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。
“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。預計短期內，在大幅降低儲能系統成本、逐年下降的分布式光伏上網電價、高額零售電價、高比例可再生能源發電、德國復興銀行戶用儲能補貼等因素推動下，德國戶用儲能市場容量將持續攀升。
從實際需求來分析，儲能可幫助用戶“削峰填谷”，節省用電成本，大部分地區工業用電實行峰谷電價政策，不同時段，電價不同。劉為指出，今后分布式光伏結合用戶側的儲能，將在并網情況下逐步走向與電網結合的道路。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。
國際能源網也關注到，最近很多省份相繼對一般工商業用電銷售電價進行了下調，在梳理各省電網一般工商業用電峰谷分時電價表時發現，以江蘇為例，該省降價后的一般工商業用電的峰谷電價差均超過0.7元，該省份大幅度的峰谷電價差給儲能留下了可收益的空間。隨著儲能技術不斷發展，電池成本的不斷下降，企業利用儲能技術實現電價“削峰填谷”已成為可能。
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。
“這也就進一步表明各地區可結合各自區位特點進行峰谷價差的拉大，對儲能來說是一個非常重要的政策信號。”劉為表示，下一步國家發改委價格司還會進一步醞釀儲能相關的價格和政策，請各位密切關注。
就目前分布式光伏發展趨勢來看，分布式與儲能可以相輔相成，互為推動力。分布式光伏存在的主問題是并網不穩定，而儲能可調節分布式光伏并網時的功率波動，提高其發電穩定性。此外，“光伏+儲能”應用可以提高用戶自發自用率，帶來更大的收益。
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。
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。
此外，《指導意見》也提到，儲能產業的發展要和電改進一步結合。劉為指出，《意見》中的“推動儲能參與電力輔助服務補償機制試點工作”進一步明確儲能可以參與服務的身份，而“建立相配套的儲能容量電費機制”則同時明確可以按照效果付費的機制。在電改深入實施的背景條件下，儲能的準入機制、結算模式再次得到細化規范。現階段，各省份陸續出臺相關細則，有些省份已明確倡導可再生能源加儲能聯合進行輔助服務，這些都有力的說明了儲能應用已在全國范圍內鋪開并加速布局。
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。
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。
另外，劉為結合近年來聯盟所做出的工作，以及對儲能產業的持續跟蹤與分析，列舉了幾個典型的儲能應用案例。
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的儲能項目為代表案例，其中西藏雙湖儲能項目的經濟和社會效益都非常明顯;據悉，西藏雙湖的儲能項目年發電量達18000度電，折合電費是2千萬元，如果在這個區域拉電網，220千伏的電網投資大概是5-6億元(不包括每年電網維護費用)，這個是直接經濟效益;此外，間接的經濟效益也非常顯著，由于西藏雙湖區是自然保護區，該光伏加儲能的形式避免了柴油發電機造成的環境污染。
而青海省格爾木儲能項目，則實現了以儲能技術平滑和調控波動電源，保障新能源發電高比例接入電力系統的成功應用示范，提升光伏電力整體消納水平的基礎上也為電力調度部門提供了有力的數據支撐。該項目整體投資95萬元，年發電量收益可增加15萬元，項目投資回收期是6.96年，其具有非常好的經濟性。
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，國際能源網/光伏頭條也會持續關注。
