光伏儲能繼續火爆，何種儲能路線最香?

對于2022年，很多行業可能依然心有余悸。但至少對光伏及與之相伴的光伏儲能產業來說，2022年的增速遠超預期。

(資料圖片)

據統計，2022年全年光伏新增裝機87.41GW，同比增長60.3%，增速位列各大電源之首。而高工儲能數據顯示，2022年全球儲能電池出貨量將達到約125GWh，較上年度的48GWh同比大幅增長超160%。

當然，儲能電池不僅用于光伏儲能，而光伏儲能的形式也不僅限于電池。實際上，由于中國目前光伏配儲比例及配儲時長仍較低，儲能的增速也將有著遠高于光伏新增裝機容量的潛力。

據IHS和IEA統計，近十年全球累計光伏配儲比例逐年上升，2021年光伏配儲滲透率僅達到5.7%，仍然處于較低水平。分區域來看，目前僅有意大利和德國等少數歐洲地區滲透率超過10%;而中國、美國兩大市場光伏配儲比例均低于10%。

對此，有機構就認為未來三年儲能都將有著不止倍增的可能。據信達測算，我國2023年儲能新增裝機為13.97GW/26.85GWh，同比增長123.3%，2025年新增裝機為353.73GW/109.64GWh，2021-2025年CAGR為119%。

由于中美的光伏配儲比例都比較低，儲能領域的快速增長也不僅限于中國。據美國咨詢機構WoodMac數據，2022上半年美國儲能新增裝機達5.01GWh，實現了超過200%的增長。

不過，中國的儲能市場規模也更為龐大，其未來增長變化對整個光伏儲能產業鏈的影響也不會是“漣漪”，而是參天大浪。據統計，僅光伏領域，2022年共有18個省市完成了超155GW光伏指標分配，如若按大多數地區普遍實行10%/2小時比例去配置儲能，將產生至少15.5GW/31GWh的儲能需求。這還沒有計算風電、電網等源網領域的儲能需求。

這樣的規模下，儲能電池業務甚至已經成為動力電池企業最為看重的”第二增長極“。據高工產業研究院(GGII)數據預測，2022年中國儲能鋰電池出貨量達125GWh，2023年將達180GWh，2025年將達390GWh。其中2022年的出貨量遠超上述分析中31GWh的儲能需求量，因為其中很大一部分儲能電池出口海外市場。

而各大機構也對2023年的光伏、儲能市場極為看好。中郵證券《2023年度儲能行業策略報告》就預測，2023年全球儲能總需求達到188GWh，同比增長60%——中國增長94%，美國增長57%，歐洲增長5%。

光伏高歌猛進

對于中國光伏產業來說，2023年會是高歌猛進的一年，已經是板上釘釘的事兒。

因為中國大多數地區都可以建設光伏——光伏不僅適合于北方少雨地區或者戈壁沙漠地區大規模建設，南方多雨地區同樣也適合光伏建設。南方看似太陽能資源較為貧乏，但較多雨水沖刷恰好能使太陽能電池板保持受光面潔凈，維持光電轉換效率處于較高區間，也有著建設光伏的有利條件。

特別是2021年6月國家能源局《關于整縣屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》發布之后，從2021年下半年開始，整縣分布式光伏項目陸續招標、開工、并網，甚至一些不在試點名單中的縣區也在自行組織實施整縣光伏開發。到了2022年，在整縣分布式光伏+集中式光伏電站建設并舉之下，中國大地無論南北東西，企業無論央國企還是民企，都在光伏領域快速出擊。

國家能源局數據顯示，截至2022年底，我國光伏發電累計裝機量達到392.61GW，僅次于火電和水電(413.50GW)，位列第三。高歌猛進之下，有行業人士預測，到2023年底，國內光伏發電新增裝機量將超過100GW，總裝機量有望突破500GW，并將超過水電成為全國第二大電源。

不過，2022年超過60%的增速，即使2023年新增裝機量超過100GW，恐怕也難以維持2022年的同比增速。光伏要進入穩定發展期了嗎?

