儲能的春天
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傳播國家2030年碳達峰/2060年碳中和的政策、知識、技術(shù)與優(yōu)良做法
發(fā)表于
引子：硅料大跌
去歲今初，光伏行業(yè)的最大變局，來自于硅料價格的急速回歸。
此前，產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)能擴張的失配，讓投產(chǎn)周期最長的硅料環(huán)節(jié)，賺足了超額利潤。伴隨著新增產(chǎn)能的加倍釋放，供需格局已然逆轉(zhuǎn)，價格雪崩成了題中應(yīng)有之義。隨之而來，跌價沿著產(chǎn)業(yè)鏈條，從硅片、電池片、一直傳導(dǎo)到終端組件。
光伏行業(yè)發(fā)展的根本動力，離不開研發(fā)端的技術(shù)迭代，以及制造端的精益管理。最終的核心產(chǎn)業(yè)指標，就是客戶視角下的度電成本。
在各類應(yīng)用場景中，集中式大電站，對于價格變動最為敏感。此輪組件降價，將會顯著推動光伏地面電站的持續(xù)放量，進而推動可再生能源裝機占比的進一步提高。
可再生能源裝機占比，或者更準確一些，發(fā)電量占比的持續(xù)提升，既代表著能源供給的綠色未來，又有著明確的外部約束條件。而解決方案的核心部分，就包括大力發(fā)展與之匹配的儲能系統(tǒng)。
今年1月6日，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》的征求意見稿。簡單來說，所謂新型電力系統(tǒng)，就是以光伏、風(fēng)電等可再生能源為供應(yīng)主體的電力系統(tǒng)。征求意見稿提出，在向新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)變的過程中，系統(tǒng)形態(tài)將由“源網(wǎng)荷”三要素向“源網(wǎng)荷儲”四要素轉(zhuǎn)變。
以化石能源發(fā)電為主體的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)，之所以不需要儲能，是因為化石能源本身扮演著能量存儲的角色。同時，通過控制發(fā)電機組的燃燒規(guī)模，可以靈活地增減電力供給，以匹配用電負荷的實時需求。
然而，可再生能源卻具有“靠天吃飯”的特性，讓供給端天然的不穩(wěn)定。比如，風(fēng)電出力日波動幅度最高可達
80%
，出力高峰在凌晨前后，午后到最低點，“逆負荷”特征十分明顯；光伏日內(nèi)波動幅度最高可達到
100%
，峰谷特征鮮明，正午達到當日波峰，正午前后呈現(xiàn)均勻回落態(tài)勢，夜間出力為 0。
在發(fā)展的初期，可再生能源占比較低，這種不穩(wěn)定性尚能為電力系統(tǒng)所容納。這就好像，些許亂流可以融入潮汐。
隨著我國風(fēng)光裝機規(guī)模的持續(xù)增長，風(fēng)光發(fā)電量占比越來越高，逐漸地量的積累走到了臨界點。
根據(jù)國家能源局的最新數(shù)據(jù)，2022年全國累計發(fā)電裝機容量約 25.6億千瓦。其中，風(fēng)電裝機容量約 3.7億千瓦，占比 14.45%；光伏裝機容量約 3.9億千瓦，占比 15.23%。
更重要的是，2022年風(fēng)電光伏新增裝機占全國新增裝機的
78%
，新增風(fēng)電光伏發(fā)電量占全國當年新增發(fā)電量的
55%
以上，風(fēng)電光伏逐步成為新增裝機和新增發(fā)電量的主體。
這個時候，短板再不容忽視，儲能作為可再生能源穩(wěn)定供給的核心手段，正式登場。進而，電力系統(tǒng)的關(guān)鍵要素，由“源網(wǎng)荷”三要素，轉(zhuǎn)變?yōu)椤霸淳W(wǎng)荷儲”四要素。
