對于光伏與儲能的結(jié)合應(yīng)用是否能成為下一個行業(yè)發(fā)展風(fēng)口，成為光伏企業(yè)備受關(guān)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(yīng)用是促進兩大產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展的重要出路之一。”日前，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟秘書長劉為在2018光伏領(lǐng)袖峰會·黃山光伏大會二十年紀念論壇上表示。對于用戶側(cè)儲能發(fā)展現(xiàn)狀、分布式光伏如何與用戶側(cè)儲能結(jié)合助推商業(yè)化應(yīng)用等問題，劉為進行了深入分析。
“光伏+儲能”登上風(fēng)口儲能價格政策或有望出臺
據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟發(fā)布的《儲能產(chǎn)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(xué)儲能項目。按照新增投運電化學(xué)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(nèi)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(xué)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(yīng)用領(lǐng)域分布來看，全球范圍內(nèi)輔助服務(wù)領(lǐng)域的裝機規(guī)模最大，其次是集中式能源并網(wǎng)和用戶側(cè)，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(cè)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(cè)的儲能發(fā)展非?？?；其次是集中式能源并網(wǎng)和輔助服務(wù)，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(nèi)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(jīng)實現(xiàn)光儲在用戶側(cè)的平價上網(wǎng)。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。
縱觀我國用戶側(cè)儲能市場，近些年一直保持著較高水平的增長。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，2000年至2016年應(yīng)用于用戶側(cè)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(chǎn)業(yè)又經(jīng)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(cè)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(guān)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(dǎo)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(diào)整機制，進一步擴大銷售側(cè)峰谷電價執(zhí)行范圍，合理確定并動態(tài)調(diào)整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導(dǎo)用戶錯峰用電。
此外，國際能源網(wǎng)也了解到，從國內(nèi)儲能參與輔助服務(wù)的項目的效果來看，山西從去年10月啟動電儲能調(diào)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(chǎn)業(yè)的新趨勢，劉為簡要總結(jié)了兩點：其一，現(xiàn)階段整個儲能領(lǐng)域發(fā)展規(guī)模不斷擴大、項目建設(shè)持續(xù)增速，在各個應(yīng)用領(lǐng)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(yīng)用逐漸由示范項目向商業(yè)化應(yīng)用轉(zhuǎn)化，降本增效是行業(yè)發(fā)展的核心努力方向。
2020年儲能技術(shù)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(dǎo)向性市場，其政策扮演著至關(guān)重要的角色。2017年光伏產(chǎn)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(chǎn)業(yè)發(fā)展指導(dǎo)綱領(lǐng)——《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》（以下簡稱《指導(dǎo)意見》，這也是中國儲能界具有里程碑意義的政策文件。
劉為表示，《指導(dǎo)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(zhuǎn)變?，F(xiàn)階段，“十三五”期間，儲能產(chǎn)業(yè)的工作重點諸如建立儲能技術(shù)標準體系、探索一批可推廣的商業(yè)模式等，其產(chǎn)業(yè)發(fā)展有三方面需要思考：第一，儲能產(chǎn)業(yè)關(guān)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(jīng)濟性是持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵；3）儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，政策是重要驅(qū)動因素。
劉為表示，儲能成本下降也是助推儲能商業(yè)化應(yīng)用的一個重要因素。2013年時鋰電池每千瓦時的建設(shè)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(shè)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(shù)成本都有40%-70%的降幅，預(yù)計到2020年，各類主流儲能技術(shù)成本將會下降至每千瓦1500元，接近商業(yè)化應(yīng)用的拐點，一度電成本在2毛左右。
因此，隨著儲能技術(shù)進步與成本下降，“儲能+”應(yīng)用領(lǐng)域打開，儲能商業(yè)化有望提前到來。
青海光儲典型案例：經(jīng)濟效益顯著
“我們堅信光伏和儲能是推動兩種產(chǎn)業(yè)快速市場化的途徑之一，建議今后兩個產(chǎn)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(diào)，當(dāng)然關(guān)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。
另外，劉為結(jié)合近年來聯(lián)盟所做出的工作，以及對儲能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)跟蹤與分析，列舉了幾個典型的儲能應(yīng)用案例。
以陽光電源在西藏雙湖的儲能項目和華能在青海青海省格爾木在直流側(cè)的儲能項目為代表案例，其中西藏雙湖儲能項目的經(jīng)濟和社會效益都非常明顯；據(jù)悉，西藏雙湖的儲能項目年發(fā)電量達18000度電，折合電費是2千萬元，如果在這個區(qū)域拉電網(wǎng)，220千伏的電網(wǎng)投資大概是5-6億元（不包括每年電網(wǎng)維護費用），這個是直接經(jīng)濟效益；此外，間接的經(jīng)濟效益也非常顯著，由于西藏雙湖區(qū)是自然保護區(qū)，該光伏加儲能的形式避免了柴油發(fā)電機造成的環(huán)境污染。
2018年是儲能行業(yè)爆發(fā)的一年，尤其隨著新電改、微網(wǎng)示范項目的推進執(zhí)行，將會催生出更多儲能應(yīng)用新模式的出現(xiàn)。
