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光伏补贴应倾向储能和分布式
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第二，在分布式光伏发展上，政府首先需要完善细则，保证《规划》落到实处；其次需要思考适合中国分布式大规模发展的战略。这些年来的光伏扶贫、农光互补、渔光互补等项目，都是一些很好的尝试。期待在“十三五”期间，中国分布式光伏在应用方法、应用地点、补贴模式上都能够有多路径的发展；最后，需要认识到分布式光伏相对于集中式的特殊性，补贴力度需要更多地向分布式倾斜。政府可以根据成本下降加快减少集中式光伏补贴，增加分布式补贴力度，扩大补贴范畴，细化补贴办法，特别是在环境压力大且经济发展较好的地区，更深入地探索发展分布式光伏
经过十余年快速发展，中国 太阳能光伏从制造到装机发电，已拥有了世界上最大规模的成熟产业链。但最近两三年来，中国光伏发电出现两个新的显著特点： 其一是成本继续快速下降。光伏电站安装成本已普遍低于10元/瓦水平。2016年，光伏组件市场价格甚至跌破5元/瓦，相当于用十年时间成本降低了90%的成本。据此推算，中国光伏特别是西部集中式光伏电站发电平价上网是可以较快实现的。这意味着，逐步降低光伏上网电价补贴具备了更大的可行性空间。 其二是光伏发电并网问题愈发严峻，特别是较大规模集中式光伏电站为主的西北部分地区出现了严重的弃光现象。 2015年全国全年平均利用小时数为1133小时，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%，甚至更高；新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。光照条件优越的西部光伏发电小时数反而低于东部。2016年上半年，西北五省(区)光伏发电量占全网总发电量的4.5%，利用小时数仅611小时，弃光率为19.7%。 2016年5月，发改委与能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，要求按核定的最低保障收购年利用小时数消纳可再生能源。其中，光伏最低保障小时数为1300(东部)至1500小时(西部)。这一政策的实际执行效果有待考察，不过，西部集中式光伏电站只能按一定额度发电，额度内电量不一定能全部上网的现实是客观存在的。 最新出台的《电力发展“十三五”规划》(简称《规划》)着重解决可再生能源消纳问题，对抽水蓄能电站、调峰气电以及热电联产和常规煤电灵活性改造规模作出了相应规划。还提出落实全额保障性收购制度，将弃风、弃光率控制在合理水平。 但在现实层面，几种传统消纳手段中，抽水蓄能远水不解近渴且响应偏慢，气电调峰成本过高，外送通道充分出力尚需时日。笔者认为，光伏发展需要将发展重点和补贴向分布式倾斜，并将与储能结合应用的路线早日纳入规划。 集中式光伏并网大致存在以下几点难题：电源地用电市场容量有限； 新能源 出力集中，电网调节能力不足；外送通道建设滞后；电网消纳网架存在薄弱环节。而这些对分布式光伏都不是问题。 最近几年，中国分布式光伏的发展不尽如人意，连续几年实际安装量小于政府规划量。相对于分布式发展很好的德国等国家，中国的确存在一些客观的不利因素，如安装地点限制等，但补贴力度特别是初期力度弱，也应该是主要原因之一。《规划》中分布式光伏比例依然很高，完成目标需要政府新思维和新手段。 储能特别是电池储能是有效解决并网问题的重要路径。从响应速度、应用地点、能量密度综合考虑，电池储能与可再生能源结合，显著优于其他模式，唯一的瓶颈在于成本。而近年来，随着电池技术的快速进步与成本下降，折算到度电的电池成本已经可以达到0.8-1.0元/度，在某些国家及中国的某些地区已经进入经济性应用范围。 电池储能与电力电网的结合实践在国内外也已经展开。美国在加利福尼亚州南部的公共电网储能系统已开始规模化试验，其储能系统采用美国电动汽车制造商特斯拉的企业用锂电池组产品。国内方面， 比亚迪 在大型储能电池上也进入了应用阶段。考虑到储能用动力电池仍然是电池技术的一个新方向，其成本下降可期，且下降速度很可能高于传统电池。以磷酸铁锂电池为例，2014年-2016年间，其价格下降了大约一半。如果五年或十年内，储能成本可以降至与 新能源 发电成本相近的水平，新能源与储能相结合的系统将有广阔的发展空间。 针对以上情况，笔者提出几条建议：第一，转变思维，以大局观指导制定光伏发展，特别是分布式光伏与电池储能的发展规划。一方面，中国国情不同于其他光伏应用成熟的国家；另一方面，中国光伏体量已是世界第一，面临其他国家不需要面对的很多新问题。举个例子，丹麦是新能源应用领先的国家，当然有很多值得中国学习的地方，但中国仅仅光伏发电就与丹麦全国电量相当，简单模仿不可行。在新能源规划上，政府需要从模仿走向创新、引领世界行业发展的角度转变。 第二，在分布式光伏发展上，政府首先需要完善细则，保证《规划》落到实处；其次需要思考适合中国分布式大规模发展的战略。这些年来的光伏扶贫、农光互补、渔光互补等项目，都是一些很好的尝试。期待在“十三五”期间，中国分布式光伏在应用方法、应用地点、补贴模式上都能够有多路径的发展；最后，需要认识到分布式光伏相对于集中式的特殊性，补贴力度需要更多地向分布式倾斜。政府可以根据成本下降加快减少集中式光伏补贴，增加分布式补贴力度，扩大补贴范畴，细化补贴办法，特别是在环境压力大且经济发展较好的地区，更深入地探索发展分布式光伏。 第三，在储能发展上，以下两点应尽快提上日程：一是快速制定行业规划，明确重点发展的技术与规模；二是制定科学的补贴方法。值得注意的是，电池储能补贴的内容可能包括与新能源发电配套的储能、电网保障与调峰的储能、微电网储能、用户端及家用储能等等，比纯粹的光伏发电上网电价补贴更为复杂，其价值评估除了发电侧、用户侧的增值以外，也需要考虑环境外部性。