可再生能源的深入發(fā)展，意味著電力系統(tǒng)要有足夠的能力來整合靈活多變的電力供給，同時也要匹配同樣靈活多變的電力消費。
目前來看，整合與匹配的關(guān)鍵，就是系統(tǒng)性地引入多樣化的儲能單元。
根據(jù)應(yīng)用場景的不同，儲能可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三類。作為優(yōu)質(zhì)的靈活性資源，儲能在三類場景中均可發(fā)揮關(guān)鍵作用。
儲能存在的本質(zhì)意義，是改善電力供需之間的失配。因而，儲能的商業(yè)模式，是建立在相關(guān)方對供需失配有著改善需求的基礎(chǔ)之上。比如，發(fā)電側(cè)的大型電站希望減少棄電，增加發(fā)電收益；用戶側(cè)的工商業(yè)園區(qū)希望保障供電，同時降低用電成本。
這種改善，有著自身的成本。當改善成本低于失配損失的時候，儲能就擁有了盈利的空間。
因而，在電力系統(tǒng)層面，需要建立起一套機制，來度量失配的程度，并給予相應(yīng)的定價。
這么說可能有點抽象，我們來舉個具體的例子。剛過去的2022年底，上海的不少家庭發(fā)現(xiàn)，電費賬單暴漲，我們家也是如此。為此，我通過國家電網(wǎng)的APP查到了12月的日用電數(shù)據(jù)，再乘以峰谷電價，結(jié)果計算出的賬單一分不差。
電費暴漲的根本原因有兩點：一是，低溫+疫情居家，增大了空調(diào)等取暖用電量；二是，年底了，階梯電價到了第三檔，度電單價跳漲。
與之類似，去年底上海、河南、江西、湖北等多地調(diào)整了分時電價政策，擴大了峰谷價差。比如上海的工業(yè)部門，夏季和冬季高峰時電價會在平段電價的基礎(chǔ)上上浮80%，尖峰時段電價則在高峰電價的基礎(chǔ)上上浮25%。
實際上，無論是階梯電價，還是尖峰電價，其核心都是
人為地加大峰谷價差
。不同的用電量，電價不同；不同的用電時段，電價也不同；如此，能夠跨越時空、消弭供需差異的儲能，才有機會
在發(fā)用之間建立起套利機制
。
市場機制能夠有效運作，靠的就是價格杠桿的導(dǎo)向作用。通過制度性的價格引導(dǎo)，電力用戶會主動接納削峰填谷，進而促進可再生能源的消納，最終為實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標做出貢獻。
有趣的是，在居民抱怨電費過高的時候，發(fā)電廠卻在抱怨電價過低。2022年11月，中電聯(lián)呼吁逐步將全國平均煤電基準價調(diào)整到 0.4335元/千瓦時的水平，同時建立更多維度的上網(wǎng)電價形成機制、更為有效的系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制。
市場普遍認為，現(xiàn)貨交易有利于反映市場供需變化，發(fā)揮好市場在電力資源配置中的決定性作用。通過擴大電價可以浮動的比例范圍，就能推進電價調(diào)整的路徑。
事實上，廣東和江蘇作為全國用電量第一、第三的大省，2023年年度電力市場交易價格（火電價格）已經(jīng)有所上漲。廣東省2023年的市場電力均價比2022年上漲了11.44%，這可能給全國市場帶來漲價預(yù)期。
由于綠色電力價格往往會參考火電價格，此舉也可能會助推綠色電力價格提高。
綜合來看，
基準電價穩(wěn)中有升 + 浮動電價擴大范圍
，將會是新型電力系統(tǒng)的主要價格特征?？梢哉f，正在建立的靈活多變的電力價格機制，為第四要素儲能的系統(tǒng)性登場，提供了必要的市場背景。
按照容納電量的多少，儲能可以分為面向電站及電網(wǎng)的大型儲能（簡稱大儲），以及面向小型及家庭用戶的戶用儲能（簡稱戶儲）。
在我國，大儲占比超過
95%
，發(fā)揮著舉足輕重的作用。戶儲，目前主要以歐美用戶為主。
從技術(shù)路線的角度，目前最為經(jīng)濟、也是占比最高的儲能技術(shù)為抽水蓄能；正在快速增長、有望成為新的主流的是以鋰離子電池為代表的電池儲能。