當然，年年增速過六成也太過生猛。和2022年全國超過60%的年增速相比，一些地方提出的“五年倍增計劃”，就顯得更加平穩。比如《浙江省可再生能源發展“十四五”規劃》明確提出實施“風光倍增計劃”。不過，浙江省多個市縣在提出自己的增長計劃時，往往比省一級更為激進，甚至提出“雙倍增計劃”。

如2022年4月，新昌縣出臺《新昌縣光伏“雙倍增”工作實施意見(2022-2025年)》，提出“十四五”新增光伏裝機16萬千瓦以上，實現2025年末全縣光伏總裝機達到24萬千瓦(“十三五”期末光伏累計裝機7.8萬千瓦)。

中國式“置身事內”的有為政府疊加市場經濟下光伏儲能的巨大利益，帶動參與的企業非常多，既有國家電投、中國華能、國家能源集團(國家能投)、中國大唐和中國華電“五大發電”，有中核集團、中國廣核集團、華潤電力、國投電力、中節能、三峽集團等電力“六小豪門”，有國家電網等電網端企業，以及中煤集團、中國安能建設集團、國銀金融租賃、河南建設集團等更多央國企，還有正泰、晶科科技、陽光新能源、隆基等傳統光伏企業，還有寧德時代等新能源電池企業。涉足項目也往往光伏、儲能兼而有之。

規模越大，成本才能攤薄;而成本越低，也越利于規模放大。

實際上，近10年來，我國光伏發電成本降幅超過了90%，國內一些地區甚至已經出現低于0.15元的上網電價，明顯低于第一大電源的火電。多年前光伏上網電價追平甚至低于火電的目標，已經成為現實。

光伏裝機規模越大，配套儲能市場也越大。

不同地區對于光伏新建裝機量配套儲能容量也有不同規定，一般都是不低于裝機量的10%，很多地區還有著更高的儲能要求。

如內蒙古2021年保障性并網集中式風電、光伏發電項目優選結果中提出按15%-30%配儲，儲能時長2小時;山東棗莊2021年11月出臺山東省首家分布式光伏儲能配置標準，提出按照裝機容量15%-30%、時長2-4小時配置儲能設施;甘肅嘉峪關市在2022年3月出臺的《嘉峪關市“十四五”第一批光伏發電項目競爭性配置公告》中提到，申報項目儲能規模不低于項目規模20%，儲能放電時長不小于2小時。

光伏發電成本下降疊加峰谷電差拉大之后，儲能市場的盈利空間增速甚至還要大于光伏新增裝機。

這些盈利空間，又將分別為哪些企業所爭奪呢?

電化學儲能能否成為老大

光伏等可再生能源電力的消納，需要并網出售。據國家能源局《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，各省(區、市)除保障性并網外，其他有意愿并網的項目，并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力。

也只有儲能可以平抑波動，支撐光電風電的大規模并網?？梢哉f，儲能規模甚至決定了并網的規模。

按照儲能時長的不同，既有毫秒至分鐘級的儲能技術，主要包括超導磁儲能、超級電容器儲能與飛輪儲能;也有數十分鐘至數小時的儲能技術，主要包括電化學儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能;還有數天至更長時間儲能，主要以燃料儲能為主，包括氫燃料、甲醇燃料、氨燃料等。

但不同儲能時長技術，并不意味著電網調度時只限于其時長。有些更長時間的儲能項目，也可以用于短時、瞬時。

比如對于電網來說，毫秒級的電網調頻，并非必須要超級電容，小時級別的電化學儲能也可以，但抽水蓄能就不合適，因為其無法快速響應電網調頻。但對于數小時級別的電網調峰，則電化學儲能、抽水蓄能都比較合適。燃料儲能也可以利用低谷電力調峰，但所生產的燃料一般用于車船動力替代燃油，但較少再轉化為電能。

據中國科學院院士趙天壽透露，為實現2060碳中和目標，光電、風電裝機量將達到50億千瓦，年發電量10萬億度(2022年中國總發電量8.4萬億度)，按10%-50%配備儲能，儲能容量就將在1萬億-5萬億度。面對如此大容量的需求，儲能技術必須滿足規?；?、高安全、低成本、長壽命、無地域限制等多種要求。

