531新政的下达，使得【dé】整【zhěng】个光伏行业遭受到了猛【měng】烈的震荡。尤其对【duì】于冲在光【guāng】伏阵营一线【xiàn】的光伏企【qǐ】业、经销商而言【yán】，更是苦不堪【kān】言。据新政发布已过【guò】去一个多月的时间，“控制光【guāng】伏【fú】新建【jiàn】规模、降【jiàng】低补贴【tiē】强度”等政策要点已经落地执【zhí】行，成为无法改变的事实，光伏人士都在积【jī】极主动的寻找出【chū】路。
对于光伏【fú】与储【chǔ】能的结合应用【yòng】是否能成为下【xià】一【yī】个行业发展风口，成【chéng】为光【guāng】伏企业备受关注的焦点话题。“现阶【jiē】段从短期目标来看，单一的【de】光【guāng】伏【fú】加储【chǔ】能【néng】的商业模式【shì】实现盈利还有一定的困难，对于长远规划【huá】而言，光【guāng】伏加储能应用是促进两【liǎng】大产业协同发展的重要【yào】出【chū】路之一【yī】。”日前【qián】，中关村【cūn】储能产业技术联【lián】盟秘书长刘为在2018光伏领袖峰会·黄山光伏大【dà】会二十年纪【jì】念论坛上表示。对于用户侧【cè】储能发展现状、分【fèn】布式【shì】光伏如【rú】何与用户侧储能【néng】结合助推商【shāng】业【yè】化应用等问【wèn】题，刘为进行了【le】深入【rù】分析。
“光伏+储能”登上风口
储能价格政策或有望出台
据中关村【cūn】储能【néng】产业技术联盟发布的《储能【néng】产【chǎn】业研究【jiū】白【bái】皮书2018》统计数据显示，截至2017年底，全球已投运的储能项目累计【jì】装机规模为175.4GW，同比【bǐ】增长4%;其中以抽水蓄能为主，其次【cì】是电【diàn】化学储能项目。按照新增【zēng】投运电化学储能项目装机规模排【pái】名，列【liè】入【rù】前四位的分别是美国、澳大【dà】利亚、韩国、英国【guó】，中【zhōng】国位【wèi】列第五，是业内公认的未【wèi】来【lái】潜力最大的发【fā】展中国家【jiā】。截止到2017年底，中国【guó】已【yǐ】投【tóu】运的【de】储能项目累计装机【jī】规模为28.9GW，与全球储能现【xiàn】状【zhuàng】相同，我国【guó】抽【chōu】水蓄能【néng】的装机占比【bǐ】最高，其次是电化学【xué】储能，累计装机规模为389.8MW，与上年同比增长45%。
从储【chǔ】能的应用领域分布来看，全球范围【wéi】内辅助服务领域的装机【jī】规模最大，其次是集中【zhōng】式能源并网和【hé】用户侧，分别【bié】位列第【dì】二和【hé】第三【sān】。刘为表示，我国的储能【néng】发展现状略有不同，用【yòng】户侧的装机【jī】量【liàng】占比最高，主【zhǔ】要是受到北京、上海【hǎi】、广州【zhōu】、江【jiāng】苏、浙江峰谷【gǔ】价差比较大【dà】的【de】区域【yù】，目【mù】前【qián】用户侧的储能发展非【fēi】常快;其次是【shì】集中式能源并网和辅助服务，分别位【wèi】列第二和第三。在我国【guó】户用光伏市场的爆发及电价改【gǎi】革【gé】的推进，国内户用【yòng】储【chǔ】能将紧随其后【hòu】。
伴随着储能的【de】成【chéng】本逐步下降，国外【wài】已经实现光储【chǔ】在用户侧的平价【jià】上网。刘【liú】为以【yǐ】德国【guó】户用【yòng】储能市【shì】场发展【zhǎn】为例，提【tí】供了一组数据：2016年德国新增了2万套户用储能电【diàn】池系统，到2017年其户用储能系统安装量为52000套。预计短期【qī】内，在大幅【fú】降低储能系统成本、逐【zhú】年下【xià】降【jiàng】的分布式光伏上网电【diàn】价、高额零售电价、高比【bǐ】例【lì】可再生能源【yuán】发电、德国复兴银【yín】行【háng】户用储【chǔ】能补贴等因素【sù】推动【dòng】下，德【dé】国户用储能市场容量将持续攀升。
