對于光伏與儲能的結合應用是否能成為下一個行業(yè)發(fā)展風口，成為光伏企業(yè)備受關注的焦點話題。“現(xiàn)階段從短期目標來看，單一的光伏加儲能的商業(yè)模式實現(xiàn)盈利還有一定的困難，對于長遠規(guī)劃而言，光伏加儲能應用是促進兩大產業(yè)協(xié)同發(fā)展的重要出路之一。”日前，中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟秘書長劉為在2018光伏領袖峰會·黃山光伏大會二十年紀念論壇上表示。對于用戶側儲能發(fā)展現(xiàn)狀、分布式光伏如何與用戶側儲能結合助推商業(yè)化應用等問題，劉為進行了深入分析。

　　

　　儲能成本或降至1.5元/瓦；“光伏+儲能”經濟效益顯著

　　

　　1、“光伏+儲能”登上風口儲能價格政策或有望出臺

　　

　　據(jù)中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟發(fā)布的《儲能產業(yè)研究白皮書2018》統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2017年底，全球已投運的儲能項目累計裝機規(guī)模為175.4GW，同比增長4%；其中以抽水蓄能為主，其次是電化學儲能項目。按照新增投運電化學儲能項目裝機規(guī)模排名，列入前四位的分別是美國、澳大利亞、韓國、英國，中國位列第五，是業(yè)內公認的未來潛力最大的發(fā)展中國家。截止到2017年底，中國已投運的儲能項目累計裝機規(guī)模為28.9GW，與全球儲能現(xiàn)狀相同，我國抽水蓄能的裝機占比最高，其次是電化學儲能，累計裝機規(guī)模為389.8MW，與上年同比增長45%。

　　

　　從儲能的應用領域分布來看，全球范圍內輔助服務領域的裝機規(guī)模最大，其次是集中式能源并網和用戶側，分別位列第二和第三。劉為表示，我國的儲能發(fā)展現(xiàn)狀略有不同，用戶側的裝機量占比最高，主要是受到北京、上海、廣州、江蘇、浙江峰谷價差比較大的區(qū)域，目前用戶側的儲能發(fā)展非常快；其次是集中式能源并網和輔助服務，分別位列第二和第三。在我國戶用光伏市場的爆發(fā)及電價改革的推進，國內戶用儲能將緊隨其后。

　　

　　伴隨著儲能的成本逐步下降，國外已經實現(xiàn)光儲在用戶側的平價上網。劉為以德國戶用儲能市場發(fā)展為例，提供了一組數(shù)據(jù)：2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統(tǒng)，到2017年其戶用儲能系統(tǒng)安裝量為52000套。

　　

　　儲能成本或降至1.5元/瓦；“光伏+儲能”經濟效益顯著

　　

　　縱觀我國用戶側儲能市場，近些年一直保持著較高水平的增長。據(jù)中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，2000年至2016年應用于用戶側的投運儲能系統(tǒng)累計裝機量為107.9MW，占全部裝機比例的57%。2015年下半年至今，儲能產業(yè)又經歷一個增長小高潮。2015年7月至2016年12月儲能裝機的新增規(guī)劃量約為740MW，其中，安裝在用戶側的比例占全部規(guī)劃的54%。

　　

　　在7月2日，國家發(fā)改委下達的《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》中明確，加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷；省級價格主管部門可在銷售電價總水平不變的前提下，建立峰谷電價動態(tài)調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執(zhí)行范圍，合理確定并動態(tài)調整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。

　　

　　此外，國際能源網也了解到，從國內儲能參與輔助服務的項目的效果來看，山西從去年10月啟動電儲能調頻，早期的項目中標價格較高，盡管隨著競價規(guī)則啟動，中標價格開始降低，但目前兩三年的時間可以收回項目成本。

　　

　　對于未來儲能發(fā)展產業(yè)的新趨勢，劉為簡要總結了兩點：其一，現(xiàn)階段整個儲能領域發(fā)展規(guī)模不斷擴大、項目建設持續(xù)增速，在各個應用領域不斷拓展下，儲能會與可再生能源、電力系統(tǒng)和備用系統(tǒng)深度融合；其二，各類儲能應用逐漸由示范項目向商業(yè)化應用轉化，降本增效是行業(yè)發(fā)展的核心努力方向。

　　

　　2、2020年儲能技術成本或降至1.5元/瓦

　　

　　無論是光伏行業(yè)還是儲能行業(yè)，都屬于政策導向性市場，其政策扮演著至關重要的角色。2017年光伏產業(yè)迎來爆發(fā)年，同年10月份，國家五部委聯(lián)合發(fā)布了全國首個儲能產業(yè)發(fā)展指導綱領——《關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》，這也是中國儲能界具有里程碑意義的政策文件。

　　

　　儲能成本或降至1.5元/瓦；“光伏+儲能”經濟效益顯著

　　

　　劉為表示，《指導意見》中明確了未來十年儲能的規(guī)劃目標，“十三五”實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡；“十四五”實現(xiàn)商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變?，F(xiàn)階段，“十三五”期間，儲能產業(yè)的工作重點諸如建立儲能技術標準體系、探索一批可推廣的商業(yè)模式等，其產業(yè)發(fā)展有三方面需要思考：第一，儲能產業(yè)關注度提高，定位逐步清晰，快速發(fā)展成為必然；第二，儲能市場發(fā)展增速，經濟性是持續(xù)發(fā)展的關鍵；3）儲能產業(yè)發(fā)展初期，政策是重要驅動因素。

　　

　　劉為表示，儲能成本下降也是助推儲能商業(yè)化應用的一個重要因素。2013年時鋰電池每千瓦時的建設成本為4500-6000元，到了2017年已下降到1600-2000元，雖然這一數(shù)據(jù)僅是平均值，但不同的廠商其具體報價不同，但也可作為參考。”近幾年鋰電池的建設成本以每年20%的速度下降，到2020年其成本價格將達1000-1500元。另外，自2013年至今，各類儲能技術成本都有40%-70%的降幅，預計到2020年，各類主流儲能技術成本將會下降至每千瓦1500元，接近商業(yè)化應用的拐點，一度電成本在2毛左右。

　　

　　因此，隨著儲能技術進步與成本下降，“儲能+”應用領域打開，儲能商業(yè)化有望提前到來。

　　

　　3、青海光儲典型案例：經濟效益顯著

　　

　　“我們堅信光伏和儲能是推動兩種產業(yè)快速市場化的途徑之一，建議今后兩個產業(yè)之間可以開展一些更為密切的合作，開拓更多市場機會，實現(xiàn)電力市場獲取更高附加值的回報”，劉為強調，當然關鍵問題還是離不開如何利用市場機制、探索模式創(chuàng)新，實現(xiàn)更大盈利。

　　

　　儲能成本或降至1.5元/瓦；“光伏+儲能”經濟效益顯著

　　

　　2018年是儲能行業(yè)爆發(fā)的一年，尤其隨著新電改、微網示范項目的推進執(zhí)行，將會催生出更多儲能應用新模式的出現(xiàn)。