引子：硅料大跌
去岁今初，光伏行业的最大变局，来自于硅料价格的急速回归。
此前，产业链各环节产能扩张的失配，让投产周期最长的硅料环节，赚足了超额利润。伴随着新增产能的加倍释放，供需格局已然逆转，价格雪崩成了题中应有之义。随之而来，跌价沿着产业链条，从硅片、电池片、一直传导到终端组件。
光伏行业发展的根本动力，离不开研发端的技术迭代，以及制造端的精益管理。最终的核心产业指标，就是客户视角下的度电成本。
在各类应用场景中，集中式大电站，对于价格变动最为敏感。此轮组件降价，将会显著推动光伏地面电站的持续放量，进而推动可再生能源装机占比的进一步提高。
可再生能源装机占比，或者更准确一些，发电量占比的持续提升，既代表着能源供给的绿色未来，又有着明确的外部约束条件。而解决方案的核心部分，就包括大力发展与之匹配的储能系统。
今年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》的征求意见稿。简单来说，所谓新型电力系统，就是以光伏、风电等可再生能源为供应主体的电力系统。征求意见稿提出，在向新型电力系统转变的过程中，系统形态将由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。
以化石能源发电为主体的传统电力系统，之所以不需要储能，是因为化石能源本身扮演着能量存储的角色。同时，通过控制发电机组的燃烧规模，可以灵活地增减电力供给，以匹配用电负荷的实时需求。
然而，可再生能源却具有“靠天吃饭”的特性，让供给端天然的不稳定。比如，风电出力日波动幅度最高可达
80%
，出力高峰在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特征十分明显；光伏日内波动幅度最高可达到
100%
，峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后呈现均匀回落态势，夜间出力为 0。
在发展的初期，可再生能源占比较低，这种不稳定性尚能为电力系统所容纳。这就好像，些许乱流可以融入潮汐。
随着我国风光装机规模的持续增长，风光发电量占比越来越高，逐渐地量的积累走到了临界点。
根据国家能源局的最新数据，2022年全国累计发电装机容量约 25.6亿千瓦。其中，风电装机容量约 3.7亿千瓦，占比 14.45%；光伏装机容量约 3.9亿千瓦，占比 15.23%。
更重要的是，2022年风电光伏新增装机占全国新增装机的
78%
，新增风电光伏发电量占全国当年新增发电量的
55%
以上，风电光伏逐步成为新增装机和新增发电量的主体。
这个时候，短板再不容忽视，储能作为可再生能源稳定供给的核心手段，正式登场。进而，电力系统的关键要素，由“源网荷”三要素，转变为“源网荷储”四要素。
可再生能源的深入发展，意味着电力系统要有足够的能力来整合灵活多变的电力供给，同时也要匹配同样灵活多变的电力消费。
目前来看，整合与匹配的关键，就是系统性地引入多样化的储能单元。
根据应用场景的不同，储能可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。作为优质的灵活性资源，储能在三类场景中均可发挥关键作用。
储能存在的本质意义，是改善电力供需之间的失配。因而，储能的商业模式，是建立在相关方对供需失配有着改善需求的基础之上。比如，发电侧的大型电站希望减少弃电，增加发电收益；用户侧的工商业园区希望保障供电，同时降低用电成本。
这种改善，有着自身的成本。当改善成本低于失配损失的时候，储能就拥有了盈利的空间。
因而，在电力系统层面，需要建立起一套机制，来度量失配的程度，并给予相应的定价。
这么说可能有点抽象，我们来举个具体的例子。刚过去的2022年底，上海的不少家庭发现，电费账单暴涨，我们家也是如此。为此，我通过国家电网的APP查到了12月的日用电数据，再乘以峰谷电价，结果计算出的账单一分不差。
电费暴涨的根本原因有两点：一是，低温+疫情居家，增大了空调等取暖用电量；二是，年底了，阶梯电价到了第三档，度电单价跳涨。
与之类似，去年底上海、河南、江西、湖北等多地调整了分时电价政策，扩大了峰谷价差。比如上海的工业部门，夏季和冬季高峰时电价会在平段电价的基础上上浮80%，尖峰时段电价则在高峰电价的基础上上浮25%。
实际上，无论是阶梯电价，还是尖峰电价，其核心都是
人为地加大峰谷价差
。不同的用电量，电价不同；不同的用电时段，电价也不同；如此，能够跨越时空、消弭供需差异的储能，才有机会
