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2018年是儲能行業爆發的一年，尤其隨著新電改、微網示范項目的推進執行，將會催生出更多儲能應用新模式的出現。
531新政的下達，使得整個光伏行業遭受到了猛烈的震蕩。尤其對于沖在光伏陣營一線的光伏企業、經銷商而言，更是苦不堪言。據新政發布已過去一個多月的時間，“控制光伏新建規模、降低補貼強度”等政策要點已經落地執行，成為無法改變的事實，光伏人士都在積極主動的尋找出路。
對于光伏與儲能的結合應用是否能成為下一個行業發展風口，成為光伏企業備受關注的焦點話題。“現階段從短期目標來看，單一的光伏加儲能的商業模式實現盈利還有一定的困難，對于長遠規劃而言，光伏加儲能應用是促進兩大產業協同發展的重要出路之一。”日前，中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為在2018光伏領袖峰會·黃山光伏大會二十年紀念論壇上表示。對于用戶側儲能發展現狀、分布式光伏如何與用戶側儲能結合助推商業化應用等問題，劉為進行了深入分析。
1、“光伏+儲能”登上風口儲能價格政策或有望出臺
據中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書2018》統計數據顯示，截至2017年底，全球已投運的儲能項目累計裝機規模為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，是業內公認的未來潛力最大的發展中國家。截止到2017年底，中國已投運的儲能項目累計裝機規模為28.9GW，與全球儲能現狀相同，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，我國的儲能發展現狀略有不同，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域，目前用戶側的儲能發展非常快;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，國外已經實現光儲在用戶側的平價上網。劉為以德國戶用儲能市場發展為例，提供了一組數據：2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統，到2017年其戶用儲能系統安裝量為52000套。
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。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2000年至2016年應用于用戶側的投運儲能系統累計裝機量為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劃量約為740MW，其中，安裝在用戶側的比例占全部規劃的54%。
在7月2日，國家發改委下達的《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》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，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行范圍，合理確定并動態調整峰谷時段，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。
對于未來儲能發展產業的新趨勢，劉為簡要總結了兩點：其一，現階段整個儲能領域發展規模不斷擴大、項目建設持續增速，在各個應用領域不斷拓展下，儲能會與可再生能源、電力系統和備用系統深度融合;其二，各類儲能應用逐漸由示范項目向商業化應用轉化，降本增效是行業發展的核心努力方向。
2、2020年儲能技術成本或降至1.5元/瓦
無論是光伏行業還是儲能行業，都屬于政策導向性市場，其政策扮演著至關重要的角色。2017年光伏產業迎來爆發年，同年10月份，國家五部委聯合發布了全國首個儲能產業發展指導綱領——《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》(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。
劉為表示，《指導意見》中明確了未來十年儲能的規劃目標，“十三五”實現儲能由研發示范向商業化初期過渡;“十四五”實現商業化初期向規模化發展轉變。現階段，“十三五”期間，儲能產業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模式等，其產業發展有三方面需要思考：第一，儲能產業關注度提高，定位逐步清晰，快速發展成為必然;第二，儲能市場發展增速，經濟性是持續發展的關鍵;3)儲能產業發展初期，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，雖然這一數據僅是平均值，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快速市場化的途徑之一，建議今后兩個產業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、探索模式創新，實現更大盈利。
2018年是儲能行業爆發的一年，尤其隨著新電改、微網示范項目的推進執行，將會催生出更多儲能應用新模式的出現。
531新政的下達，使得整個光伏行業遭受到了猛烈的震蕩。尤其對于沖在光伏陣營一線的光伏企業、經銷商而言，更是苦不堪言。據新政發布已過去一個多月的時間，“控制光伏新建規模、降低補貼強度”等政策要點已經落地執行，成為無法改變的事實，光伏人士都在積極主動的尋找出路。
對于光伏與儲能的結合應用是否能成為下一個行業發展風口，成為光伏企業備受關注的焦點話題。“現階段從短期目標來看，單一的光伏加儲能的商業模式實現盈利還有一定的困難，對于長遠規劃而言，光伏加儲能應用是促進兩大產業協同發展的重要出路之一。”日前，中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為在2018光伏領袖峰會·黃山光伏大會二十年紀念論壇上表示。對于用戶側儲能發展現狀、分布式光伏如何與用戶側儲能結合助推商業化應用等問題，劉為進行了深入分析。
1、“光伏+儲能”登上風口儲能價格政策或有望出臺
據中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書2018》統計數據顯示，截至2017年底，全球已投運的儲能項目累計裝機規模為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，是業內公認的未來潛力最大的發展中國家。截止到2017年底，中國已投運的儲能項目累計裝機規模為28.9GW，與全球儲能現狀相同，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，我國的儲能發展現狀略有不同，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域，目前用戶側的儲能發展非常快;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，國外已經實現光儲在用戶側的平價上網。劉為以德國戶用儲能市場發展為例，提供了一組數據：2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統，到2017年其戶用儲能系統安裝量為52000套。
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。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2000年至2016年應用于用戶側的投運儲能系統累計裝機量為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劃量約為740MW，其中，安裝在用戶側的比例占全部規劃的54%。
在7月2日，國家發改委下達的《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》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，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行范圍，合理確定并動態調整峰谷時段，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。
對于未來儲能發展產業的新趨勢，劉為簡要總結了兩點：其一，現階段整個儲能領域發展規模不斷擴大、項目建設持續增速，在各個應用領域不斷拓展下，儲能會與可再生能源、電力系統和備用系統深度融合;其二，各類儲能應用逐漸由示范項目向商業化應用轉化，降本增效是行業發展的核心努力方向。
2、2020年儲能技術成本或降至1.5元/瓦
無論是光伏行業還是儲能行業，都屬于政策導向性市場，其政策扮演著至關重要的角色。2017年光伏產業迎來爆發年，同年10月份，國家五部委聯合發布了全國首個儲能產業發展指導綱領——《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》(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。
劉為表示，《指導意見》中明確了未來十年儲能的規劃目標，“十三五”實現儲能由研發示范向商業化初期過渡;“十四五”實現商業化初期向規模化發展轉變。現階段，“十三五”期間，儲能產業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模式等，其產業發展有三方面需要思考：第一，儲能產業關注度提高，定位逐步清晰，快速發展成為必然;第二，儲能市場發展增速，經濟性是持續發展的關鍵;3)儲能產業發展初期，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，雖然這一數據僅是平均值，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快速市場化的途徑之一，建議今后兩個產業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、探索模式創新，實現更大盈利。
2018年是儲能行業爆發的一年，尤其隨著新電改、微網示范項目的推進執行，將會催生出更多儲能應用新模式的出現。
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