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储能逆变器增长50% 成本和技术成为爆发的关键

2019-03-09    来源:中国节能网
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[ 导读 ]:光伏逆变器企业早已踏入“红海”之争,而“531事件”更是将光伏打至瘫痪,储能市场成为了众多企业的积极进入的领域。
 光伏逆变器企业早已踏入“红海”之争,而“531事件”更是将光伏打至瘫痪,储能市场成为了众多企业的积极进入的领域。
 
 
 
发展迅速
5月31日,国家发改委、财政部、能源局正式联合印发《2018年光伏发电有关事项的通知》,暂停普通光伏项目、控制分布式规模并再降补贴,着实给狂奔中的光伏行业浇了一盆冷水。
为此,许多企业纷纷涌入储能市场。调研机构Navigant Research公司表示,储能项目使用的储能逆变器(PCS)市场竞争将会越来越激烈,而各种各样的参与者将有助于其快速的技术创新并降低价格。
IHS Markit预测,2018年储能逆变器出货量将增长50%以上,达到3吉瓦,而收入将近4亿美元。并网储能逆变器出货量将以25%的复合年增长率增长,到2022年将达到近7吉瓦,而收入将达到约6亿美元。
据CNESA统计,截至2017年底,全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW,年增长率3.9%,国内为28.9GW,年增长率18.9%。2017年储能市场就成为了美国太阳能市场增长最快的部分,GTM预计,未来5年美国电池存储部署量将增长近十倍。而Navigant Research预测,亚太地区储能逆变器(PCS)累计占整个全球市场的43.2%。
阳光电源高级副总裁赵为表示,新能源发电,尤其是光伏、风电,储能的应用很重要,很多场景都会用到储能逆变器,如限电区域、分布式以及集中的“领跑者”项目等。
 
 
 
北京能高副总经理李岩预测,随着储能技术的快速发展,储能装备性能不断提升、成本不断下降,在电网中的安装容量将大幅增加。预计到2030年,参与电网大规模可再生能源消纳、削峰填谷、调频调峰、电能实时交易等辅助服务功能的各层级储能存量资源将到达20-30亿千瓦时,同时数以千万计的电动汽车以V2G方式形成泛在储能充放电网络形态,也将构成巨大储能资源。通过有序聚合电网各层级储能资源,实现高效、规模化利用,将极大提升电网对电力和电量平衡调控能力,有效缓解电力供需实时平衡的约束限制,对电力系统带来革命性影响。
中国化学与物流电源行业协会秘书长刘彦龙介绍,在国际方面,英国、美国、韩国、德国调频市场、东南亚及非洲微电网市场,日本用户侧市场、澳大利亚及欧美户用储能市场正不断延伸,更多细分市场如岸电改造、分布式光伏加储能、综合能源服务、工业节能、数据中心、通信基站、应急电源等领域不断涌现储能商机。
天合储能总经理祁富俊,根据统计,国外的光储也就占了储能应用份额的20-30%,70-80%还是在电网,在发电、紧急备用电源、调峰调频等应用场景,储能服务更能产生价值。
施耐德电气全球数据中心科研中心技术总监林密则提到,在未来锂电池储能将具有更多新的应用。锂电池必将取代传统的铅酸蓄电池,成为数据中心首选的电池技术。
深圳市首航新能源有限公司副总裁仲其正表示:“在未来3年内,光伏储能将迎来窗口期。”
科士达技术总监王善良认为,今后的储能市场是新能源产业发展的必然趋势,储能可与光伏实现相互融合,取长补短。
中国速度
作为光伏行业的全球最大的生产基地 之一,中国企业众多,在“531事件”后,企业更是着急上火,纷纷寻找出路,并将储能作为救命稻草之一,这就够成立推动中国储能市场的一股核心力量。
 
 
 