从实际【jì】需求来分析【xī】，储能可帮助用【yòng】户“削峰【fēng】填谷”，节省【shěng】用【yòng】电成本，大【dà】部【bù】分地区【qū】工业用【yòng】电实行【háng】峰谷电价政策，不【bú】同时段，电价不同【tóng】。刘为指出，今后【hòu】分布式光伏结【jié】合【hé】用户侧的储能，将在并网情况【kuàng】下逐步走向【xiàng】与【yǔ】电网【wǎng】结合【hé】的道【dào】路。在9-21，国家发改委下达的《关于创新和完善促【cù】进绿色发展价【jià】格机制的【de】意见【jiàn】》中明确，加大峰【fēng】谷电价实施力度【dù】，运用价格信号引导电【diàn】力削峰填谷;省级价格主【zhǔ】管部门可【kě】在【zài】销售电价总水平【píng】不【bú】变的【de】前提下，建立【lì】峰谷【gǔ】电价【jià】动态调整机制，进一步扩大销售侧峰谷电【diàn】价执行范围，合理确【què】定并动态调整峰谷时【shí】段，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导【dǎo】用户错峰【fēng】用电。
国际能【néng】源网也【yě】关注到，最近【jìn】很多省份【fèn】相继对一般工商业用电销售【shòu】电价进行【háng】了下调【diào】，在梳理各【gè】省电网一般工商业用电峰谷分【fèn】时电价表时发现，以江苏为例【lì】，该【gāi】省降【jiàng】价【jià】后的一【yī】般工商业用电的峰谷电价差【chà】均超过0.7元【yuán】，该省份大幅度的【de】峰谷电【diàn】价差【chà】给储能留下了可收【shōu】益的空间。随着储能【néng】技术不断发展，电【diàn】池【chí】成本的不断下降，企业利用储能技【jì】术实现电价【jià】“削峰填【tián】谷【gǔ】”已成为可能。
此【cǐ】外【wài】，国际能源网也了解到，从国内储能参与辅【fǔ】助服务的项目的效果来看【kàn】，山西从去年10月启动电储【chǔ】能调频，早期的【de】项目中标价格【gé】较【jiào】高，尽管随【suí】着竞【jìng】价规则【zé】启动，中【zhōng】标【biāo】价【jià】格开始降低【dī】，但目前两三年的时间可以收回项目成【chéng】本【běn】。
“这【zhè】也【yě】就进【jìn】一步【bù】表明各地区可结合各自【zì】区位特点【diǎn】进行【háng】峰谷价差的拉【lā】大【dà】，对储能来说是一个【gè】非常重要的政策信号。”刘为表示【shì】，下一步国【guó】家发改委价格【gé】司还会进一步酝酿储能相关的价【jià】格和政策，请各【gè】位密切关注。
就目前分布式【shì】光伏发展趋势来看【kàn】，分布【bù】式【shì】与储【chǔ】能可以相辅相成，互为推动力。分布式光伏存在的主问【wèn】题是并【bìng】网不【bú】稳定，而储能可【kě】调【diào】节分布式光【guāng】伏【fú】并网【wǎng】时的功率【lǜ】波【bō】动，提高其发电稳定性。此外，“光伏【fú】+储【chǔ】能”应用【yòng】可以提高用户自发自用【yòng】率，带来【lái】更大的收益。
对于未来【lái】储能【néng】发展产业的新趋势，刘为简要【yào】总结了【le】两点：其一，现阶段整【zhěng】个【gè】储能领域发展规模不【bú】断【duàn】扩大【dà】、项【xiàng】目【mù】建设持续增【zēng】速【sù】，在各个应用领域不断拓展下，储能会与可再生能【néng】源、电力系【xì】统和备用【yòng】系统【tǒng】深【shēn】度融合;其【qí】二【èr】，各【gè】类储能应用逐渐由示范项目向商【shāng】业化应用转化，降【jiàng】本增效是行【háng】业发展的核心努【nǔ】力方向。
2020年储能技术成本或降至1.5元/瓦
无论是【shì】光【guāng】伏【fú】行业【yè】还是储能行业，都属于政策【cè】导向【xiàng】性市场，其政策扮演着至【zhì】关重要的角【jiǎo】色。2017年光伏产业迎来【lái】爆【bào】发年，同年10月份，国家【jiā】五部【bù】委【wěi】联合【hé】发布了全国首个储能产业发【fā】展指导纲领——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(以【yǐ】下简称《指导意见》，这【zhè】也是中国【guó】储能界具【jù】有里程【chéng】碑意义的政【zhèng】策文件。
