截至 2015 年底，中國光伏發(fā)電累計裝機容量 43.18GW，成為全球光伏發(fā)電裝機容量最大的國家，其中，光伏電站 37.12GW， 分布式 6.06GW，年發(fā)電量 392 億千瓦時，近五年，我國光伏裝機年均復合增長率達到 122%， 2015 年新增光伏裝機容量 15.13GW，占全球新增裝機的四分之一以上。根據(jù)能源局統(tǒng)計，2015 年風電新增裝機容量再創(chuàng)歷史新高，達到 32.97GW，累計并網(wǎng)裝機容量上升到 129GW，占全 部發(fā)電裝機容量的 8.6%，近五年的年均復合增長速度為 42.8%。

中國光伏裝機數(shù)據(jù)統(tǒng)計（單位：萬千瓦）

中國風電裝機數(shù)據(jù)統(tǒng)計（單位：萬千瓦）

　　根據(jù)國家數(shù)據(jù)統(tǒng)計，甘肅全年光伏平均利用小時數(shù)為 1061 小時，棄光率達 31%；新疆自治區(qū)全年光伏平均利用小時數(shù)為 1042 小時，棄光率達 26%。而我國 2015 年全年棄風電量為 339 億千瓦時，同比增加 213 億千 瓦時，平均棄風率 15%，同比增加 7個百分點，其中甘肅、新疆、吉林棄風率超過 30%。

　　隨著風電、光伏裝機容量大幅增加，其隨機性與波動性使電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)壓、調(diào)頻的難度顯著 增加，造成電能質(zhì)量與電網(wǎng)可靠性下降。光伏電站集中在西部地區(qū)、風電場主要分布在西北 及內(nèi)蒙地區(qū)，西部地區(qū)經(jīng)濟欠發(fā)達，電力需求低，因此可再生能源當?shù)叵�納能力欠缺，同時， 未來經(jīng)濟與用電量增速不斷下降，而火電建設(shè)速度并沒有降低，因此電力系統(tǒng)總裝機容量超過所需，導致電力市場嚴重的供大于求。

我國棄風率及 GDP 變化情況

　　儲能在全球范圍尚處于起步階段。據(jù)統(tǒng)計，2015 年底，全球累計運行的儲能項目裝機規(guī)模 144.8GW，其中抽水蓄能為 142.1GW;電化 學儲能項目 318 個，累計裝機量為 891MW。從 2010 年起，全球儲能產(chǎn)業(yè)增速趨穩(wěn)，年復合增 長率為 17%。中國儲能市場的累計裝機量(2000-2015 年)為 23.5GW，其中抽水蓄能為 23.4GW。

全球及我國全部儲能裝機容量

　　當前國際上化學儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快的國家有美國、日本、德國和澳大利亞等。截止到 2015 年底，美國、日本和中國的電化學儲能累計裝機量位列全球前三名，占比分別為 44%、35%和 12%。德國是歐洲儲能裝機比重最大的國家。中國化學儲能市場屬于剛起步階段，近 5 年發(fā)展較快，據(jù) CNESA 統(tǒng)計，到 2015 年底，電化 學儲能項目裝機 106MW，占全球電化學儲能項目裝機總?cè)萘康?12%，與 2012 年的 4%相比有 大幅提升。

全球化學儲能項目裝機

中國化學儲能項目裝機

　　我國儲能發(fā)展落后于美國、日本、德國和澳大利亞等四大國家，主要基于多重因素：首先， 除了抽水儲能之外，對其他儲能技術(shù)缺乏研究導致技術(shù)落后。在化學儲能方面，我國電池技 術(shù)落后于日韓國家。前景最為光明的鋰離子電池由索尼率先生產(chǎn)制造，日韓企業(yè)研究深厚； 鈉硫電池在日本已經(jīng)實現(xiàn)商業(yè)化，我國還沒有完全從實驗室走向商業(yè)化應用階段；其次：政 策上重視程度不足，相比于可再生能源發(fā)電，儲能并未得到國家政策的直接扶持。在這種情 況下，雖然儲能技術(shù)隨著電池的發(fā)展而不斷發(fā)展，但是投資成本過高，從而使市場望而卻步。 而隨著政策紅利的釋放，限制儲能發(fā)展的瓶頸將被一一打破。

　　美國和日本在電池儲能技術(shù)方面居于領(lǐng)先地位，隨著規(guī)模和技術(shù)的積淀已具 備商業(yè)化嘗試的基礎(chǔ)。我國技術(shù)尚不成熟，建設(shè)成本高昂，儲能價值難以體現(xiàn)。根據(jù)張北風 光儲輸示范項目的測算，20 兆瓦的儲能電池的設(shè)計投資就達到 4 億元。即使我國現(xiàn)有風電和 光伏裝機按照 10:1 配備儲能設(shè)備，則需要投入 3405 億元。

　　以發(fā)電 側(cè)來說，我國火力發(fā)電以燒煤為主，火電成本約在 0.2-0.3 元/度，與上網(wǎng)標桿電價之間價差在 一毛錢左右，難以支撐儲能系統(tǒng)的使用。用電側(cè)來看，國內(nèi)非居民用電的峰谷電價差尚不明 顯，以北京工商業(yè)電價為例，最大峰谷電價差 1.14-1.155 元/KWh。

北京地區(qū)非居民用電情況

　　在沒有國家補貼的情況下，用戶側(cè)儲能的電價差套利目前只有鉛炭電池可以實現(xiàn)。根據(jù)我們 測算，鉛炭電池成本在 0.9 元/Wh 左右，加上雙向變流器成本（能量型逆變器功率一般為整 個系統(tǒng)容量的三分之一左右）及安裝建設(shè)成本，整個系統(tǒng)的初始投資成本預計在 1.2 元/Wh 左右，遠低于鋰離子電池。

鉛炭儲能系統(tǒng)安裝成本測算

　　由于鉛炭電池在鉛酸電池基礎(chǔ)上壽命得到極大程度的提高，按照 10 年使用壽命計算，鉛炭電 池的全生命周期度電成本最低可以做到 0.43 元/Wh，對比目前國內(nèi)的工商業(yè)峰谷電價差，已 經(jīng)可以實現(xiàn)商業(yè)模式的盈利。

鉛炭儲能度電成本測算

　　我們對家用鋰電儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性進行測算，10KWh 的系統(tǒng)基本符合 家庭用電需求。整個儲能系統(tǒng)成本可以大致劃分為三個部分：電池組、儲能變流器（PCS）以 及安裝成本。假設(shè)儲能電池價格 2 元/Wh，變流器價格 0.8 元/W，安裝成本大概是電池 和 PCS 成本的 5%。測算出容量 10KWh、功率 3.3KW 的儲能系統(tǒng)總成本 23772 元，折合度電 成本 2377.2 元/Kwh。

家用儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性測算

　　樂觀假設(shè)儲能系統(tǒng)得到充足利用，每天發(fā)電時間 10 小時，每年發(fā)電天數(shù) 365 天，系統(tǒng)壽命 8 年（循環(huán)次數(shù)近 3000 次）。在八年分期付款、利率 3%的商業(yè)模式下，年按揭費用為 3386.47 元，考慮到維護成本（假設(shè)為儲能系統(tǒng)成本 1%）、儲能系統(tǒng)年使用總成本為 3624.2 元，折合 度電成本 1.10 元/Kwh。

家庭儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性測算（2）