5元/瓦―中关村储能产业技术联盟秘书长刘为分析储能发展方向

tengbo9887

2018-09-13 23:50:36

  (国际能源网记者根据会议演讲言论成稿,未经本人审阅)

  531新政的下达,使得整个光伏行业遭受到了猛烈的震荡。尤其对于冲在光伏阵营一线的光伏企业、经销商而言,更是苦不堪言。据新政发布已过去一个多月的时间,“控制光伏新建规模、降低补贴强度”等政策要点已经落地执行,成为无法改变的事实,光伏人士都在积极主动的寻找出路。

  对于光伏与储能的结合应用是否能成为下一个行业发展风口,成为光伏企业备受关注的焦点话题。“现阶段从短期目标来看,单一的光伏加储能的商业模式实现盈利还有一定的困难,对于长远规划而言,光伏加储能应用是促进两大产业协同发展的重要出路之一。”日前,中关村储能产业技术联盟秘书长刘为在2018光伏领袖峰会·黄山光伏大会二十年纪念论坛上表示。对于用户侧储能发展现状、分布式光伏如何与用户侧储能结合助推商业化应用等问题,刘为进行了深入分析。
 

  “光伏 储能”登上风口   储能价格政策或有望出台

<8MW,与上年同比增长45%。
 

  从储能的应用领域分布来看,全球范围内辅助服务领域的装机规模最大,其次是集中式能源并网和用户侧,分别位列第二和第三。刘为表示,我国的储能发展现状略有不同,用户侧的装机量占比最高,主要是受到北京、上海、广州、江苏、浙江峰谷价差比较大的区域,目前用户侧的储能发展非常快;其次是集中式能源并网和辅助服务,分别位列第二和第三。在我国户用光伏市场的爆发及电价改革的推进,国内户用储能将紧随其后。

  伴随着储能的成本逐步下降,国外已经实现光储在用户侧的平价上网。刘为以德国户用储能市场发展为例,提供了一组数据:2016年德国新增了2万套户用储能电池系统,到2017年其户用储能系统安装量为套。预计短期内,在大幅降低储能系统成本、逐年下降的分布式光伏上网电价、高额零售电价、高比例可再生能源发电、德国复兴银行户用储能补贴等因素推动下,德国户用储能市场容量将持续攀升。

<9MW,占全部装机比例的57%。2015年下半年至今,储能产业又经历一个增长小高潮。2015年7月至2016年12月储能装机的新增规划量约为740MW,其中,安装在用户侧的比例占全部规划的54%。

 

  从实际需求来分析,储能可帮助用户“削峰填谷”,节省用电成本,大部分地区工业用电实行峰谷电价政策,不同时段,电价不同。刘为指出,今后分布式光伏结合用户侧的储能,将在并网情况下逐步走向与电网结合的道路。在7月2日,国家发改委下达的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中明确,加大峰谷电价实施力度,运用价格信号引导电力削峰填谷;省级价格主管部门可在销售电价总水平不变的前提下,建立峰谷电价动态调整机制,进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围,合理确定并动态调整峰谷时段,扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度,引导用户错峰用电。

 

<7元,该省份大幅度的峰谷电价差给储能留下了可收益的空间。随着储能技术不断发展,电池成本的不断下降,企业利用储能技术实现电价“削峰填谷”已成为可能。

 

  此外,国际能源网也了解到,从国内储能参与辅助服务的项目的效果来看,山西从去年10月启动电储能调频,早期的项目中标价格较高,尽管随着竞价规则启动,中标价格开始降低,但目前两三年的时间可以收回项目成本。

 

  “这也就进一步表明各地区可结合各自区位特点进行峰谷价差的拉大,对储能来说是一个非常重要的政策信号。”刘为表示,下一步国家发改委价格司还会进一步酝酿储能相关的价格和政策,请各位密切关注。

 

  就目前分布式光伏发展趋势来看,分布式与储能可以相辅相成,互为推动力。分布式光伏存在的主问题是并网不稳定,而储能可调节分布式光伏并网时的功率波动,提高其发电稳定性。此外,“光伏 储能”应用可以提高用户自发自用率,带来更大的收益。

 

  对于未来储能发展产业的新趋势,刘为简要总结了两点:其一,现阶段整个储能领域发展规模不断扩大、项目建设持续增速,在各个应用领域不断拓展下,储能会与可再生能源、电力系统和备用系统深度融合;其二,各类储能应用逐渐由示范项目向商业化应用转化,降本增效是行业发展的核心努力方向。

 

<5元/瓦

 

  无论是光伏行业还是储能行业,都属于政策导向性市场,其政策扮演着至关重要的角色。2017年光伏产业迎来爆发年,同年10月份,国家五部委联合发布了全国首个储能产业发展指导纲领——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(以下简称《指导意见》,这也是中国储能界具有里程碑意义的政策文件。
 

 

  刘为表示,《指导意见》中明确了未来十年储能的规划目标,“十三五”实现储能由研发示范向商业化初期过渡;“十四五”实现商业化初期向规模化发展转变。现阶段,“十三五”期间,储能产业的工作重点诸如建立储能技术标准体系、探索一批可推广的商业模式等,其产业发展有三方面需要思考:第一,储能产业关注度提高,定位逐步清晰,快速发展成为必然;第二,储能市场发展增速,经济性是持续发展的关键;3)储能产业发展初期,政策是重要驱动因素。

 

  此外,《指导意见》也提到,储能产业的发展要和电改进一步结合。刘为指出,《意见》中的“推动储能参与电力辅助服务补偿机制试点工作”进一步明确储能可以参与服务的身份,而“建立相配套的储能容量电费机制”则同时明确可以按照效果付费的机制。在电改深入实施的背景条件下,储能的准入机制、结算模式再次得到细化规范。现阶段,各省份陆续出台相关细则,有些省份已明确倡导可再生能源加储能联合进行辅助服务,这些都有力的说明了储能应用已在全国范围内铺开并加速布局。

 

  刘为表示,储能成本下降也是助推储能商业化应用的一个重要因素。2013年时锂电池每千瓦时的建设成本为4500-6000元,到了2017年已下降到1600-2000元,虽然这一数据仅是平均值,但不同的厂商其具体报价不同,但也可作为参考。”近几年锂电池的建设成本以每年20%的速度下降,到2020年其成本价格将达1000-1500元。另外,自2013年至今,各类储能技术成本都有40%-70%的降幅,预计到2020年,各类主流储能技术成本将会下降至每千瓦1500元,接近商业化应用的拐点,一度电成本在2毛左右。

 

  因此,随着储能技术进步与成本下降,“储能 ”应用领域打开,储能商业化有望提前到来。

 

  青海光储典型案例:经济效益显著

 

 

 

 

 

 

 

【2018-09-13 07:19:23】
  • 【2018-09-12 07:49:26】
  • 【2018-09-11 07:19:43】
  • 【2018-09-10 07:45:13】
  • 【2018-09-09 07:57:32】
  • 【2018-09-08 07:37:25】
  • 【2018-09-07 07:10:48】
  • 【2018-09-06 07:35:53】