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专访国轩储能彭明鸿:预计明年储能销售规模可达800MWh
(时间:2018-12-5 11:38:36)
   国轩高科(股票代码002074)正在积极布局储能市场。为此,早在2017年10月,国轩高科成立了专注于储能产业的全资子公司:上海国轩新能源(合肥)储能科技有限公司(以下简称“国轩储能科技”)。
   国轩储能科技总经理彭明鸿对中国储能网介绍,“我们正在自主研究储能电站系统需要的储能技术,提供系统集成综合解决方案。目前,“国轩储能科技”已针对电网储能系统设计和开发了BMS、EMS统一嵌入式台和专用大功率储能变流器PCS。
   彭明鸿透露,国轩高科公司近期着重于储能系统方案整合以及重点示范工程建设,中期(到明年底)针对目标市场将技术细化、产品进一步定型,打造储能产业链和创新营运模式,远期将研究梯次电池利用面临的相关问题等。
   彭明鸿表示,未来“国轩储能科技”将成为公司的支柱产业,希望在5-7年内实现单独上市。”
   2020年储能系统成本或下降0.15元/KWh
   记者:在储能市场,你们主推磷酸铁锂电池技术路线。为什么?是技术本身原因还是公司路径依赖的原因?
   彭明鸿:我们之所以选择磷酸铁锂,主要原因有两点:首选,三元电池的安全性肯定是低于磷酸铁锂,发生热失控的概率更高;其次,三元电池的性价比较低,难以满足储能系统商业营运需求。今年公开报道的几十起电池系统安全事故中,虽然没有三元、磷酸铁锂电池分配比例的具体数据,但估计三元电池占比可能要高一些。储能电站系统对电池的安全性要求比动力电池要求,一旦发生事故对企业乃至整个行业都是负面性、灾难性的。另外,三元电池的成本及循环次数无法在性价比方面较磷酸铁锂电池具有竞争优势。所以,我们在市场需求的紧迫性、安全性与性价比之间寻找一个平衡点。因此,我们在未来3-5年内不会考虑将三元电池用在储能项目上,将专注于酸铁锂电池的储能解决方案
   记者:今年6月30日,使用国轩高科磷酸铁锂电池“支撑”的江苏镇江长旺储能站(8MW/16MWh)成功并网,这是迄今为止,国轩高科在电网内已并网的最大储能电站。你们是如何拿下这个大项目的?
   彭明鸿:“国轩储能科技”针对电力储能产业已经有3年多的布局,公司在技术储备、市场准备上做了大量的基础性工作。今年5月底,我们获知该项目的招投标信息,在充分分析和论证之后,我们积极参与招投标相关工作,经过三轮商务答辩,我们以优异成绩,率先进入到决策谈判的最后环节,凭借着市场和研发的优势,储能电站热管理方面的经验,以及真诚的合作态度,最终从众多竞标企业中脱颖而出,成功中标8MW/16MWh扬中长旺储能电站。这是我们参与国家电网的第一个电站储能系统项目,“国轩储能科技科”独立完成销售、设计、施工、安装等工作,从项目中标到交付并网,我们仅仅用了35天,意义非凡。
   记者:你们的储能产品销售了多大规模?预计明年储能销售市场规模有多大?
   彭明鸿:截止2018年11月,已实现包括储能电源、储能电池组、储能电站系统大于200MWh。我们预计明年至少可以到800MWh,用户侧已经储备了400MWh的储能电站项目,预计销售额可超过10亿。
   记者:你们如何预测未来储能系统成本下降的空间?
   彭明鸿:我们公司的储能系统成本测算不具有代表性,因为自己生产电芯。根据储能行业多次的投标信息统计分析,储能系统成本(不含利税)在1.5元/wh左右,电芯占到60%,大概在0.9元左右;其余40%是电气一次、二次等机电设备。由于,电气设备属于传统产业,成本几乎没有下降空间,储能电站系统降本压力将全部集中在电芯环节。预计,到2020年,储能系统成本会下降0.15元左右,即:电芯成本下降0.1元左右,其他成本下降0.05元左右。
   记者:你们在储能系统安全性上有没有什么技术?
   彭明鸿:储能电站系统的安全性是我们十分关注的重点。在电池系统上,我们设计温度、过流、消防及安防多重保护技术;从电气系统角度,我们配置直流/交流保护,低压/高压保护及电池层/电气层等多重级保护;从系统控制角度,我们采用了分层式、分散式控制系统架构。
   记者:动力电池梯次利用在储能电池上,是有一个见仁见智的有争议的话题,有人认为新电池的成本迅速降低,退役电池梯次利用在储能上的经济性可能在逐步丧失。你怎么看?在梯次利用和回收利用上,你们做了哪些布局?
   彭明鸿:我们认为退役的动力电池用在不间断电源或铁塔的通信基站电源是可以的,用在大规模储能电站系统在技术上可行、商业模式上不行。如果把退役动力电池系统回收重组不大可行。如果拆解,系统成本高;如不拆,则不太好设计储能电站的系统架构。
   在回收利用上,业内有两个模式,一个是“回收+二次利用”,另一个是“回收+拆解材料”。我们目前有一个专门的控股公司专注于电池回收拆解。
   储能市场的五大困惑
   记者:在储能行业,除了卖储能电池和系统之外,是否也会投资储能项目?如果投资的话,你们看好哪些应用场景?
   彭明鸿:投资类项目我们参与会比较少。因为国轩高科是设备制造厂家,不会用自有资金去大规模投资建设储能电站,未来也可能会以金融租赁等创新方式去参与一些投资类储能电站项目。纯从财务数据而言,电网调频市场近期的收益模型较为理想;部分区域的用户侧调峰(价差套利)的储能收益模型具有一定的吸引力。
   记者:由于储能市场刚刚起步,你们在储能市场的过程中,遇到哪些困惑?
   彭明鸿:首先,在用户侧,用户对储能项目的投资收益比较关注,但是,目前整个行业都没有形成清晰的、实证的盈利模式。
   其次,市面上基本没有真正的储能电芯,各大动力电池厂家都未投入专门的储能电芯产线。
   第三,储能电站系统技术标准、并网标准还不规范,究竟做到什么程度可以并网?400V和10kV储能系统的技术标准的区别又在哪里?
   第四,储能系统最大的成本在电芯,项目是由系统集成商来做,集成商不太可能投入特别大去购买电芯,作为电芯制造厂家应该怎么定位自己?
   第五,社会上的用户(电网侧、发电侧、用户)对储能系统的了解不够深,电力系统中的部分人可能也不了解都PCS(储能双向变流器)是什么,储能的推广普及还有一个过程。
   记者:三星、松下和LG都在中国布局储能市场,你们未来怎么跟这些外资企业竞争?
   彭明鸿:储能产业不能仅靠电芯制造企业,需要系统集成商和下游客户一起来推动。日韩厂家在电芯方面的技术成熟度高一些,成本低一些;但是其电站系统集成成本、管理成本就不具有优势。当然,在国际市场上,他们具有一定的品牌优势。在储能市场上,尤其是国内市场,三星、松下和LG不是我们对标的目标。
   总之,探索有效的商业模式是储能产业健康发展的源动力,还需要政府及行业参与者共同努力。
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