與此同時，消費端涌現(xiàn)出的移動儲能，逐步成為戶外人群的標配。
2020 年全球儲能中抽水蓄能規(guī)模占比 94% ，中國市場占比
89%
。
如此高的占比，是因為抽水蓄能與其他技術(shù)路線相比，具有更低的成本、更長的壽命、以及更成熟的技術(shù)等優(yōu)勢。
原理方面，抽水蓄能電站是利用用電低谷時其他電源的多余電能，抽水到上水庫存儲起來，待尖峰負荷時再發(fā)電輸出。也就是說，抽水蓄能抽水時相當于一個用電大戶，其作用是把日負荷曲線的低谷填平，即實現(xiàn)抽水蓄能電站獨一無二的“填谷”作用。
根據(jù)抽水蓄能行業(yè)分會的統(tǒng)計，截至 2021 年底，我國抽水蓄能電站在運項目 40 座，裝機容量 36.39GW，在建項目 48 座，裝機容量 61.53GW，此外還有超過 200 GW的抽水蓄能電站在開展前期勘測設(shè)計工作。
根據(jù)東吳證券研究所的測算，預(yù)計到 2025 年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模 62GW以上；到 2030 年投產(chǎn)總規(guī)模達到 120GW左右；到2035 年，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)。按照規(guī)劃測算我國抽水蓄能從 2021年到 2025 年的增長率達 70+%，4 年 CAGR 為 14.25%。
以鋰離子電池為代表的電池儲能，近年來最主要的發(fā)展動力來自于電動汽車滲透率的提升。
作為可再生能源的大力倡導(dǎo)者，馬斯克指出其三大支柱為：電動汽車、太陽能/風(fēng)能、以及儲能。電動汽車推動的電池技術(shù)發(fā)展，使得電池儲能成為主要的外部受益者。在最新的電話會議中，馬斯克預(yù)計特斯拉的電池儲能業(yè)務(wù)增長速度，將比電動汽車快不少。
除了電池技術(shù)更新，以及大規(guī)模電芯生產(chǎn)所帶來的成本下降之外，電池儲能也有著自身的電力電子技術(shù)要求。
這其中，儲能變流器是其中的關(guān)鍵部分。在儲能系統(tǒng)中，儲能變流器是承擔(dān)DC/AC轉(zhuǎn)換的核心設(shè)備，成本占比約為儲能系統(tǒng)的 15-20%之間。
同時，類似于數(shù)據(jù)中心，大型儲能系統(tǒng)需要配備溫度控制以及消防安全設(shè)施。溫控成本約占 3-5%之間，而消防成本約占 3%左右。
此外，鋰資源的價格高漲，引發(fā)了鈉離子電池技術(shù)的復(fù)蘇。然而，受制于循環(huán)壽命、能量密度、充放電倍率等方面的不足，鈉電池看起來更像是一種對鋰電池的補充，而不是取代。
長遠來看，鋰電池的一致性會越來越好，循環(huán)壽命會越來越長。專家預(yù)計，到2030年一線廠家的電芯壽命，大概率會在2022年 8000次的基礎(chǔ)上，翻一倍。
壽命翻倍，意味著到2030年，鋰電項目的初投資成本會下降 50%左右。也就是說，在不考慮電價，只看全壽命周期里儲存/釋放電能成本的前提下，未來鋰電儲能的度電成本大概率會低于
0.2元
。這個價格僅比抽水蓄能稍貴，低于所有其它的儲能技術(shù)。而鋰電池儲能在響應(yīng)速度、充放電速度、有功無功的支撐等方面，都比抽水蓄能做得更好。
從這個角度來說，留給其他儲能技術(shù)的競爭時間窗口，大概就是十年左右。
在新能源的大賽道上，中國在光伏發(fā)電以及鋰離子電池兩大領(lǐng)域，具備世界領(lǐng)先的規(guī)模與創(chuàng)新環(huán)境。這為移動儲能應(yīng)用及品牌的誕生，提供了豐厚的產(chǎn)業(yè)土壤。
- 便攜儲能：適用于戶外旅行，以及應(yīng)急災(zāi)備等場景。