在发用之间建立起套利机制
。
市场机制能够有效运作，靠的就是价格杠杆的导向作用。通过制度性的价格引导，电力用户会主动接纳削峰填谷，进而促进可再生能源的消纳，最终为实现碳达峰、碳中和目标做出贡献。
有趣的是，在居民抱怨电费过高的时候，发电厂却在抱怨电价过低。2022年11月，中电联呼吁逐步将全国平均煤电基准价调整到 0.4335元/千瓦时的水平，同时建立更多维度的上网电价形成机制、更为有效的系统成本疏导机制。
市场普遍认为，现货交易有利于反映市场供需变化，发挥好市场在电力资源配置中的决定性作用。通过扩大电价可以浮动的比例范围，就能推进电价调整的路径。
事实上，广东和江苏作为全国用电量第一、第三的大省，2023年年度电力市场交易价格（火电价格）已经有所上涨。广东省2023年的市场电力均价比2022年上涨了11.44%，这可能给全国市场带来涨价预期。
由于绿色电力价格往往会参考火电价格，此举也可能会助推绿色电力价格提高。
综合来看，
基准电价稳中有升 + 浮动电价扩大范围
，将会是新型电力系统的主要价格特征。可以说，正在建立的灵活多变的电力价格机制，为第四要素储能的系统性登场，提供了必要的市场背景。
按照容纳电量的多少，储能可以分为面向电站及电网的大型储能（简称大储），以及面向小型及家庭用户的户用储能（简称户储）。
在我国，大储占比超过
95%
，发挥着举足轻重的作用。户储，目前主要以欧美用户为主。
从技术路线的角度，目前最为经济、也是占比最高的储能技术为抽水蓄能；正在快速增长、有望成为新的主流的是以锂离子电池为代表的电池储能。
与此同时，消费端涌现出的移动储能，逐步成为户外人群的标配。
2020 年全球储能中抽水蓄能规模占比 94% ，中国市场占比
89%
。
如此高的占比，是因为抽水蓄能与其他技术路线相比，具有更低的成本、更长的寿命、以及更成熟的技术等优势。
原理方面，抽水蓄能电站是利用用电低谷时其他电源的多余电能，抽水到上水库存储起来，待尖峰负荷时再发电输出。也就是说，抽水蓄能抽水时相当于一个用电大户，其作用是把日负荷曲线的低谷填平，即实现抽水蓄能电站独一无二的“填谷”作用。
根据抽水蓄能行业分会的统计，截至 2021 年底，我国抽水蓄能电站在运项目 40 座，装机容量 36.39GW，在建项目 48 座，装机容量 61.53GW，此外还有超过 200 GW的抽水蓄能电站在开展前期勘测设计工作。
根据东吴证券研究所的测算，预计到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 62GW以上；到 2030 年投产总规模达到 120GW左右；到2035 年，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。按照规划测算我国抽水蓄能从 2021年到 2025 年的增长率达 70+%，4 年 CAGR 为 14.25%。
以锂离子电池为代表的电池储能，近年来最主要的发展动力来自于电动汽车渗透率的提升。
作为可再生能源的大力倡导者，马斯克指出其三大支柱为：电动汽车、太阳能/风能、以及储能。电动汽车推动的电池技术发展，使得电池储能成为主要的外部受益者。在最新的电话会议中，马斯克预计特斯拉的电池储能业务增长速度，将比电动汽车快不少。
除了电池技术更新，以及大规模电芯生产所带来的成本下降之外，电池储能也有着自身的电力电子技术要求。
这其中，储能变流器是其中的关键部分。在储能系统中，储能变流器是承担DC/AC转换的核心设备，成本占比约为储能系统的 15-20%之间。
同时，类似于数据中心，大型储能系统需要配备温度控制以及消防安全设施。温控成本约占 3-5%之间，而消防成本约占 3%左右。
此外，锂资源的价格高涨，引发了钠离子电池技术的复苏。然而，受制于循环寿命、能量密度、充放电倍率等方面的不足，钠电池看起来更像是一种对锂电池的补充，而不是取代。
长远来看，锂电池的一致性会越来越好，循环寿命会越来越长。专家预计，到2030年一线厂家的电芯寿命，大概率会在2022年 8000次的基础上，翻一倍。
寿命翻倍，意味着到2030年，锂电项目的初投资成本会下降 50%左右。也就是说，在不考虑电价，只看全寿命周期里储存/释放电能成本的前提下，未来锂电储能的度电成本大概率会低于
0.2元
。这个价格仅比抽水蓄能稍贵，低于所有其它的储能技术。而锂电池储能在响应速度、充放电速度、有功无功的支撑等方面，都比抽水蓄能做得更好。