与此同时,由于大规模太阳光电与风力发电并入电力系统,其间歇性会对电网造成不稳定,需要锂电池储能系统来稳定电力电压与频率。同时,在分布式光伏、海上风电等多样性发电模式的兴起之下,市场上对电力储存的需求正越来越大。这都刺激了储能技术的发展,使得储能成为了新能源市场未来发展的关键。
为了解决新能源电力评价入网,中国政府也从政策层面来推动储能市场的发展。
2017年10月,业界翘首期待的储能行业指导性文件——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台。指明了“十三五”、“十四五”期间储能的发展目标:第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡,第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。
据了解,国家发改委2017年5月发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中,有25个项目增加了电储能或储能单元,这也预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。
根据《可再生能源“十三五”规划》的目标,到2020年,我国光伏发电装机将达到105GW(目前已经提前完成任务),风电达到210GW。根据预测,按照平均10%左右的储能配套来估计,在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30GW以上;加上更大规模的用户侧及调频市场,储能市场规模有望超过60GW。
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计,截至2017年底,中国储能产业尚处于初级阶段,已经投运储能项目累计32.8GW,同比增长5.2%,新增投运项目装机规模217.9MW。
而中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇曾表示,2018年有望成为中国储能产业爆发的“元年”,预计到2025年市场规模将超过1000亿。其中,基于电池技术的电化学储能发展最为迅猛,2017年增长率达 52%。
事实上,在政策之前,部分市场也具备了储能的商业模式,如峰谷价差较多的城市。据不完全统计,全国34个省份中,共有16个省份发布了峰谷电价表,包括北京、上海、天津、河北、广东、江苏、浙江、山西等。
阳光电源董事长、总裁曹仁贤透露,阳光电源的储能项目2017年是有所滑坡,2018年又大幅度地上升,2018年该项目可以做到五亿元销售额,明年可以突破十亿元的规模。
 
 
 
科陆集团董事长饶陆华表示,在国家政策的指导下,储能应用领域更加明晰,储能项目的规划量大增,储能市场的爆发点已经点燃,未来能源革命、大规模的可再生能源的接入和电力体制改革的进一步深化,都将为储能产业创造极大市场商机。
上海仪电集团副总裁、中能公司董事长于建刚说,随着未来越来越多大型电化学储能电站的实际投用,将对国家电网系统的稳定性、新能源不稳定而产生的“弃风”“弃光”、特殊场景下的电力峰谷调度等问题提供解决方案与技术支撑。
进入2018年尾声,紧随国家政策,全国各地政府纷纷跟进落实细则,吹响储能商业化号角。
12月4日,内蒙古自治区人民政府印发自治区《内蒙古自治区新兴产业高质量发展实施方案(2018—2020年)》,明确紧盯国际国内储能技术革新,引进大容量储能技术产业化应用项目,培育新产业。
12月26日,上海电气国轩储能系统南通基地项目进行奠基仪式,该项目总投资超50亿元,规划年产8GWh锂离子电池储能系统,占地442亩,总建筑面积约28万平方米。项目将分两期建设,首期投资超过20亿元,预计于明年四季度投产。项目建成后将成为沪通地区最先进的、规模最大的锂离子电池储能系统产业基地。
近日,全国第一个电池储能试验示范项目获国家能源局批复同意。据悉,这一项目采用的是“分期建设、分布接入、统一调度”的原则。其中一期总投资12亿元,建设规模720兆瓦时,电站储能时间4小时。预计2019年建成,后续将根据电网调峰需要及市场情况继续扩建。
初级阶段
尽管储能概念被炒得很热,但是中国科学院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀教授提醒道:“储能的春天已经到来,产业开始萌芽、开花,但是初春的天气乍暖还寒,储能还没有进入蓬勃发展的夏季。”
曹仁贤也有同感,他认为目前中国储能产业尚处于初级阶段,且光储结合只是储能市场的一小部分领域。光储业务需要从“功率”向“能量”进行转变,要在发、输、配、用等四个环节进一步挖掘潜力,才能拓宽光储结合的边界。
据透露,尽管阳光电源2018年上半年储能业务营收快速增长,但这是基于前期低基数的业绩营收数据,且3%左右的营收占比则意味着,短期之内,储能业务还是难以在公司整体的营收结构中扛起大旗。
英威腾市场总监潘勇强则认为:“目前,更多的储能项目是示范性项目。”
天合储能总经理祁富俊则认为:“现在储能缺少相应的政策,政策不一定是需要补贴,只要给予储能公平的待遇,让储能公平平等地参与到调峰调频、输配电辅助服务等领域中来,我认为储能很快就可以实现爆发性的增长。”
阻碍二:成本与商业模式
储能市场爆发仍依赖于成本的快速下降。赵为表示,受制于成本问题,储能市场还不具备大规模应用的条件。大型储能项目主要还是在西北等离网地区,因为在这些地方储能方案往往是唯一的选择,且成本要求相对较低。随着电池成本的下降,到2018年储能或将具备大面积应用的基础。
 
