调研问答全文
南都电源 (300068) 2016-09-28
一、与机构投资者签署《承诺书》；
二、介绍公司的基本情况；
三、以下为互动交流环节内容：
1、储能电站运营模式是怎样的？用户一旦违约将会给公司造成多大的损失？
目前南都采用“投资＋运营”商用化新模式，该模式下南都在用户指定的场地上安装的储能系统，并入用户方的内部电网。储能系统在谷值及平值时充电，在峰值放电以获取电价差。南都负责建设储能电站并获得电价差、分享政府相关的补贴以及相应的增值收益，用户获得低于国家电网峰值电价或交易电价的用电，以此达到合作共享。
目前公司采用“投资+运营”模式建设的电站规模累计将达百MWh，受到市场的广泛肯定。截止目前尚未出现用户违约状况。并且，公司团队全面专业，与客户签署合约前开展了充分风险评估，并在合同内添加了用户需优先使用储能电站电量等约束性条款，违约赔偿机制健全又完善。即使用户违约南都面临的风险也是可控的。
2、公司铅炭电池的推广情况？公司认为锂电电池成本什么时候能赶上铅酸电池？
目前公司储能用铅炭电池可以达到3000次以上的循环寿命，性价比很高，推广价值非常高，推广速度主要取决于国内的商业运营模式。动力领域方面，铅炭电池进入汽车企业时需要认证，大规模的推广需要一定的时间。
锂电池具有能量密度高，轻便，寿命长等优点，但技术还不够成熟，安全性有待提高。锂电池成本的降低取决于技术的突破，这是一个长期的过程。
3、公司如何看待铅炭电池与锂电池的前景？
公司的铅酸电池技术在国际上领先，而整个行业锂电池技术不成熟，在产业链上的需求较大，无论在储能和动力上，未来锂电池的技术空间更大，但经济性在短期内不高，公司将考虑产品的经济效益来进行产品结构的调整。铅炭电池的成本与铅酸电池相似。在储能领域，铅炭电池相对于锂电池来说在短期内具有性价比的优势。
4、公司在行业中的地位？
电池的技术类别不同，竞争对手也不同，通讯后备电源竞争对手主要为双登、圣阳和雄韬等，电动自行车电池对手为超威、天能，纯电动车电池对手很多，主要为比亚迪等。锂电储能领域的对手为比亚迪、ATL等，铅炭储能领域在示范项目中有竞争对手，商业项目竞争不强。
5、谈一谈电力行业的发展趋势。
1、配电网逐渐放开：未来通过储能，整合负荷，“负荷聚合商”将负荷整合成柔性。电网的实际利用率不到平时负载率30%。未来通过柔性互动，能够大幅平邑负荷波动，电网的投资需求就没那么高了。电网投资不那么高之后，电价就下来了。
2、新能源兴起：李克强在哥本哈根承诺，到2020年单位GDP排放将比2005年降低40%-45%，新能源的开发和消纳仍然是行业重点。
3、市场主导电力交易：2016年9月重庆电力交易中心正式挂牌，这体现了国家电网系统未来以市场化的手段推进电力系统改革的政策决心。重庆电力交易中心作为重庆电力市场的组成部分，将改变传统电网企业统购统销的模式，发电企业和售电公司或用电企业可通过交易中心自主买卖电能，将有效降低企业成本，激励和保障各类市场主体参与市场竞争的积极性。未来电力交易将以市场为主导，而不是由电网主导。
6、锂电池梯次利用前景如何？目前多少成本？
随着新能源汽车行业的不断扩展，报废的废旧动力锂离子电池将何去何从也成了一个问题。根据中国汽车技术研究中心预测，到2020年，我国电动汽车动力电池累计报废量将达到12万-17万吨的规模。
这些不能被电动汽车继续使用的电池，并非完全失去了价值，理论上说，它们还可以按照电池容量的不同，而被利用在储能或者相关的供电基站以及路灯、低速电动车身上，最后进入回收体系，实现梯次利用。
先从技术角度分析可行性，锂电池回收工艺相较铅酸回收更为复杂，从废旧锂电池中直接回收正极材料、负极材料、电解液、隔膜等高附加值的中间品商业化有一定难度。加之不同厂家的锂电池材料和配方等各不相同，要完成回收有一定难度。
