技术提升，储能成本可获极大减少

531新政的给整个光伏产业带来了极大的冲击。 特别是对于在光伏阵营的光伏公司经销商来说，这更是难以形容。 在过去一个月左右的时间里，诸如控制光伏新建规模和减少补贴强度等政策要点已经实施，这已成为不可改变的事实。 光伏者正在积极寻找出路。

光伏产业与储能的结合能否成为下一产业发展的焦点。 在这一阶段，从短期目标来看，单一的光伏加储能商业模式仍然难以实现利润。 光伏加储能应用是促进两大产业合作发展的重要途径之一.. 中关村储能工业技术联盟秘书长刘先生在2018年黄山光伏大会20年论坛上说。 本文对用户侧储能发展现状的分布式光伏与用户侧储能的结合进行了深入的分析。

根据中关村储能工业技术联盟发布的“储能工业研究白皮书2018年”的统计数据，截至2017年底。 全球储能项目累计装机规模为175.4GW，比去年同期增长4%，其次是抽水和蓄能，其次是电化储能项目。 美国、澳大利亚、韩国、英国排名第五，是美国、澳大利亚、韩国和英国的前四名。 它被业界公认为未来最具潜力的发展中国家。 到2017年底，中国已经投入运行的储能项目的累计装载规模与全球储能状况相同。 第二，电化学储能累计装机规模为389.8MW，比去年同期增长45%。

从储能领域的分布来看，世界上辅助服务的安装规模最大，其次是集中能源和用户方面的第二和第三。 刘薇说，我国储能发展的现状略有不同，北京、上海、广州、江苏、浙江的峰谷价差较高。 目前，用户侧的储能发展非常快，其次是集中能源并网和辅助服务分别排在第二和第三位。 随着我国光伏市场的爆发和电价改革的推进，国内家庭储能将紧随其后。

随着储能成本的逐步下降，国外实现了用户侧光存储的廉价互联网接入。 以德国家庭储能市场的发展为例，刘提供了一组数据：2016年，德国增加了2万套储能电池系统。 到2017年，家庭储能系统的数量将达到52000套。 预计在短期内。 在大幅降低储能系统成本、逐年下降的分布式光伏在线电价、高比例可再生能源发电、德国复兴银行家庭储能补贴等因素的推动下。 德国家庭储能市场的容量将继续上升。

近年来，我国用户侧储能市场呈现出较高的增长水平. 根据中关村储能工业技术联盟的数据，2000年至2016年应用于用户侧面的储能系统的累计装机容量为107.9MW。 占装机率的57%。 自2015年下半年以来，储能行业经历了最令人兴奋的部分。 从2015年7月到2016年12月，新计划的储能器数量约为740MW，占用户一侧计划的54%。

从实际需求来看，储能可以帮助用户切断峰值，填补粮食，节省用电成本。大多数地区的工业用电在不同时期实施峰谷电价政策。 刘薇指出，未来分布式光伏与用户侧储能的结合将逐步走向与电网相结合的道路。 7月2日，国家发改委就创新和完善绿色发展价格机制发表了意见。 利用价格信号引导电力切割峰和填补粮食;省级价格主管部门可以在销售电价总体水平的前提下，建立峰谷电价动态调整机制。 进一步扩大销售侧峰谷电价实施范围，合理确定和动态调整峰谷时段，扩大峰值、低谷电价差和浮动幅度，引导用户在错误的高峰期使用电力。

国际能源网络还注意到，许多省份已经降低了一般工商用电销售的电价。 以江苏为例，全省一般工商用电价差超过0.7元。该省粮食价格的巨大差异为储能留下了盈利空间。 随着储能技术的不断发展，电池成本不断下降，企业可以利用储能技术实现电价的顶峰填补。

此外，InternationalEnernationalNetwork还获悉，从国内储能参与辅助服务的效果来看，山西从去年10月开始实行电力 虽然随着招标规则的推出，投标价格开始下降，但在过去的两三年里，项目的成本可以收回。

这进一步表明，各地区可以根据各自的区位特点扩大峰谷价差，这是储能的一个非常重要的政策信号。 刘先生说，国家发改委的下一步将进一步酝酿与储能有关的价格和政策。

就目前分布式光伏发展的趋势而言，分布型和储能型可以互补。 分布式光伏的主要问题是网络不稳定，储能可以调节分布式光伏并网的功率波动，提高其发电稳定性。 此外，光伏储能应用可以提高用户的自我利用率.

