显。3、经济性，循环寿命和系统效率，我们认为这两个指标实际上体现在经济性里面，如果整个寿命周期内，循环寿命足够长，三千次、五千次，效率足够高，就会体现出来经济性更好。我们这边也有测算，当前锂电池的固定成本，按照当前锂电3000元每千瓦时的成本，锂电的成本在8毛钱左右，考虑财务成本和工程建设成本，不考虑回收，铅炭的储能目前的成本大概0.65元左右，我们在峰谷电价差0.65元以上，可以实现经济利用。这是铅炭储能系统最大的优势。
南都铅炭储能发展历程，南都铅炭电池是由南都自主研发的，拥有自主研发知识产权的。我们从2010年开始研发到2011年开始使用，到2013年5月17日国家能源局鉴定并给与我们高度鉴定评价。这是南都铅炭储能发展历程，我们第一代铅炭电池寿命三千次，通过材料改善，提高性能，目前已经做到50%的放电深度，循环寿命是6000次，完全满足10年的使用寿命周期。去年年初在《能源技术革命创新行动计划2016-2020》中我们提出，希望2020年我们的放电深度到80%，性能提高到五千次，未来3年我们的成本还会下降30%。提高电池性能和降低电池成本，双管齐下，大力推动储能的发展。
从2011年至今，南都在一些海岛、边远地区、园区做的并网、离网的规范性示范项目，大大小小总计45个，整个规模是200MWH。
东福山岛，这是2011年正式投运的，目前投运已接近6年时间。第二个是风光储能，当时做的6MWH。鹿西岛，这是电网型的微电网示范项目，主要是展开支撑，包括提供线路的接入。南方电网万山海岛做的新能源微电网示范项目。印度国家电力调峰调频储能电站，是1MWH，是用锂电和铅炭的项目。这是新加坡做的智能楼宇的微电网项目。
经过前面5年的实践积累，南都实现了从储能的本体到储能电站到投资和运营的跨越式发展，我们目前借助南都的技术平台和南都上市公司的资金平台，不论是市场还是技术的能力，还是商业模式都发生了巨大的质变。这是目前南都在2016年提出的投资+运营的储能商业模式，这个模式类似于我们合同管理模式，我们的客户只需要提供场地给我们，包括用电诊断、项目设计、项目的投融资以及项目的工程实施和后面的运维全部交给我们做。用户是不需要投资一分钱，用户也不需要做任何维护，所有工作都是由南都的团队负责，我们会极大的提高用户的电力质量和电力可靠性，同时用户还可以获得相应的电力分成、享受电力需求侧管理的服务。目前南都成立了两个产业储能基金，第一个是和建行成立了50亿的产业基金。第二个是和三峡资本成立20亿产业资金，目前借助成立的两个产业基金项目，未来3-5年我们可以为用户提供优质的服务。储能的盈利模式，大家都知道，利用电网的峰谷电价差，在谷值时充电，在峰值的时候卖出去，获取差价。目前储能的应用模式很多，我们储能可以和园区相结合，给园区提供配售一体化的综合服务；和用户相结合，改善电能质量，提供备用服务等。
这个是之前整理的2016年的图，今年很多地方出台了一些新的峰值电价政策，大家也可以去了解下。在部分地区，工业上峰谷电价差有1元，那储能的投资回收期很短，大概5年左右收回成本。江苏、上海、佛山、湖北，包括广东、天津等等地方，在没有国家的补贴前提下，南都利用峰谷电价差的模式实现盈利，我们只要峰谷电价差在0.75元以上，基本上这个模式可以大力推广。我们目前提供标准化、模块化的方案，一个40尺的集装箱，额定容量是1MWH，根据客户需求，我们可以快速叠加。比如客户想做5MWH的储能系统，那5个集装箱就是5MWH。
第三，商业化的案例。当前我们投资规模已超过1.9GWH，目前已投运项目50个，已投运规模超过400MWH。下面和大家分享一下我们南都储能的商业化的模式。储能参与并作为独立的主体参与调频服务模式，这是德国一次调频的服务，今年上半年，2017年4月份，南都与德国的合作伙伴一起做的50MW和100MWh的储能示范项目，该项目一期会在年底投运。储能加智能电网的模式，这个模式是我们无锡新加坡园区智能配网的模式，这个项目是第一个配网+储能项目的服务，实现园区配售电一体化运营服务。储能+优质供电服务的模式，这个项目是申报第一批55个能源互联网示范项目，这是12.5MW和100MWH，客户对电能质量要求非常高，如果电能质量发生问题，对客户影响很大，我们通过储能给客户提供了合适的解决方案。这是另外一种应用方式，IDC联合供电服务模式，和中移动做的121.7MWH的项目。最后一个是储能+充电扩容的模式，北京第一个商业综合体储能电站，这是可以快速复制的模式，特别是针对老的商业综合体，它上一级线路，容量往往都是限死的，去申请，工业局没有容量给你，如果你要加装充电桩或者微光伏，增加储能系统可以解决线路扩容难的问题。投运的项目，这是徐州中能的项目，去年7月份投运，运行一年多时间。去年8月份已经交付。镇江的项目，600MWH，一期容量全部完成，100MWH。还有苏州园区的80MWH的项目。
我今天就分享这些。感谢大家！
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