2020年储能成本或降至1.5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

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

据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2018》统计数据显示，截至2017年底，全球已投运的储能项目累计装机规模为175.4GW，同比增长4%;其中以抽水蓄能为主，其次是电化学储能项目。按照新增投运电化学储能项目装机规模排名，列入前四位的分别是美国、澳大利亚、韩国、英国，中国位列第五，是业内公认的未来潜力最大的发展中国家。截止到2017年底，中国已投运的储能项目累计装机规模为28.9GW，与全球储能现状相同，我国抽水蓄能的装机占比最高，其次是电化学储能，累计装机规模为389.8MW，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52000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。

纵观我国用户侧储能市场，近些年一直保持着较高水平的增长。据中关村储能产业技术联盟统计，2000年至2016年应用于用户侧的投运储能系统累计装机量为107.9MW，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。

国际能源网也关注到，最近很多省份相继对一般工商业用电销售电价进行了下调，在梳理各省电网一般工商业用电峰谷分时电价表时发现，以江苏为例，该省降价后的一般工商业用电的峰谷电价差均超过0.7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。

2020年储能技术成本或降至1.5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

“我们坚信光伏和储能是推动两种产业快速市场化的途径之一，建议今后两个产业之间可以开展一些更为密切的合作，开拓更多市场机会，实现电力市场获取更高附加值的回报”，刘为强调，当然关键问题还是离不开如何利用市场机制、探索模式创新，实现更大盈利。

目前，国内与国外相比光储模式还是有很大不同。国际上用户侧的光储模式，用户单元可以和用户之间可以进行能源发电交易，储能运营商可以把分散的光储用户做集合，然后做电网的分割服务响应，得来的收益再与用户进行分配，同时也可以从政府部门得到税收减免包括投资机构获得支持，这是海外的模式;而在国内相对来说比较简单，就是一个简单的峰谷价差套利模式，主要是投资商和合同能源管理为用户降低用电成本。刘为指出，目前国内用户侧的储能参与电网的调频收益不是很明确，今后还需要对这一领域的工作进行深究。

另外，刘为结合近年来联盟所做出的工作，以及对储能产业的持续跟踪与分析，列举了几个典型的储能应用案例。

以阳光电源在西藏双湖的储能项目和华能在青海青海省格尔木在直流侧的储能项目为代表案例，其中西藏双湖储能项目的经济和社会效益都非常明显;据悉，西藏双湖的储能项目年发电量达18000度电，折合电费是2千万元，如果在这个区域拉电网，220千伏的电网投资大概是5-6亿元(不包括每年电网维护费用)，这个是直接经济效益;此外，间接的经济效益也非常显著，由于西藏双湖区是自然保护区，该光伏加储能的形式避免了柴油发电机造成的环境污染。

而青海省格尔木储能项目，则实现了以储能技术平滑和调控波动电源，保障新能源发电高比例接入电力系统的成功应用示范，提升光伏电力整体消纳水平的基础上也为电力调度部门提供了有力的数据支撑。该项目整体投资95万元，年发电量收益可增加15万元，项目投资回收期是6.96年，其具有非常好的经济性。

2018年是储能行业爆发的一年，尤其随着新电改、微网示范项目的推进执行，将会催生出更多储能应用新模式的出现，国际能源网/光伏头条也会持续关注。