抽水蓄能恰好能滿足上述五個條件的前四個，所以目前，抽水蓄能還是排在第一位。但能夠滿足五種條件的，只有電化學儲能;所以電化學儲能增速最快。

特別是電池儲能系統具有0慣性時間常數的特點，相比水力發電系統10%額定容量/分鐘和火力發電系統0.5%額定容量/分鐘的調節能力，電池儲能系統的瞬間功率調節能力要明顯優于傳統發電設備，因此用電池儲能系統平滑風光發電就有著很大優勢。

據中關村儲能產業技術聯盟數據，截止到2022年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機達59.4GW，同比增長37%。其中，抽水蓄能占據最大比重，累計裝機達46.1GW。但新型儲能繼續保持高增長，新增裝機規模達6.9GW/15.3GWh，同比增長超180%，累計裝機規模達到12.7GW，占抽水蓄能的約27.5%。

增速最快的，還是以電化學儲能為主的新型儲能。新型儲能不僅增速快，規模也越來越大。單個項目規模中百兆瓦級項目成為常態，據統計2022年已經有20余個百兆瓦級項目實現了并網運行，5倍于2021年同期數量，而規劃在建中的百兆瓦級項目數更是達到400余個。

中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為就預計，“十四五”時期，新型儲能將持續高速發展，年復合增長率保持在55%-70%，市場規模將會屢創新高。而光大證券研報預測，2022-2030 年抽水蓄能裝機規模年均復合增速將超過14%。盡管兩者預測的時間周期不同，但新型儲能四倍甚至更高的增速，也意味著新型儲能特別是電化學儲能非常有可能在裝機容量上追平抽水蓄能。

多種儲能路線虎視眈眈

光伏配套儲能包括多種類型，雖然電化學儲能增速最快，包括磷酸鐵鋰、鈉離子電池、全釩液流電池等多種技術路線百花齊放;但抽水蓄能規模仍占據優勢。

龐大的蓄水壩與動輒數千萬甚至過億立方米的庫容，讓其他儲能技術路線的項目與之相比顯得太過渺小。

比如位于河北的豐寧抽水蓄能電站，其上水庫庫容超過4800萬立方米，下水庫庫容近6000萬立方米，上下水庫落差超過400米。據介紹，該電站總裝機360萬千瓦，一次蓄滿可儲存電量近4000萬千瓦時，相當于張北柔直電網接入的風電、光伏發電機組3天的發電量，并成為華北地區唯一具有周調節性能(在一周之內平衡發電)的抽水蓄能電站。

即使360萬千瓦的巨大裝機規模，也依然在被超越。據央視新聞2022年12月報道，世界最大的混合式抽水蓄能項目雅礱江兩河口混合式抽水蓄能電站于2022年底正式開工建設，電站總裝機容量420萬千瓦，可消納700萬千瓦左右的風、光新能源。

為什么裝機容量420萬千瓦可以消納700萬千瓦的風光發電?因為風光波動較大，700萬千瓦只是隨機波動中的最大值，由于光伏在夜間不運行，風電雖不分晝夜，但一天內可能有多次起動并網和停機解列，平均之后正好可以為420萬千瓦充分消納，并將波動電源轉化為平滑、穩定的優質電源。

不過，抽水蓄能對地形要求比較高，能夠媲美電化學儲能的另外一種技術路線，也在蓄勢待發，那就是燃料儲能。

甚至于，最心心念念燃料儲能的，也許不是電力相關企業，而是吉利汽車。因為光伏制氫、借助光伏電力制甲醇等燃料儲能，對于氫汽車、甲醇汽車的發展是利好的。而吉利恰好是國內車企中最為看重甲醇燃料汽車也押注最重的一家車企。從十年前開始推廣，現在依然還在推廣自己的甲醇動力汽車。

由于甲醇便于儲運的優點，相比氫需要高壓儲運罐的缺點，甲醇汽車也比氫汽車擁有技術上更適合推廣的優勢。目前，甲醇在我國主要通過煤炭生產。甲醇分子式CH4O，借助光伏的廉價能源供應，同樣也可以實現二氧化碳加氫制甲醇。