- 家庭儲能：可細分為應(yīng)急場景與日常使用場景，用于替代家用燃油發(fā)電設(shè)備。
移動儲能的充電，既可以通過電力網(wǎng)絡(luò)，也可以通過太陽能板來完成。比如，某領(lǐng)先品牌的 2度電產(chǎn)品，可實現(xiàn) 2小時室內(nèi)快充與 2.5小時高速光充。
便攜儲能和家庭儲能（即戶儲）之間，并不存在清晰的邊界。與大型儲能的 2B特征相對應(yīng)，移動儲能則有著明顯的 2C特征。在這個領(lǐng)域里，品牌、渠道與用戶體驗，與技術(shù)指標的先進性，同等重要。
技術(shù)層面，除了抽水蓄能以及鋰離子電池之外，還有多種新型儲能技術(shù)。這些技術(shù)處于不同的發(fā)展階段，在這一節(jié)我們做簡要介紹。
需要指出的是，這些技術(shù)之中哪些能夠大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化落地，最終比拼的還是性價比。
最早注意到光熱電站，是前年暑假帶孩子走青甘大環(huán)線。途經(jīng)敦煌的時候，突然視野中先后出現(xiàn)兩個大光柱，大白天在戈壁灘上熠熠生輝。
事后，查了資料，才知道是某上市公司在敦煌的光熱發(fā)電項目。一個光柱是 10MW試驗項目，另一個光柱是 100MW示范項目。
熔鹽式光熱電站，與光伏電站的最大不同是，并不依賴于光電效應(yīng)直接將太陽能轉(zhuǎn)化為電能，而是通過眾多的弧形鏡面將太陽光匯聚于一處，通過產(chǎn)生的高溫將熔鹽熔化，把太陽能先儲存下來。吸完熱的熔鹽被存入熱罐，相當于火電站里面的煤倉。
此后，再把熱鹽泵入換熱器，跟水進行熱交換，通過產(chǎn)生的高溫高壓蒸汽去推動汽輪機來進行發(fā)電。這包括了太陽能、熱能、動能、電能在內(nèi)的一系列能量轉(zhuǎn)化過程。
由于有了熔鹽作為介質(zhì)，太陽能的日間波動被有效緩沖，同時存儲的熔鹽還可以在夜間發(fā)電。因而，光熱電站適用于大容量、長時儲能領(lǐng)域。
熔鹽光熱發(fā)電原理
（來源：全國能源信息平臺）
根據(jù)2022年8月的一次專家交流紀要，光熱以
1.5%
的占比，成為抽水蓄能（90%）、電化學(xué)（9%）之后的第三名?？紤]到西北地區(qū)由于缺水而無法建設(shè)抽水蓄能，以及電化學(xué)儲能在安全、回收、資源等方面仍有問題待解決，光熱儲能具備一定的競爭力。
一般光熱儲能，可以支持 6-10小時發(fā)電時長，年利用小時數(shù)可達 4000小時以上。由于儲備的是熱能，還可以用于冬季供暖。
成本方面，青海最新項目 100MW的核算成本約為 18億元，系統(tǒng)單位造價 1800元/千瓦時。新建項目的光熱發(fā)電成本，已經(jīng)可以做到 0.26-0.46元左右。
壓縮空氣儲能，是指在電網(wǎng)負荷低谷期將電能用于壓縮空氣，在電網(wǎng)負荷高峰期釋放壓縮空氣推動汽輪機發(fā)電的儲能方式。存儲的高壓空氣，一般密封在報廢礦井、沉降的海底儲氣罐、山洞、過期油氣井或新建儲氣井中，因而有前置的地理要求。
作為機械儲能的一種形式，壓縮空氣儲能系統(tǒng)適合建造大型儲能電站(>100MW)，放電時長可達 4小時以上。因而，適合作為長時儲能系統(tǒng)。其建設(shè)周期一般為 12-18個月，遠低于抽水蓄能（5-6年），且受地理位置影響更小。
目前，我國已經(jīng)開工的壓縮空氣儲能項目有四個，分別位于湖北應(yīng)城、山東泰安、遼寧朝陽、甘肅酒泉，每個項目的容量為 300MW，其充放電主系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率達 70%以上，系統(tǒng)單位造價不高于 1400元/千瓦時，可與抽水蓄能對標。
整體而言，壓縮空氣儲能仍處于示范驗證與商業(yè)推廣過渡的發(fā)展階段。
與鋰離子電池相比，以全釩液流為代表的液流電池，最大的優(yōu)勢是長壽命和安全性。