并且在再利用方面，比如再利用为家庭储能电池，也要根据储能项目的需求做二次开发，要求电池成组后的外形、安装、动力接口、信号接口以及各种协议、电压等级等都必须统一起来。在这些都完成之后，即便是有“下家”能接受再利用产品，安全性无法保证，即便用全新的，安全性还不大行。退下来的一致性不行，更不安全。
电池管理系统也是问题，废旧锂电回收了但没有前面的数据的话后期很难掌控，电池容易出现突变状况。如果要重新成组难度就更高了。
目前拿废旧锂电池成本行情变化较大，和以前肯定不一样，现在不太好说成本。
7.公司在储能领域目前有什么突出的项目？
公司在以下的储能应用项目中拥有突出的技术优势：
1、独立离网系统
2、分布式微网储能系统（光伏扶贫、弃光改善、多能互补系统）
3、电网调峰调频
4、工业削峰填谷
公司2011年开始做储能示范项目，经过5年的发展，目前技术成熟。试点项目已经有45个，下列是几项具有代表性的项目：
1、东福山岛离网储能项目
2、张北风光储输
张北项目属国家电网示范项目。由河北省政府、发改委、以及风电专家共同选址，地址在距离北京3小时车程的河北省张家口市张北县。该项目使用了南都的铅酸和铅蓄电池。
3、国王鹿西岛微网项目，使用了南都的铅炭和超级电容。
4、印度国家电力调峰电站
7、公司储能电站“投资+运营”模式的成本如何？投资回报期多久？装机规划是怎样的？
以江苏江苏省电价差平均7毛6分为例，目前成本是1MWH约130-160万左右，公司正在技术改进，年底争取做到150万以下，以此标准计算投资回报期一般5年左右。
今年年底预期落地2-300MWH，但是项目要进行审批、环评、安评等程序，项目期会有所顺延。之前的项目直接是集装箱排布，不需要建筑审批。现在项目规模增加需要先搞基建，时间周期更长一些，但是单位成本上是变便宜的。
8、公司目前在发电侧储能上是否有规划？
公司目前主推铅炭电池，动力电池梯次利用上也做了技术准备。发电侧适合用铅炭电池储能，例如三北地区没有占地限制，铅炭储能成本低于锂电，优势较为明显，但是发电侧存在收益不确定的问题。公司会根据具体项目情况综合评估做出相应规划。
9、大用户直购电对工商用户的影响如何？是否需求会下降？
大用户直供会考虑峰谷电价差，尽量采用削峰填谷降低用电成本。未来可能出现负电价，这就需要储能系统和电网互动，减少电网的损伤。这种情况下未来就不再是单纯的削峰填谷储能，而是多种商业模式结合。当然新模式下，蓄电池会面临更高的要求。
10、目前电力需求测响应有多少种模式？
需求侧响应（demand response, DR）的概念是美国进行了电力市场化改革以后，针对需求侧管理如何在竞争市场上充分发挥作用以维系系统的可靠性和提高系统运行效率而提出的。该概念可定义为：当电价随时间变化时，电力用户察觉并响应电价变化的市场参与行为。
总结国内外开展需求侧响应的经验，可将电力市场下的需求侧响应划分为以下两种模式：
一、基于价格的需求侧响应
即用户根据电力市场电价的变化相应地调整用电需求。用户根据电价进行决策，将用电时刻调整至低电价时刻，从而减少电费的支出。
（1）永久性电价模式：客户支付约定的价格设定，能源供应在合同期限。固定价格合同可以帮助客户如果在未来能源成本上升省钱。相反，如果能源成本下降，客户可能会为此付出更多的固定价格。
（2）浮动定价模式：此选项允许客户的价格上涨或下跌的基础上每月为它跟踪电力。一般来说，客户的价格是批发价的一个百分比，无论在哪个方向移动的批发价格。
（3）混合定价模式：这个选项是一个组合的固定和浮动选项。在某些情况下，客户支付的固定价格合同期的一部分，和一个浮动价格的剩余时间。在其他情况下，一个固定的价格，将适用于一部分客户的供应和价格有浮动，将适用于其他。
二、基于激励的需求侧响应
即电网公司通过制定确定性的或者随时间变化的政策，激励用户在电网可靠性受到影响或者电价较高时削减负荷。包括直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、紧急需求响应。
