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【CNESA】储能联盟刘为:光储结合催生新商机
2018-07-09

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2018年7月8日,2018光伏领袖峰会˙黄山光伏大会二十年纪念论坛在黄山新华联豪生大酒店举办,中关村储能产业技术联盟秘书长刘为分享了储能在光伏领域的应用现状和前景。


以下为发言实录:


中关村储能产业技术联盟秘书长刘为:我是中关村储能产业技术联盟秘书长刘为,感谢主办方的邀请,今天和光伏产业界的同仁分享一下我们储能联盟在光加储领域的一些研究,希望给大家一些启发。


我的报告主要分为两个部分。第一部分是介绍一下储能产业发展的现状和政策,第二部分是介绍一下储能加光伏的应用模式和案例,光伏产业的发展就不多做介绍了,在座的都是专家,经过过去几年爆发式的增长,531新政给产业来了一个急刹,所以我们最近也是接到了很多来自光伏企业的咨询,光伏和储能的结合能不能成为新的发展机遇成为行业关注的焦点。储能联盟也是接受了中国电力报的采访,我们的观点是虽然在短期内光伏储能的模式实现盈利有一定的困难,但是远期来看光伏加储能是促进两个产业市场化的出路之一。


储能除了大家熟知的存储弃光之外,在帮助分布式光伏自发自用、集中式可再生能源接入,提高削峰填谷能力,以及与其它电源协调发展方面都有非常重要的价值和作用。


下面分享几组储能联盟研究平台的统计数据。从全球来看,目前的储能市场规模,截至2017年底,全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW,抽水蓄能的装机占比最大,为96%,其次是电化学储能,累计装机规模为 2926.6MW,年增长率45%。另外仅2017年全球新增投运装机规模为914.1Mw,规划、在建电化学储能项目规模3063.7MW,从技术来看,锂电排名首位,其次是铅蓄电池,再其次是钠硫电池。按照国家来统计,排名前五的是美国,澳大利亚,韩国,英国,中国位列第五。中国也是目前公认未来市场潜力最大的发展中国家。


再来看中国的情况,截至2017年底,中国已投运储能项目累计装机规模为28.9GW,跟全球市场一样,也是抽水蓄能的装机占比最大,接近99%,其次是电化学储能,累计装机规模为389.8MW,2017年新增投运电化学储能项目121MW,规划、在建电化学储能项目705.3MW。 从应用领域分布来看,全球范围内,辅助服务领域的累计装机规模最大,为1005.7MW,占比34%;集中式可再生能源并网和用户侧领域分列二、三位,所占比重分别为28%和18%;中国稍有不同,用户侧的装机量占比最高,主要是北、上、广、江苏、等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。 我们也可以看到今年在江苏、河南等地电网侧的储能项目上马也是比较多的,我们即将发布上半年的统计数据,这个饼图会有一个比例的调整。


储能联盟对主流储能技术的成本进行持续跟踪,以锂电池为例,2013年每千瓦时的初投资成本4500-6000元,到2017年已经下降到了1600-2000,这个数据是平均值,根据不同的厂商报价可能不同,给大家一个参考。未来两三年基本上每年以20%的速度下降,预计到2020年锂电池的价格下降到1000-1500。从这个表可以看出2013年到现在各类的储能技术成本下降都在40-70%的幅度,我们判断到2020年,基本各类的主流储能技术基本可以下降到每千瓦时1500元,接近商业化应用的拐点,粗略的折合一下,相当于度电成本在2毛钱。大家可以看到各类的主流储能技术成本都是处于快速下降的过程。


再看一下政策,无论是光伏还是储能都是政策导向型的市场,政策扮演非常强的角色。前几年我们储能是没有相关的政策,这个也是我们储能联盟一直努力的方向。直到去年的10月11日,国家五部委联合发布《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》,这也是中国储能产业发展里程碑式的政策文件,联盟也非常荣幸受能源局的委托负责牵头组织这个政策的研究和编写工作。意见也是明确指出未来十年中国的发展目标,在十三五期间,整个储能要迈步商业化的初期,十四五期间要实现规模化发展的目标。细心的同仁会发现最终发布的指导意见和征求意见稿还是有会一定出入的,一些政策提法有所削弱。但是我们看到指导意见发布之后,在政策的带动下,各个地方政府包括电网都在积极制定、出台储能相关的政策和规划。这些为储能在全国范围的迅速铺开起到了非常重要的作用。


