光儲一體化的成本困境

董梓童

“光伏和儲能融合發展是必然趨勢。要實現碳達峰碳中和、構建新型電力系統，就要實現高比例的可再生能源，而在可再生能源電力具有波動性且自身不具備存儲功能的情況下，與儲能相結合勢在必行。”2022年11月17日，在第十四屆中國（無錫）國際新能源大會暨展覽會上，華為數字能源有限公司中國區智能光伏解決方案總經理孫雨航指出。

近幾年，光伏+儲能一直是產業熱詞。在中央和地方發布指導性政策的背景下，光伏配儲潛在開發市場廣闊，主要光伏企業或直接切入儲能領域，或儲備相關技術。不過，由于成本較高、經濟性難突顯，光儲一體化項目并不吃香，尚處于叫好不叫座的尷尬狀態。

原材料漲價凸顯成本難題

遠東電池研究院執行院長相江峰直言：“光儲一體化項目推不起來，原因就在于成本偏高。此類項目成本一直維持在高位，特別是2022年，原材料的漲價讓這一問題更加凸顯。比如在電池產業鏈上，如今碳酸鋰的價格在56萬元／噸左右，而2022年年初的價格還僅是4萬元／噸，一年之內就翻了十幾倍。”

“目前儲能系統成本在1.7元／瓦時左右。以電池壽命為10年、循環次數在3400次為基礎進行測算，平均度電成本約為0.5元／千瓦時。若光伏平均度電成本為0.9元／千瓦時，兩者相加后每度電的成本就要1.3元，遠高于目前的電價。”相江峰清清楚楚地算了一筆賬。

光伏配儲成本高企已經成為影響相關項目發展的癥結。國合洲際能源研究院院長王進指出，配儲是越來越多省份投建光伏項目的特別要求。省份不同，配儲的要求也不同，配置比例一般在5%至20%不等，配置時間在1小時至3小時之間。而在2022年硅料價格上漲的背景下，光伏企業原本就面臨供應鏈漲價的挑戰，配儲大幅增加了項目投資成本。

截至2022年11月，已有26個省（區、市）提出光伏項目配儲要求。根據測算，若“十四五”期間各地按照相關發展規劃落地項目，全國儲能擬建項目裝機規模將超過2800萬千瓦。

一體化發展勢不可擋

一邊是高投入，一邊是高需求。阿特斯太陽能技術支持副總裁馬躍表示，目前，已有越來越多的國家將可持續發展放在關鍵位置，減排成為共識。用傳統能源發1度電大約要排放800克二氧化碳，而生產1瓦光伏組件的碳排放量也在800克左右。這意味著，光伏發電一年就可以抵消生產時的碳排放量，隨后的25至30年則可以起到固碳作用。這也是光伏發展速度快、需求高的重要原因。

晶澳太陽能科技股份有限公司助理總裁劉巍說：“隨著可再生能源逐步代替傳統能源，儲能加入其中是大勢所趨。風光儲一體化、光儲充一體化都是市場關注的重點。我們同樣認為這是未來比較大的一個風口。”

東方財富證券指出，全球光儲進入快速成長期，在能源轉型的道路上，光伏與儲能兩者密不可分。在政策驅動與可再生能源配套政策的帶動下，光儲產業未來成長空間巨大。另據第三方行業咨詢機構預測，2025年全球光儲市場規模將達到3000萬千瓦時。

東方財富證券認為，隨著平價上網的陸續推進，光伏領域將由過去的政策補貼模式轉為商業盈利模式。近年來，我國太陽能發電裝機容量進入快速增長期，其中2021年分布式光伏更是進入快速發展階段，儲能將是推動分布式光伏后續發展的重要驅動力。戶用光儲一體化或將催生大量經濟性裝機需求。

技術革新提高競爭力

在上述背景下，光儲產業未來要如何發展？第十四屆中國（無錫）國際新能源大會暨展覽會上，相關企業高管均提到了同一個觀點：繼續進行技術升級和創新。在馬躍看來，一個產業的快速發展離不開技術進步。“光伏發展迅速最重要的原因是成本快速下降。過去10年間，光伏組件的價格降低了10倍，目前的發電成本僅為10年前的1／10。若光伏成本在技術革新的加持下持續降低，光儲項目在用戶側有更好的競爭力，將進一步促進產業發展。”

無錫極電光能科技有限公司副總經理姜偉龍指出：“經濟性是產業發展要考慮的重中之重。要做光儲，就要持續降本增效，這樣算成本的時候才不會心驚肉跳。”

“其實，用戶端最關心的并不是技術先進性，而是經濟適用性。所以不管是光伏還是儲能，技術積累和技術革新最終要保證的都是成本下降。”相江峰直言，“比如我們剛才算的那筆賬，1.3元一度電肯定貴，但如果我們把電池的3000次循環做到6000次，成本就可以減半，再做到1.2萬次循環則成本更低，這才是技術革新的真正目的。”

劉巍提出，在目前產業發展的大背景下，儲能技術在光伏下游應用端逐漸體現出一種多元化的發展趨勢。“在構建新型電力系統的過程中，新能源必須與儲能融合，不僅僅是鋰離子電池，還有很多技術路線，比如壓縮空氣儲能、飛輪儲能，這些新型儲能技術的發展速度也非常快。不同的儲能技術有不同的應用場景，都需要企業關注。”