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分布式储能创新商业模式揭秘
&&来源:储能产业技术联盟&&作者:岳芬&& 14:52:49&&我要投稿&&
关键词: &&
:不断下降的成本，日益增加的可再生能源发电，以及能源体系的快速变革共同推动着时代的来临。目前，已经呈现多种发展模式，如：&免费午餐&模式，虚拟电厂、削峰和社区储能。英国的一家研究机构Delta-ee对这几种模式进行了分析与介绍：1.SENEC.IES公司
&将用户侧储能聚集起来开展&免费午餐&模式2.Fenecon / Ampard &将用户侧储能聚集起来用作&虚拟电厂&的模式3.Green Charge
Networks &帮助商业用户进行需求负荷转移并参与容量市场4.MVV Strombank & a utility side of the meter
community energy storage project 公共事业侧的社区储能项目1.SENEC.IES公司开展的&免费午餐&模式SENEC.IES公司是一家德国能源供应公司，自2009年成立以来，在德国安装了超过6000个，成为光伏加储能领域的市场领导者之一。该公司的主要业务是销售电池，目前有2000个用户参与到他们的&Econamic
Grid&计划中获取&免费的电力& 。SENEC.IES的商业模式商业模式与价值：SENEC.IES对电池有主要的控制权，当电网&零电价&时控制电池从电网充电。用户主要通过(1)最大化的自我消纳屋顶光伏所发的电力;(2)使用SENEC.IES
提供给用户的&免费储存的电力&，实现更低的电费账单，进而获益。目前，除了免费的电，用户没有收到提供辅助服务的任何费用。按照目前的零售电价水平，每个用户每年最多收到800kWh的电力的情况下，可以获得超过&200的辅助服务费。事实上，拥有一个小容量电池储能的用户不太可能获得如此高的费用，因为，这意味着要进行100多次的充放电循环。用户需要SENEC.IES提供的特定的负荷曲线电表，并且每年必须支付&20 电网使用费
投稿联系：陈小姐&&010-&&新闻投稿咨询QQ:
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储能有需求，政策需引导。目前我国已经出台了多项文件大力支持储能行业发展，但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，大部分地区居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进
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京公网安备：第09版:储能
中国能源报
往期回顾 &
分布式、辅助服务、离网地区将成储能新战场
本报记者 何英
中国能源报
　　在日前召开的2017能源互联网大会上，林洋能源发表了《基于能源互联网打造智慧低碳园区》的专题演讲。会后，记者采访了林洋能源总经理方壮志，他表示林洋能源战略性地提出基于能源互联网打造智慧低碳园区的理念，其中，储能也是非常重要的一环。　　“在能源生产和消费革命中，储能和微电网衔接了能源生产端和消费端。储能对能源系统意义重大，鉴于此，我们也在专注化学储能，自身研发了大功率储能变流、PCS以及微电网能源管理系统。”方壮志说。　　据了解，为了推动公司储能和微电网业务更高效发展，林洋能源正在着力推进N型高效太阳能电池及组件的生产。“在微电网中，N型高效产品特别适合分布式光伏的应用，其高效多元化应用的特性再与锂电储能相结合，使得‘光伏+储能’的模式未来发展空间非常广阔。”方壮志表示，“尤其是在海外，如非洲等日照资源丰富的国家和地区，N型组件以其同等面积更高转换效率的优势，可大幅降低度电成本。与此同时，近两年电动汽车的迅猛发展极大降低了储能电池成本，未来分布式光伏和储能将实现完美结合。”　　据了解，林洋能源与亿纬锂能在今年早些时候达成战略合作协议，双方将通过合同能源管理、融资租赁，合作设立“智慧分布式储能”基金等商业模式，共同开拓智慧储能业务。“将高效低成本的光伏发电和高效低成本的锂电储能系统结合，以此推动市场开拓。”方壮志称。　　作为新生事物，中国储能市场处于推进之中，但目前储能成本依然较高，投资回报优势并不明显，就目前各类储能模式来看，最具经济效益的是利用峰谷电价差套利，但也并非一概而论。“目前，峰谷电价在北京、上海等地的价差可达到度电1元钱左右，而在内蒙古等地可能仅0.4元钱，地域差距很大。”方壮志坦言，“同时收益情况还受电池循环寿命以及衰减速度的制约，另外10—15年之后峰谷价差是否还维持现有水平，这些都是不确定因素。”　　目前储能应用最多的技术路线是铅炭和锂电，两者相较，锂电能量密度更高、充放电倍率更大、适用空间更广，但成本要比前者高出70%左右，“不过锂电的成本在迅速下降，到明年底有机会下降30%—40%，届时锂电储能将开启新的发展空间。”方壮志认为。　　除用于峰谷电价领域，在方壮志看来，储能还可以在几个方面得到更大的潜力发挥：一是分布式能源消纳，通过“光伏+储能”等减少弃光损失；二是提供辅助服务，充分发挥储能短时调峰、调频作用；三是离网供电，在电网薄弱地区，通过配备储能来节省电网投资，以高效低成本方式解决偏远地区供电问题。　　今年以来，国家对储能的利好政策不断，业内乐观预期出台储能补贴或为时不远。在方壮志看来，当前储能成本高，企业寄望政府给予储能相关补贴，但补贴资金来源却是个大问题，“一味期望政府补贴并不实际。目前来看，国家对储能的政策是偏向政策引导型的首台套政策。储能要真正发挥活力，最根本的还是依靠全产业链上的努力来推动平价。”
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