指导意见也明确指出了,储能产业的发展要和电改有相关的结合。最近我们也可以看到,各地在逐步落实和试点电改政策,尤其在辅助服务和现货交易方面工作做得还是很多的。最早三北地区辅助服务试点通知算是给予储能参与辅助服务正式的身份和并明确可以按效果付费的机制,之后各省陆续出台细则,有的省明确倡导可再生能源场站加储能进行辅助服务,这也是未来增速非常高的储能应用市场,另外包括分布式光伏结合的用户侧储能,在需求侧管理,并网政策的推动下,也在逐步走上与电网结合的道路。在这周一发改委刚刚发布了关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见。政策明确鼓励拉大行峰谷价差,这个对我们储能是非常重要的政策信号,下一步发改委的价格司还会进一步酝酿储能相关的价格政策。总的来说储能的政策对于产业发展有很好的带动性。


时间所限,大概介绍一下储能产业发展几点大趋势。第一个整个储能的规模在不断的扩大,项目的规划量爆增。二是储能的应用向多领域发展,储能与交通,可再生能源,电力系统,备用系统等等的融合,三是储能项目的规模在扩大,现在我们动辄听到几十兆瓦甚至上百兆瓦的项目规划,还有呢,技术路线在聚集,成本在下降,趋近于盈亏平衡点,另外国内外金融资本都在大力往储能产业投,支持储能技术发展和项目建设。 五是储能技术以及并网等相关的标准开始制定。最重要的两点,储能在政策的支持下,开始深度与电力系统融合, 应用开始从示范向商业化转化,储能在市场中接受检验的时代已经到来了,我们储能应该正视我们目前存在的问题应该提升的点,上午王勃华秘书长也提到,光伏产业应该在降本提质增效做努力,这个对于我们储能也同样是非常核心的方向。


下面简单看一下储能和光伏结合的应用模式和案例,左侧是国际上目前用户侧的光储模式,储能运营商可以把分散的光储用户做集合,然后做电网的增值服务,比如需求响应服务,得来的收益再和用户进行分配,同时也可以从政府部门得到税收减免,以及从资本市场上融到钱支持项目的开发,把光储项目进行资本证券化,这是海外的模式。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,投资商以合同能源管理的方式为用户降低用电成本,大家比较熟悉的江苏峰谷价差大的地区,价差在七毛五以上,有一定的经济性,但是像潜在的参与需求响应,参与调峰调频等收益都不是很明确,实际整个的圈并没有画圆,产业有很多工作要做。


再看几个案例。第一个项目是2014比亚迪在深圳平山园区建的一个微电网的项目,20mw锂电帮助园区屋顶光伏做平滑输出,提高自己园区的负荷自主调节能力,也帮助园区节省容量费,目前这个项目也是在正常的运行当中。第二个项目是阳光电源在西藏双湖的项目,每年光储系统年发电量在18000度电,折合电费是2千万,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,还不包括每年的电网的维护费用。间接的经济效益也是非常明显的,因为该区域是自然保护区,这种光伏加储能的形式避免了柴油发电机造成的环境污染。


最后一个是华能在青海省格尔木在直流侧的储能项目,这个项目更接近技术验证,他们选择了铅碳和锂电这两种不同的技术,以250千瓦的铅碳电池为例,这个项目工程整体投资是95万。年发电量的收益可以增加15万元,项目投资回收期是6.96年。此类项目多为对旧有光伏电站的改造,此类光伏电站上网电价在0.9元/ kWh以上,新增储能系统具备经济价值。鲁能青海海西国家多能互补集成优化示范工程 200MW光和50MW储能项目。黄河水电、宁德时代、阳光、科陆等光伏和储能企业都在布局发电侧光储应用项目。


以上这些都是来自于储能联盟研究平台对于产业的持续跟踪和分析。目前联盟研究部正在分别测算“光伏+储能”在不同模式下的经济效益,例如在直接为工业用户节省电费模式中、在市场化隔墙售电模式中以及在参与辅助服务模式中,近期将会发布一些测算成果。研究产品平台目前是免费试用阶段,欢迎大家去注册获取一些产业信息。



最后总结


✎我们是坚信长远来看,光伏与储能相结合是两个产业发展的重要方向,我们建议光伏和储能两个产业之间开展一些密切的合作,开拓更多的市场机会,实现在电力市场获取更高的附加值的回报,以上就是我给大家做的简单的分享,也希望大家给予批评和指正,谢谢大家。