储能成本或降至1.5元/瓦；“光伏+储能”经济效益显著

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。

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。

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。

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。

2、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，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。

3、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。