天合光能 志在“智慧能源+互联网能源”

本报记者 王尔德实习记者 高晓慧 北京报道全球最大光伏组件供应商天合光能拟大举布局储能业务。近日，天合光能对外宣布成立天合储能公司，计划到明年公司实现在全球储能市场上的占有率约为1%，到2020年成为全球排名前五的储能解决方案供应商，打造“智慧能源+互联网能源”

本报记者 王尔德

实习记者 高晓慧 北京报道

全球最大光伏组件供应商天合光能拟大举布局储能业务。

近日，天合光能对外宣布成立天合储能公司，计划到明年公司实现在全球储能市场上的占有率约为1%，到2020年成为全球排名前五的储能解决方案供应商，打造“智慧能源+互联网能源”。

“这是一个雄心勃勃的目标。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对21世纪经济报道介绍，预计未来会有不少新能源企业进入储能市场，这将为储能市场尤其是储能系统集成市场注入很多新的活力，既可以解决新能源目前遭遇的“限电”问题，也可以提高智能微网的经济性，提高可再生能源的消纳能力。

天合光能CFO谭韧对21世纪经济报道介绍，目前储能板块占天合光能整体营收的比重微乎其微，这是一个新的领域，需要增加投入去开发市场。

根据中关村储能产业技术联盟的统计，全球应用在电力系统的储能项目（不含抽蓄、压缩空气及储热）累计装机规模为845.3MW，2014年新增装机111.6MW，年增长率15%，较去年增幅提高2个百分点。其中中国储能累计装机规模达84.4MW，占全球储能装机的10%。

预计80%以上销售额来自海外

天合光能储能业务部总经理祁富俊分析，未来几年，全球储能市场将有70%的复合增长率。

“我们早在2010年就确立了储能解决方案技术储备及战略规划。这一两年化学储能技术有望成熟，使得储能电价骤降有可能成为现实，以及客户需求增长等一系列因素促使我们终于正式成立储能公司。”祁富俊指出。

根据介绍，天合储能公司的业务将包括工商业用户及公共事业电网储能解决方案、家庭储能解决方案、离网应用储能解决方案、通信电源解决方案和汽车动力电源解决方案五大板块，定位系统集成商。

“在上述五大板块当中，天合光能的储能业务相对比较成熟的应该是前三个板块，所谓工商业用户及公共事业电网储能主要是分布式发电项目和大电网的调峰调频储能，家庭储能主要是在国外比较普遍的户用光伏发电项目的储能应用，离网应用储能主要是指离网型的微电网项目的储能。”一位光伏行业的储能专家对21世纪经济报道分析。

根据天合光能规划，天合储能公司将主攻德国、日本、澳大利亚等海外市场业务，预计80%以上销售额来自海外，剩余20%销售额来自国内示范性电站。

“这和我们的天合光能的整体优势有关，我们光伏组件销售70%以上在海外，我们在海外市场的开拓能力比较强。”谭韧分析。

天合储能主要在海外布局的另外一个原因是国外对储能系统补贴较高。

例如德国在2013年与2014年拨款5000万欧元对于中小规模的光伏发电系统配套的储能系统进行补贴，日本也对符合标准的接入电网的电池储能项目，给予相当于投资额1/3的补贴。

祁富俊介绍，天合储能在海外销售平台、系统整合技术水平和成本等方面有着优势。当前其产品成本是日本和德国同类产品的一半，是美国同类产品的四分之一。

“储能系统的成本主要包括电池和逆变器的成本，其中电池的成本是最高的，占到储能系统的80-90%。”前述光伏行业的储能专家介绍。

祁富俊解释，“现在电池主要是从外部采购，目前公司的技术跟踪小组正在了解相关技术路线，等确定下来，一两年后我们将自己生产电池。”

21世纪经济报道获悉，目前天合储能采用的电池主要是锂电池，供应商主要包括比亚迪和天津力神等企业。“目前使用锂电池的储能系统的成本估计在3.5元/Wh左右。”前述光伏行业储能专家分析。

“我认为，由于锂电池成本较高，在3元/Wh左右，目前在储能上使用不合适。”晶科电力有限公司总工程师武振羽对21世纪经济报道分析，先性铅碳电池在当前的性价比会更高，它兼备铅酸电池的特性，转换效率高达95%，循环寿命在2500次，可以考虑使用在储能电站上，目前成本为1.3元/Wh左右。"

看好光储一体化市场前景

“未来储能市场随着可再生能源装机量及其他储能应用需求的增长，储能市场将在2020年左右发展到20GW/年的规模，其中光储一体系统将占据非常高的份额。”祈富俊在10月16日举行的第三届储能技术研讨会上介绍。

这一市场判断也与中关村储能产业技术联盟的判断一致。该联盟发布的《储能产业研究白皮书2015》指出，在未来最值得关注的四个储能规模化应用领域（“光伏＋储能”模式、需求侧管理、调频辅助服务和电动汽车）中，“光储一体化”居首。

祈富俊分析，利用储能“调配”作用将光伏和储能的联姻可以很好地解决“弃光限电”这一棘手问题。在满足电网调度要求的同时，降低光伏电站出力对电网产生的冲击，从而达到减少弃光的效果。

资料显示，作为全国最大的光伏发电省份青海，随着项目的持续增加，光伏电站的发展速度已经远远超过了电网的承受能力，使得光伏发电出现“弃光”现象，由于电网基础设施无法及时满足新能源的发展速度、大规模光伏发电不能满足并网要求等原因，出现了发电不能并网、发电利用小时数持续降低和“弃光”等现象。

一位光伏发电企业负责人分析，在很大一段时间内光伏并网遇到的难题近乎“无解”；“消耗负荷有限，无法自行增加；改善电网负荷能力，成本太高；在电站都在限电的情况下，找关系协调不可行。”

“储能把发电与用电从时间和空间上分隔开来；发出的电力不再需要即时传输，用电和发电不再需要实时平衡 。” 前述发电企业负责人分析，“在储能技术具备经济性的前提下，光伏发电面临的诸多难题就可以迎刃而解。”

在大型地面电站之外，储能在户用光伏系统也大有可为。

信达证券能源互联网首席研究员曹寅分析，不同于中国，发达国家的居民电价普遍高于工商业电价，因此居民应用是发达国家的“光伏+储能”方案的应用主流。德国的光储系统在2015年底就将相对家庭电价具有经济优势。

推广“储能＋光伏”面临挑战

但是“储能＋光伏”在中国的推广还面对比较多的障碍，首先，储能的价值没有得到合理的补偿。“虽然一些地区实行了峰谷电价，但峰谷时间段的划分及相应电价的制定还缺乏经济合理性。”厦门大学能源经济与能源政策协同创新中心主任林伯强对21世纪经济报道分析。

林伯强指出，建议国家结合目前的电力市场化改革，采用灵活的电价机制，用市场化手段促进储能发展，如扩大峰谷电价实施的范围和优化电价、设定储能电价、允许储能作为电源接入电网等，对储能的电网调频等作用给予合适补偿。

此外，电池的品质隐忧也将是光储一体化面临的重大挑战。

“日本、韩国提供的户用储能系统， 可以质保10年以上， 目前我们的国产电池，同样的工况下，是否可以做到？”祈富俊分析，国内电池面临的自燃、爆炸和运输安全等风险， 是否可以让其他行业或者用户可以放心地处理或者使用？这将是一个有待解决的问题。(编辑 李雪玉)