此外，《指导意见》也提到，储能【néng】产【chǎn】业的发展要和电改进一步【bù】结【jié】合。刘为指出，《意【yì】见》中的“推动储【chǔ】能【néng】参与【yǔ】电力辅助服务补偿【cháng】机制试【shì】点工作【zuò】”进一步明确储能【néng】可【kě】以参与服务的身份，而“建【jiàn】立相配【pèi】套【tào】的储能容量【liàng】电费机【jī】制”则同时明【míng】确可以按照效果【guǒ】付费【fèi】的机制【zhì】。在电改深入实施的背景条件下，储能的准入机制、结算【suàn】模【mó】式再【zài】次【cì】得到细化规范。现【xiàn】阶段，各省【shěng】份陆续出台相关细则，有些省【shěng】份已明确倡导可再生能源加储能联合进行辅助服务，这些都有【yǒu】力【lì】的【de】说明了【le】储能应【yīng】用已【yǐ】在全【quán】国范【fàn】围内铺开并加速布局。
刘为【wéi】表示，储能成本下降也是助推【tuī】储能商业化应用的一个重要【yào】因素。2013年时锂电池【chí】每【měi】千瓦时的建设成本【běn】为【wéi】4500-6000元，到了2017年已【yǐ】下降到1600-2000元，虽【suī】然这一数据仅是平均值，但不【bú】同的厂【chǎng】商【shāng】其具体报【bào】价不同，但【dàn】也可作为参考【kǎo】。”近几【jǐ】年锂电池【chí】的建设成本以每年【nián】20%的速度下【xià】降，到【dào】2020年其成本【běn】价格将达1000-1500元。另外，自【zì】2013年至今，各类储能【néng】技术成本【běn】都有40%-70%的降幅【fú】，预计到2020年，各类【lèi】主流【liú】储能技术【shù】成本将会下【xià】降至每【měi】千瓦1500元，接近商业【yè】化应用的拐点【diǎn】，一度电成本在2毛【máo】左右。
因此，随着储能技术进【jìn】步与成本下降，“储能+”应用领域打开，储能商业【yè】化有【yǒu】望提【tí】前到来。
青海光储典型案例：经济效益显著
“我们坚信光伏和储能是【shì】推动两【liǎng】种产业快速市【shì】场化的途【tú】径之一【yī】，建【jiàn】议今后两个产业之间可以开展【zhǎn】一些更【gèng】为密切的【de】合作【zuò】，开拓更多市【shì】场机会，实现电【diàn】力市场获取更高【gāo】附加值的回报”，刘【liú】为强调，当【dāng】然关键问题还是【shì】离不开如何【hé】利用市【shì】场机制、探索模式【shì】创新，实现【xiàn】更大盈利。
另外，刘为结合近【jìn】年【nián】来联盟所做【zuò】出的工作，以【yǐ】及对储能【néng】产【chǎn】业的持续跟踪与分析，列【liè】举了几个典型的【de】储能应用案例。
以阳光【guāng】电源在西藏双湖的储【chǔ】能项目和【hé】华能【néng】在【zài】青海青海省格【gé】尔木【mù】在【zài】直流侧的储能项【xiàng】目【mù】为代表【biǎo】案例，其中西藏双湖储能项目的经济【jì】和社会效【xiào】益都【dōu】非常明显;据悉【xī】，西藏双湖的储【chǔ】能项目年发电量达【dá】18000度电，折合电费是2千万元，如果在这【zhè】个区【qū】域【yù】拉电网，220千伏的电【diàn】网投【tóu】资大概是9-21亿元(不包括每年电网维护费【fèi】用)，这个是直【zhí】接经济效益;此外，间接的经济【jì】效益也非【fēi】常【cháng】显著，由【yóu】于西藏双湖区是自然保护【hù】区，该光伏【fú】加储能的形式避【bì】免了柴油发电【diàn】机造成的环境污染。
而青海省格【gé】尔木储【chǔ】能项目，则【zé】实现了以储能技术平【píng】滑和调控【kòng】波动电【diàn】源，保障新能源发电高【gāo】比【bǐ】例接入电力【lì】系【xì】统的成功应用【yòng】示范【fàn】，提【tí】升光伏【fú】电力整体【tǐ】消纳水平的基【jī】础上也为电力调度部门提供了有力的数据【jù】支撑。该【gāi】项目整体投资95万元，年发电量收【shōu】益可增加15万元【yuán】，项目投资回收期是【shì】6.96年，其【qí】具有非常【cháng】好的经济性。
2018年是储能行业爆发的一年，尤其【qí】随着新电改【gǎi】、微网示范项【xiàng】目的推【tuī】进执【zhí】行【háng】，将会催生出更多【duō】储能应用新模【mó】式的出现，国际能源网【wǎng】/光伏头条也会【huì】持续关注。