刘薇简要总结了未来储能发展产业的新趋势：第一，在这一阶段，整个储能部门的发展规模不断扩大，项目建设继续增长。 在各种应用领域，储能将与可再生能源电力系统和备用系统深入集成;第二，各种储能应用逐渐从示范项目转变为商业应用。 降低成本和提高效率是工业发展的核心努力。

光伏产业和储能产业都在政策导向市场中发挥着重要作用。 2017年光伏产业同年10月爆发。 全国五个部委共同发布了全国第一个储能产业发展指导方案。 这也是中国储能行业的一个里程碑。

刘薇说，指导方针明确了未来十年储能的规划目标。第十三个五年计划实现了从研发示范到商业化初期的储能过渡。 第十四个五年计划实现了商业化初期的大规模发展。 在这一阶段，储能行业的工作重点是建立储能技术标准体系，探索一些可以促进的商业模式，其工业发展有三个方面：第一。 储能行业的重视和定位的逐步明确和迅速发展是不可避免的;第二，储能市场的增长和经济是可持续发展的关键;第三，储能工业的早期阶段。 政策是一个重要的驱动因素。

此外，指导意见还指出，储能行业的发展应与电力改革的进一步结合。 刘薇指出，促进储能参与电力辅助服务补偿机制的试点工作，进一步澄清了储能可以参与服务的地位。 建立相应的储能容量电费机制，同时明确可以根据效果支付。 在电力改革深入实施的背景下，储能准入机制的结算模式再次完善。 在这一阶段，各省相继了相关规定，一些省份明确提倡可再生能源和储能的结合。 所有这些都表明，储能应用已在全国范围内扩展和加速。

刘薇说，储能成本的下降也是促进储能商业化的一个重要因素。 2013年，锂电池的建造成本为4500元/千瓦时，到2017年为1600元/千瓦时，尽管这一数字仅为平均值。 然而，不同制造商的具体报价是不同的，但也可以作为参考。 近年来，锂电池的施工成本每年下降20%，到2020年将达到1000元。 此外，自2013年以来，各类储能技术的成本预计将在2020年下降40%至70%。 各种主流储能技术的成本将降低到每千瓦1500元，接近商业应用的拐点约为20美分。

我们坚信，光伏和储能是促进两个行业快速市场化的途径之一。 刘先生强调，当然，关键问题是如何利用市场机制来探索更高的附加值。

目前，国内外光存储模式仍有很大差异。 国际用户侧的光存储模式用户单元可以与用户进行能源发电交易。 然后对电网分割服务的回报与用户进行分配，并从政府部门获得税收减免，包括对投资机构的支持。这是一种海外模式。 在我国，相对简单的峰谷价差套利模式主要是为了降低用户的用电成本。 刘薇指出，目前国内用户侧储能参与电网频率调整收入不是很清楚，今后还需要深入研究这一领域的工作。

此外，刘先生还列举了几个典型的储能应用案例，以便与近年来联盟所做的工作相结合，以及对储能行业的连续跟踪和分析。

青海省青海省格尔木直流侧储能项目代表阳光电源双湖储能项目和华能。 其中，西藏双湖储能项目的经济和社会效益十分明显，西藏双湖储能项目年发电量为18000度，相当于2000万元。 如果该地区220kV电网的投资约为5-6亿元(不包括年度电网维护)，这是直接的经济效益。 间接经济效益也是显著的，因为西藏双湖地区是一个自然保护区，光伏加储能避免了柴油机的环境污染。

青海省Gelmu储能工程实现了储能技术的顺利运行和波动电源的控制，保证了新能源发电高比接入电力系统的成功应用。 在提高光伏电源整体消费水平的基础上，为电力调度部门提供了有力的数据支持。 项目整体投资950000元，年发电收入可增加150000元，项目投资回收期为6.96年，具有很好的经济性。

2018年是储能行业爆发的一年，特别是随着新的电力改革微网示范项目的实施，将产生更多的新的储能应用模式。 国际能源网/光伏标题也将继续关注。