 
 
可见,随着电池成本的下降和产业配套的逐渐成熟,未来光伏储能的需求也会越来越大。
仲其正认为,储能就是一个很有潜力的市场,但目前来看,如果峰谷差电价不超过0.8元的话,成本方面就很难控制,目前储能电池的成本受限于正负极等上游材料,降幅有限,难以在短时间内大规模推广。
据业内人士测算,若峰谷价差超过0.8元,储能光伏电站的盈利模式可观,特别是用电量大的工商业企业。
潘勇强表示:“储能‘蓝海’开闸的最大难点在于商业模式,即电差价盖住成本,形成合理的价格机制。”他认为,我国居民用电普遍较低,在储能成本绝对平民化之前,市场空间有限。相反,澳大利亚、德国等国家居民用电费用较高,户用侧储能商业模式已经成型。因此,潘勇强说,“国内市场,工商业储能及光储充将率先爆发。”
不过,李岩对此表示,“储能电池的价格已经在逐年下调了。未来,随着技术进步及应用案例的更多实施,我们相信储能系统的成本肯定会降低。”
近年来,无论是光伏亦或储能电池价格均处于极速下降通道,从2007年~2017年,光伏系统价格从每瓦60元降至6元,降幅达90%,近4年储能电池成本下降了56%~60%。储能成本再降50%,业内人士预测不会超过三四年时间。
阻碍二:技术
另一方面,储能技术仍有很大进步空间。
李岩认为:“这一点与项目经验的积累有很大的关系,因为储能不是一种固定的模式,只有通过对多种应用场景多种系统解决方案做过验证,才能定制出成本低、收益高的系统集成服务。”
祁富俊认为,光伏企业做储能最大的瓶颈是技术瓶颈。“光伏系统总得来说还是比较简单、传统的,做储能系统,比一般产品要复杂得多。”
他解释道,储能产品至少有四个跨界,第一个要懂电芯技术,第二个要懂电力电子,第三个要懂软件和编程,最后如果和电网结合,要懂电力行业调度、运维和运营。
南都电源产品部总监项海峰则强调要关注调频,以实现并网的稳定性。“在用的过程中,负荷和发电有很大的不平衡,德国的电网没有像中国这么强大,但是管理机制非常好,可以把各种沼气能、风能、太阳能进行协调,通过用分布式调频的方式稳定整个电网。当有了更稳定的电网频率,就可以接入更多的新能源。”他提问道,现在德国新能源比例达到30%多至40%,如果中国达到这么高的比例,电网会不会这么稳定?
 
 
 
另外,双向储能是目前的技术热点,许多企业都推出了相关的产品。比如,2018年5月17日,山东博奥斯发布全新一代30kW双向储能逆变、5kW双向储能控制逆变一体机。
中能智慧能源科技有限公司则推出了10MW级别的单机储能双向逆变器。中能智慧能总经理朱强认为,对于电网来说,需要的是百兆瓦级以上的大型储能系统,这就意味着大概需要200台500KW的双向逆变器才能达到大型储能电站的建设要求。但随着单机10MW级储能双向逆变器的问世,100MW级储能系统只需要协调10台逆变器就可以完成系统建设。
 
关键词: 储能 节能
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