長壽命來源于電池的活性物質(zhì)都儲存在電解液里，電極只是發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)的場所，電極材料本身不參與反應(yīng)，因而循環(huán)次數(shù)可以達到一萬六千次以上，壽命可以長達25年。而且，壽命到了，電解液還可以回收再利用，無限循環(huán)下去。
作為對比，鋰離子電池由于涂布電極的限制，很難堅持十小時以上，而液流電池可以做到非常持久。
安全性來自于電解液的主要成分是水，所以本質(zhì)安全，無爆炸著火隱患。同時，它的功率和容量是解耦的，可以靈活獨立設(shè)計，規(guī)?？梢宰龅?10-100MW級別，因此它非常適合中長時，甚至超長時儲能。
成本方面，全釩液流電池的單位造價，從前幾年的五六千降到了三千以內(nèi)。未來，可能進一步降到兩千左右?？紤]到它的超長壽命，所以全生命周期內(nèi)的經(jīng)濟性還是很有優(yōu)勢的。
此外，中國釩儲量、產(chǎn)量都是世界第一，不會被海外資源卡脖子。同時，由于釩可以永久循環(huán)利用下去，只要頭20來年保持電解液的投入，后期就可以循環(huán)起來。
綜合來看，液流電池在安全性、長壽命方面有其獨特的優(yōu)勢，比較適合大規(guī)模長時儲能。短板方面，一方面效率不如鋰電高，目前示范系統(tǒng)的能效在 75%左右；另一方面目前成本偏高，限制了其大規(guī)模應(yīng)用。
風(fēng)光制氫，就是使用風(fēng)光電站發(fā)出的電力，電解水而生產(chǎn)氫氣的過程。目前，已經(jīng)實現(xiàn)商業(yè)化的有兩種技術(shù)方案，分別是堿性（ALK）電解水制氫和質(zhì)子交換膜（PEM）電解水制氫。
當前，風(fēng)光制氫發(fā)展的最大瓶頸，就是成本。和化石能源制氫相比，目前制氫成本需降至 20元/公斤以下，電解水制氫才具有一定的競爭優(yōu)勢，此時可再生能源電價應(yīng)維持在 0.3元/度以下。
現(xiàn)如今，在推進“光伏+綠氫”的主力地區(qū)，比如新疆，可再生能源電價基本都維持在 0.29元/度左右。據(jù)報道，全球最大綠氫項目——中石化新疆庫車光伏制氫項目，其制氫規(guī)模可達2萬噸每年，制氫成本約為 18元/公斤。
從熱值來看，1公斤氫氣的熱量相當于4升汽油。電解水制氫，電費成本占比 70%左右。隨著可再生能源成本的持續(xù)降低，當發(fā)電成本降至
0.15元/度
以下時，風(fēng)光制氫就具備了經(jīng)濟性。此時，西部地區(qū)富余的風(fēng)光資源將就地轉(zhuǎn)化為氫氣，再通過現(xiàn)有的天然氣管道送到中東部地區(qū)。
從投資的角度來講，儲能是未來十年的核心成長賽道之一。長期成長的確定性，在很大程度上與強制配儲的政策有關(guān)。
所謂強制配儲，是指新增風(fēng)光項目，需要配備一定比例的儲能，才能夠獲得并網(wǎng)指標。各省份已經(jīng)公布的最低配儲比例，大多為
10%，2小時
?？梢越频乩斫鉃椋l(fā)出的可再生電力，一天之中有兩個小時，僅有 90%可以直接消納，剩余的 10%需要依靠儲能來中轉(zhuǎn)。
與此同時，作為配套激勵措施，各地方相繼推出儲能補貼，大多數(shù)補貼以三年為限。
由此，我們可以看出，眼下儲能的發(fā)展階段，與光伏發(fā)電接近平價上網(wǎng)的時點很類似。
當硅料降價，引發(fā)電站放量之后，強制配儲政策必將推動儲能以更高增速放量。而更多的儲能項目落地，也會促進各類儲能技術(shù)的持續(xù)降本，并在未來與單瓦裝機價格的進一步下降一道引領(lǐng)更高比例的可再生能源裝機。
至此，內(nèi)生的正反饋循環(huán)，正式成型。
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