在成本上，據國海證券測算，在煤價800元/噸時，煤制甲醇的成本約為1953元/噸;而二氧化碳加氫制甲醇，需考慮生產一噸甲醇實際需消耗約0.19噸氫氣，1.4噸二氧化碳，對原料價格及制造費用進行合理假設后，可以算得在電費價格為0.07元/度(對應氫氣成本為7.01元/kg)時，甲醇成本為1953元/噸，與煤價800元/噸時的煤制甲醇成本相當。

據了解，2022年光伏度電成本已經下降至0.3元以內，盡管降幅愈加縮窄，曾經十年降九成的盛況，大概率在未來十年難以再現。但度電成本下降的趨勢并沒有改變，未來十年再降個三分之二還是大有可能。只要光伏度電成本下降至0.1元，二氧化碳加氫制甲醇就比煤制甲醇更為有利可圖。更何況，前者無需消耗寶貴的化石能源，并能實現將二氧化碳循環利用。

盡管甲醇的熱值低于汽油，但揮發性低于汽油，容易溶解于水，進入水體或土壤中的甲醇會很快被稀釋，不易出現類似燃油泄露的環境污染事故，在排放上也優于汽油。理論上，甲醇完全可以替代汽油成為汽車的主要燃料，并繼續延續內燃機的壽命周期。而由于增程式技術與混動技術的發展，電動汽車上也同樣可以使用甲醇發動機作為一種混合動力選擇。

寫在最后

據統計，2022年中國甲醇年度總產量在8306.58萬噸，其中煤制甲醇占比約80%，此外天然氣制甲醇、焦爐煤氣(含有 55%-60%的氫氣)制甲醇也占有較大比例，而需消耗較多電力的二氧化碳加氫制甲醇占比還不高。

由于大部分甲醇作為化工原料使用，作為燃料，甲醇僅消耗1000萬噸左右。作為汽車燃料的比例就更少了，因為目前甲醇汽車市場保有量只有約3萬輛，就算一輛汽車一年消耗10噸甲醇也僅能消耗30萬噸。

原油熱值為41868千焦/公斤，汽油熱值為43124 千焦/公斤，汽油約是原油的1.03倍。而甲醇相比汽油，發動機實際運行的等熱值替代比例為1.7比1，即1公斤1汽油相當于1.7公斤甲醇。2022年中國原油進口約5.02億噸，如果替代五分之一即1億噸，可以近似地計算，需要約1.7億噸甲醇。在不沖擊現有甲醇化工原料使用的基礎上，由于甲醇燃料用每年僅消耗1000萬噸，故還需額外增加1.6億噸甲醇。

由于電解水制氫工藝制取1公斤氫氣總耗電量一般在50到55度電，取50度電計算，1噸甲醇需消耗190公斤氫氣，則制氫這一主要耗電環節需消耗9500度電。考慮其他環節，1噸甲醇需耗費至少1萬度電。1.6億噸甲醇就需要1.6萬億度電，以年1000利用小時數計算，轉換為光伏裝機量則需要16億千瓦。

國家能源局數據顯示，2022年新增光伏裝機87.41GW，累計達392.61GW(百萬千瓦)也即約3.926億千瓦。累積裝機量還得增長4倍，才僅僅夠滿足1.6億噸二氧化碳加氫制甲醇的耗電量!

而燃料儲能的長時優勢，以及對石油進口的替代，也同樣是電化學儲能、抽水蓄能之外非常值得推廣的一種技術路線。

一個又一個大產業，因為光伏與儲能而被牽扯進入，構成一個更加完整的大國產業鏈。正如同風電帶動軸承、葉片、碳纖維等產業發展，光伏也帶動鈣鈦礦取代晶硅太陽能電池等更多全新技術路線，多類型儲能則帶動更多電池、燃料、水力發電機等產業的發展。

上述分析已經能夠看到，多種儲能路線對能源都有著驚人的龐大需求。哪怕光伏再倍增，我們都有著充足的需求去消納。能源是如此的重要，在未來國家產業競爭中，誰對能源有著更高的轉化、存儲、掌控力度，誰也才能立于不敗之地。

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