
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。

来源:光伏头条
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