RE-invest 2020关于电池储能的会议，重点是创新和可持续性，就印度电池储能的潜力和需求发出了复杂的信息。
因此，虽然一些小组成员强调，考虑到峰值需求和供应之间的差距很小，长期储存对印度来说还不是真正的要求，但其他人强调，要采取更务实的方法来解决房间里的大象，即如何处理尚未超过其额定寿命或产生足够回报的高热能和天然气资产基础。考虑到180吉瓦的峰值需求，印度已经有接近370吉瓦的各种方式的装机容量，其中大部分热电和天然气资产处于闲置状态或在次优负荷下运行。会议还错过了一位非常重要的成员的观点，Sumant Sinha,ReNew Power的董事长兼总经理，最近赢得了一些最大的存储相关招标，因为他无法参加。
由费边Wigand在会议结束时，guidhouse Energy Germany GmbH能源、可持续发展和基础设施副总监david scharker对未来几年的形势变化持谨慎乐观的态度，到那时，储能成本和需求形势都可能显著改善，足以产生影响。
少数几个达成共识的领域之一是对SECI的赞赏，因为它承担了风险，尽早试验其RTC和峰值供应拍卖，以了解市场并支持建立长期基准利率。
Jatindra Nath Swain，印度太阳能公司(SECI)董事长兼董事总经理也是该小组的成员。Swain谈到了RPO(可再生能源义务)如何成为可再生能源发电的一个驱动因素，与平均每单位成本大幅下降至2.80美元相一致。他指出，即使电网中的可再生能源发电量上升，老旧的火力发电厂也无法将PLF降至55%以下。因此，在需求低迷时期，正如我们在2020年几乎看到的那样，电力公司目前对这些火力发电厂收取固定费用。他的药方是需求管理。举个例子，一些州被要求将农业需求转移到白天，以更好地管理需求。单班制行业也可以做到这一点。他指出，该国夏季高峰和冬季高峰需求之间存在巨大差距，他担心使用电池储能来管理这样的高峰可能不会真正奏效。直到辅助服务市场像西方一样发展起来。
Ranjit古普塔Azure Power首席执行官提醒与会嘉宾，在印度这样一个价格敏感的市场，电力公司发现，目前即使从混合动力项目购买电力也很困难。在这一层增加电池只会使成本更高。他指出，由于风能和太阳能项目规模庞大，可再生能源的可变性仍然是可控的，需要进行需求管理的是可调度性。通过抽水蓄能或其他创新结构(如RE +热)进行储存是很好的。当考虑可调度的电力时，discoms可以通过将其与建造一个新的热电厂的成本进行比较来开始考虑成本。但即便如此，基于存储的电力价格也可能达到5卢比或更高，正如我们在少数几个中标项目中看到的那样。因此，他的观点是，在储存成本进一步下降之前，需要一段时间的耐心，然后才能制造出具有生存能力的串花瓶。
Rupam拉贾,富朗仕印度和东南亚市场总监强调了位于德里的10兆瓦一小时电池储能工厂，该工厂已经运行了大约10个月。“它提供了很多信息来帮助制定政策。挑战在于，虽然我们给discoms提供了签订RTC(全天候电力)可再生能源合同的选择，但我们没有做的是创造一个可行的选择，让他们可以摆脱签订固定合同的固定容量。因此，他们需要摆脱化石燃料替代品的固定成本。只要专注于峰值需求，这样discom就不必与天然气或煤炭供应商签订确定的产能合同，然后你就会看到电池存储解决方案的真正价值。”当被问及最近10月12日的孟买停电事件时，他强调，这一切都归结为考虑在固定的输配电成本等情况下使用电池。
马赫什•柯里获得SECI储能+可再生能源项目最大份额的Greenko集团联合董事总经理也在电池储能方面遇到了问题。在现阶段投票支持抽水蓄能。“卡纳塔克邦的可再生能源普及率从2015年的6%上升到2020年的50%。平均能源成本从3卢比增加到4卢比，迫使那里的电力公司自2018-19年以来几乎停止了任何新的可再生能源增加。在储能方面，抽水蓄能的价格约为每兆瓦时70美元，而目前电池储能的价格要高得多，至少为130美元/兆瓦时。”他建议考虑采取一种举措，比如对电力公司征收储能投资组合义务(Storage Portfolio Obligation)，就像RPO目前对可再生能源的增长定价一样，作为确保印度电池储能起步的可能起点。
纳瓦尔赛,布鲁克菲尔德可再生能源公司董事总经理，该公司是全球最大的再发电投资者之一，拥有近20吉瓦的产能。该公司表示，这不是是否可行的问题，而是电池储能技术何时成熟的问题。
他强调，要更深入地了解能源消费模式，并可能就峰值负荷签订短期能源合同，从而创造一个可行的储能市场。
强调作为投资者的可融资性，他称赞印度当局通过SECI和NTPC做得很好，为外国投资者提供了可融资性。“随着我们希望将越来越多的存储集成到电网中，预先建立支付安全机制至关重要。这是为了弥补未来价格下跌的确定性，并诱使客户重新签订之前签署的合同，正如2018-19年以来安得拉邦的情况所示。
Vijayanand,首席执行官Amara Raja电池公司从制造商的角度发言。”传统储能制造能力约为55- 60gw制造，大部分是铅酸装机容量。其中大约25%用于我所说的微应用程序。家庭、办公室、电信网络等。与RE的接口正在迅速发展成为一个有吸引力的提议。我们面临的技术挑战是你想要储存和释放多少能量来满足需求。这将决定存储成本。
24×7 RTC类型的应用程序打开了一个非常有趣的组合电池存储的命题。虽然锂离子电池在能量密度和快速充电方面很好，但在往返效率、高循环率和充放电循环的灵活性方面，铅酸电池或其他化学物质也可以发挥作用。我们已经考虑过创建混合解决方案。比如将低成本的选择与稳定的长期排放结合起来，而不是将高成本的短期排放结合起来。整体优化总成本。甚至可能与抽水蓄能相结合。”
“随着电池储能成本低于100美元/兆瓦时，政策框架需要确定这些好处，并将其作为监管机制的一部分。在全球范围内，我们还没有看到规模扩大到这个水平，”他补充说。
Rohan帕特尔特斯拉公共政策和商业发展高级全球总监强调，任何关于储能成本的讨论都需要考虑到化石燃料在世界许多地方仍能获得的补贴。“对高储能成本的认识不包括整个生命周期。避免了成本，比如往返效率。他以南澳大利亚的Hornsdale电力储备为例，强调它不仅降低了网络成本，提高了效率，而且降低了90%的电网管理成本。他强调，目前没有其他电源能够提供大型电池储能系统所能提供的响应速度，他强调有必要为电池运营商开发一个辅助服务市场，以更快地收回投资。