11、关于南都电源—中能硅业储能电站实地参观交流的主要内容如下：
（一）储能电站项目容量及发电量：
（1）系统额定功率1.5MW，额定容量12MWh；为交钥匙工程，所有权归属中能硅业；南都后续项目将以自己持有并运营为主；
（2）放电深度DOD为70%，循环次数4000次，寿命10年以上，10年后预计容量剩余60%、项目残值是25%左右；
（3）实际功率（放电功率）1.05MW*8h=8.4WWh，一年360天工作可发电302万度；中能硅业年用电量约50亿度，储能电站年发电量不足用电量的千分之一；
注：充电电压高、放电电压低，12MWh是额定容量，但是实际使用70%充放电深度，因此实际放电容量为8.4MWh（12MWh的70%），放电功率1.05MW（1.5MW的70%）；充电过程前期以1.5MW功率充电，一段时间后充电功率逐渐下降；充放电时间仍是8小时。
（二）削峰平谷商业模式：
江苏徐州110KV标准工业电价共分3段：峰值电价1.05元/度，谷值0.31元/度，平值0.66元/度，峰谷单价差0.75元/度；
00:00-08:00 谷值，充电
08:00-12:00 峰值，放电
12:00-17:00 平值，待机
17:00-21:00 峰值，放电
21:00-24:00 平值，待机
（三）项目经济性：
实际使用情况：充电8小时9273度，放电8小时8393度，充放电效率90.51%（充放电电压差异造成功率不对等）；
平均每天受益5938元，360天年收益214万元，<最大亮点>在于实际充放电效率要高于设计数据5.5个百分点，主要得益于充电效率的提升；
深度循环假设：若假设将充放电深度提升至80%，充电10667度，放电9600度，充放电效率90%，每天受益6773元，年收益244万元，增长14%
关于电池衰减：电科院测试，电池寿命做到6000次（50%DOD），但是还没有快速衰减；70%DOD情况下即使额定功率衰减，实际使用功率仍然可以做到8.4MWh的放电量，相当于开始时是70%DOD，后面衰减后DOD变深；
（四）电站投资：
该项目总投资额由于是交钥匙工程，具体金额不方便透露，示范项目原因，配套器材都是高配（场地、设备、安全措施等）；项目纯建设周期3-4个月；
（五）电站组成：
铅炭储能电池：单体电池2V-1000AH，12MWH合计使用电池6048只；共计18组电池，每3组电池并联形成一个储能单元，共计6个储能单元；
电池管理系统BMS：主控6台（6个储能单元）/从控252个；
储能监控设备PCS：1套/6台；
其他：氢气报警系统1套、5P工业空调6台、自动通风装置1套等
（六）电池性能指标：
优异充电接受能力：100%深度放电，以2.35V单体恒压0.15C10（A）充电10H，充电量在放出电量98%，普通电池做到此程度需要16小时
更宽的温度适应性：-40℃至60℃
耐短路恢复性能优异：8次短路后，容量大于初始容量的98%；
极低的自放电：静置90天后剩余容量大于93%；
更平稳的放电电压：80%放电深度电池压降≤0.12V/单体；能够提供更高的能量密度；
70%DOD预期循环寿命4000次。
（七）铅炭VS锂电：
锂电大功率具有一定困难，12 MWH已经非常大，锂电目前还比较难做到，BMS的复杂程度很高，成本大概是铅炭的2-3倍；
（八）南都后续储能项目：
总的协议8-900MWH，包括镇江600MWh的框架性协议，待建的大概300MWH，包括无锡新加坡工业园120MWH正在设计，还有天工集团（国内最大特种钢企业，用电大户而且电能质量要求很高），苏州有3家一共68MWh，今年预计落地200-300MWh。
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