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《2021年储能系统成本降至1.5元/Wh 风光储平价时代即将到来》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2020-12-01

  • 11月5日，阳光电源高级副总裁赵为在2020年中国太阳级硅及光伏发电研讨会上表示：按照20%容量、1h配置储能计算，光伏度电成本将大约增加7分钱/度电；储能系统成本预计2021年可能降至1.5元/Wh以下，光储、风储也将随之实现平价。
    　　长期以来，我国电源结构单一，调峰技术普及度不高，电网灵活性不足制约了风光等新能源发展。与此同时，电力占据能源结构比重越来越大，未来若将所有的车辆转换成电动汽车，将可能增加15%的电力消费需求，大约1万亿度/年以上。再加上5G基站的建设，总功耗将是4G基站的6-10倍，需要至少新增电力负荷20+GW。
    　　在种种电力能源发展形势下，新能源和储能融合发展将逐渐成为大趋势。2019年开始光伏已经实现了平价上网，光伏、风电LCOE已低于煤电，现在主要探讨光储、风储是否能在明年实现平价，主要影响因素就在于储能的价格。
    　　储能技术应用正越来越受到业内关注。在AGC二次调频方面，电化学储能比传统能源在响应速率、准确性等方面都更具优势。美国西北太平洋实验室PNNL研究表明：储能系统调节效果是水电的1.7倍，是天然气的2.7倍，超过燃煤机组的20倍以上。
    　　同时光储充一体化正在形成趋势，分布式光伏、储能、电动汽车充电桩结合形成的光储充电站，再同时应用需求侧响应等调控手段，可实现多能源协同优化，可以走向工业园区、公共建筑、居住小区等多种场景。而未来，充电设备还会具备V2G功能参与电网的容量调节和支撑。
    　　此外，虚拟电厂作为互联网+源网荷储售服一体化的智慧能源管理系统，是对多种分布式能源进行聚合、优化控制和管理，可以为电网提供调频、调峰等辅助服务，并能够参与电力市场交易，未来也将会成为智慧能源应用的一种重要形式。
    　　氢能被很多人看作终极能源，越来越受到关注。可再生能源制氢是未来清洁能源的重要方向之一，现在只是刚刚开始。随着可再生能源发电成本下降，未来可再生能源电解制氢成本可能极低，将来可在偏远地区发展大规模可再生能源制氢产业项目，以满足工业和交通运输等各种领域的氢能需求。

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  • 《储能成本或降至1.5元/瓦；“光伏+储能”经济效益显著》
    • 来源专题：中国科学院文献情报制造与材料知识资源中心 | 领域情报网
    • 编译者：冯瑞华
    • 发布时间：2018-08-02
    • 531新政的下达，使得整个光伏行业遭受到了猛烈的震荡。尤其对于冲在光伏阵营一线的光伏企业、经销商而言，更是苦不堪言。据新政发布已过去一个多月的时间，“控制光伏新建规模、降低补贴强度”等政策要点已经落地执行，成为无法改变的事实，光伏人士都在积极主动的寻找出路。 对于光伏与储能的结合应用是否能成为下一个行业发展风口，成为光伏企业备受关注的焦点话题。“现阶段从短期目标来看，单一的光伏加储能的商业模式实现盈利还有一定的困难，对于长远规划而言，光伏加储能应用是促进两大产业协同发展的重要出路之一。”日前，中关村储能产业技术联盟秘书长刘为在2018光伏领袖峰会·黄山光伏大会二十年纪念论坛上表示。对于用户侧储能发展现状、分布式光伏如何与用户侧储能结合助推商业化应用等问题，刘为进行了深入分析。 1、“光伏+储能”登上风口储能价格政策或有望出台 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。 纵观我国用户侧储能市场，近些年一直保持着较高水平的增长。据中关村储能产业技术联盟统计，2000年至2016年应用于用户侧的投运储能系统累计装机量为107.9MW，占全部装机比例的57%。2015年下半年至今，储能产业又经历一个增长小高潮。2015年7月至2016年12月储能装机的新增规划量约为740MW，其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。 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，《指导意见》中明确了未来十年储能的规划目标，“十三五”实现储能由研发示范向商业化初期过渡;“十四五”实现商业化初期向规模化发展转变。现阶段，“十三五”期间，储能产业的工作重点诸如建立储能技术标准体系、探索一批可推广的商业模式等，其产业发展有三方面需要思考：第一，储能产业关注度提高，定位逐步清晰，快速发展成为必然;第二，储能市场发展增速，经济性是持续发展的关键;3)储能产业发展初期，政策是重要驱动因素。 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。 2018年是储能行业爆发的一年，尤其随着新电改、微网示范项目的推进执行，将会催生出更多储能应用新模式的出现。
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  • 《光伏“度电1美分”时代即将到来》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-05-25
    • 2019年，我国风电、光伏发电装机规模首次“双双”突破2亿千瓦。其中，光伏发电累计装机达到了2.04亿千瓦、同比增长17.3%，这无疑是光伏行业发展的又一里程碑。日前，国家能源局正式发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了十三五“收官之年”光伏发展的主基调。 记者了解到，“十四五”能源规划编制在即，国家能源局正围绕“十四五”能源规划重点问题组织对能源领域权威专家进行书面调研。对于正处补贴退坡“关键节点”的光伏行业，“十四五”的临近意味着更多新业态新机遇即将涌现，以创新驱动行业“多元”发展将成为重要的“打开方式”。 “十四五”装机量有望翻一番 对于“十四五”期间光伏行业的发展趋势，瑞银证券观点明晰，未来五年，中国光伏行业累计装机量有望翻一番。该公司预计，2020年底，我国光伏累计装机量将达到240GW~250GW，而到2025年底，累计装机目标或将达500GW，意味着“十四五”期间，年均新增装机约50GW。 光伏成本竞争力不断提升，将为“十四五”光伏应用全面开花奠定基础。 中国光伏行业协会本月发布的《中国光伏产业发展路线图(2019年版)》显示，2019年，全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的平准发电成本(LCOE)分别为0.28、0.34、0.42、0.51元/kWh。随着组件、逆变器等关键设备的效率提升，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提高，2021年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价。 国家发改委能源研究所研究员时璟丽日前透露，可再生能源发展“十四五”规划研究已于2019年四季度启动，包括可再生能源的定位、发展条件、目标和发展模式、政策机制等方面。 时璟丽表示，要实现2030年非化石能源在一次能源中占比20%、非化石能源电力在全社会用电量中占比50%的底线目标，即使考虑2021年~2030年间基本线性增长，可再生能源电量占比也需要从2019年的27.6%增长到2025年的33%。按照这一要求，她分析，2021年~2025年间光伏发电新增装机将达到2亿千瓦~3亿千瓦;2026年~2030年间新增装机将达到3亿千瓦~3.5亿千瓦。 “‘十四五’阶段，光伏行业发展的核心目标在于提升光伏在能源体系中的竞争力，同时提升我国光伏行业在全球的竞争力。”在水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长秦潇看来，为实现这些目标，光伏需要探索与多种能源及非能源领域的高效结合利用，使应用形式进一步多元化。 “光储融合”将异军突起 在光伏与多个领域融合发展模式中，“光伏+储能”目前已成为全球发展趋势，是未来行业最炙手可热的发展路径之一。时璟丽认为，“光伏+储能应用”将在“十四五”起步，随之进入快速增长阶段，逐步成为重要的光伏应用新业态。 “‘十四五’期间，光伏等可再生能源应考虑各种各样的储能技术，包括在发电侧如何储能、在电网侧如何储能、需求侧如何储能。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣分析，通过加装各类储能技术，使之能够按照风光等可再生能源的负荷曲线来用电，将促进能源转型落到实处。 中关村储能产业技术联盟理事长俞振华更是认为，“光伏+储能”正在呈现商业化发展的趋势。在他看来，2018年“531”新政让光伏业界将目光投向光储联合应用这一方向，同时，地方政府通过出台光储配比政策、光储补贴，更深入地从不同维度促进了光伏与储能的联合应用。截至2019年底，中国已投运的、与光伏相配套的储能项目累计装机规模达到了290.4MW，占中国储能投运项目总规模的18%，同比增长12%。 “新能源企业对储能的理解和认识正在逐步加深，同时对储能为光伏电站带来的价值进一步认同。”俞振华表示，到2030年，全球固定式储能电站容量将达到100GWh~167GWh，理想场景下可能达到181GWh~421GWh，而应用于光伏电量时移的储能容量将占最大比重。 事实上，一线光伏企业早已开始了对“光伏+储能”模式的探索和实践。“‘光伏+储能’将在10年内成为全球最经济的电力能源。”2018年10月，单晶巨头隆基股份总裁李振国就如此断言。 “‘十四五’时期，光伏行业将面临更多发展机遇，其中，‘光伏+储能’技术的成熟和系统成本的降低，将加速光伏市场发展;与此同时，电动汽车行业的发展也将有望推动光储充一体化的市场。”隆基乐叶光伏科技有限公司董事长助理王英歌在接受记者采访时表示。 很早就开始涉足离网储能系统，2014年又成立储能合资公司、正式布局储能业务的逆变器龙头企业阳光电源股份有限公司，目前已经在全球各主流储能市场实现批量发货，积累了丰富的项目经验。今年2月，阳光电源推出全新光储融合方案——集中逆变器SG3125HV，从降低度电成本(LCOE)、加强光储深度融合和提升电网支撑能力入手，直击平价上网痛点。 光伏或成最便宜能源 光伏与储能技术的结合代表了可再生能源未来实现跨界创新和大规模应用的方向。与此同时，光伏与诸多领域的融合，正在使光伏应用模式日趋多元化。光伏与第一产业结合，造就了通威股份的“渔光一体”和中利股份的“智能光伏+科技农业”模式，而光伏参与多能互补，则为解决可再生能源消纳提供了一条现实路径。 “新的技术、应用模式将继续呈现，而新商业模式的应用、分布式市场化交易也要在‘十四五’期间取得突破。”时璟丽指出。 中国光伏行业协会秘书长王勃华认为，由于光资源的广泛分布和光伏发电的应用灵活性特点，我国光伏发电在应用场景上与不同行业相结合的跨界融合趋势正愈发凸显。他预计，未来光伏应用将进一步多样化，光伏在制氢、5G通信、新能源汽车、建筑等领域的应用都将逐步深入。 曾鸣认为，光伏发电等可再生能源与传统能源在综合能源系统中进行互补，将推动可再生能源比例逐步提高，减少弃风、弃光，从而更安全、高效、经济地发展新能源。 近日，德国举行了2020年最新一轮的光伏项目招标，最低中标价仅为0.0355欧元/千瓦时，平均中标价格为0.0501欧元/千瓦时，大大低于上期均价0.0568欧元。在全球光伏领域“捷足先登”的德国，不断刷新的最低电价纪录预示着光伏低价时代的临近，也为中国光伏产业“十四五”发展空间增添了信心。 “隆基对‘十四五’规划充满期待，”王英歌告诉记者，光伏的技术和成本竞争力已经到了“平价”关口，制约光伏发展的首要问题不再是成本问题，而在于补贴拖欠、电网消纳，以及土地、税费、贷款利率等非技术成本问题。“虽然光伏的度电成本还有比较大的下降空间，但‘度电1美分’时代不会太远。”王英歌表示。
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