从这个角度来说，留给其他储能技术的竞争时间窗口，大概就是十年左右。
在新能源的大赛道上，中国在光伏发电以及锂离子电池两大领域，具备世界领先的规模与创新环境。这为移动储能应用及品牌的诞生，提供了丰厚的产业土壤。
- 家庭储能：可细分为应急场景与日常使用场景，用于替代家用燃油发电设备。
移动储能的充电，既可以通过电力网络，也可以通过太阳能板来完成。比如，某领先品牌的 2度电产品，可实现 2小时室内快充与 2.5小时高速光充。
便携储能和家庭储能（即户储）之间，并不存在清晰的边界。与大型储能的 2B特征相对应，移动储能则有着明显的 2C特征。在这个领域里，品牌、渠道与用户体验，与技术指标的先进性，同等重要。
技术层面，除了抽水蓄能以及锂离子电池之外，还有多种新型储能技术。这些技术处于不同的发展阶段，在这一节我们做简要介绍。
需要指出的是，这些技术之中哪些能够大规模产业化落地，最终比拼的还是性价比。
最早注意到光热电站，是前年暑假带孩子走青甘大环线。途经敦煌的时候，突然视野中先后出现两个大光柱，大白天在戈壁滩上熠熠生辉。
事后，查了资料，才知道是某上市公司在敦煌的光热发电项目。一个光柱是 10MW试验项目，另一个光柱是 100MW示范项目。
熔盐式光热电站，与光伏电站的最大不同是，并不依赖于光电效应直接将太阳能转化为电能，而是通过众多的弧形镜面将太阳光汇聚于一处，通过产生的高温将熔盐熔化，把太阳能先储存下来。吸完热的熔盐被存入热罐，相当于火电站里面的煤仓。
此后，再把热盐泵入换热器，跟水进行热交换，通过产生的高温高压蒸汽去推动汽轮机来进行发电。这包括了太阳能、热能、动能、电能在内的一系列能量转化过程。
由于有了熔盐作为介质，太阳能的日间波动被有效缓冲，同时存储的熔盐还可以在夜间发电。因而，光热电站适用于大容量、长时储能领域。
根据2022年8月的一次专家交流纪要，光热以
1.5%
的占比，成为抽水蓄能（90%）、电化学（9%）之后的第三名。考虑到西北地区由于缺水而无法建设抽水蓄能，以及电化学储能在安全、回收、资源等方面仍有问题待解决，光热储能具备一定的竞争力。
一般光热储能，可以支持 6-10小时发电时长，年利用小时数可达 4000小时以上。由于储备的是热能，还可以用于冬季供暖。
成本方面，青海最新项目 100MW的核算成本约为 18亿元，系统单位造价 1800元/千瓦时。新建项目的光热发电成本，已经可以做到 0.26-0.46元左右。
压缩空气储能，是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。存储的高压空气，一般密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，因而有前置的地理要求。
作为机械储能的一种形式，压缩空气储能系统适合建造大型储能电站(>100MW)，放电时长可达 4小时以上。因而，适合作为长时储能系统。其建设周期一般为 12-18个月，远低于抽水蓄能（5-6年），且受地理位置影响更小。
目前，我国已经开工的压缩空气储能项目有四个，分别位于湖北应城、山东泰安、辽宁朝阳、甘肃酒泉，每个项目的容量为 300MW，其充放电主系统转换效率达 70%以上，系统单位造价不高于 1400元/千瓦时，可与抽水蓄能对标。
整体而言，压缩空气储能仍处于示范验证与商业推广过渡的发展阶段。
与锂离子电池相比，以全钒液流为代表的液流电池，最大的优势是长寿命和安全性。
长寿命来源于电池的活性物质都储存在电解液里，电极只是发生电化学反应的场所，电极材料本身不参与反应，因而循环次数可以达到一万六千次以上，寿命可以长达25年。而且，寿命到了，电解液还可以回收再利用，无限循环下去。
作为对比，锂离子电池由于涂布电极的限制，很难坚持十小时以上，而液流电池可以做到非常持久。
安全性来自于电解液的主要成分是水，所以本质安全，无爆炸着火隐患。同时，它的功率和容量是解耦的，可以灵活独立设计，规模可以做到 10-100MW级别，因此它非常适合中长时，甚至超长时储能。
成本方面，全钒液流电池的单位造价，从前几年的五六千降到了三千以内。未来，可能进一步降到两千左右。考虑到它的超长寿命，所以全生命周期内的经济性还是很有优势的。
此外，中国钒储量、产量都是世界第一，不会被海外资源卡脖子。同时，由于钒可以永久循环利用下去，只要头20来年保持电解液的投入，后期就可以循环起来。
综合来看，液流电池在安全性、长寿命方面有其独特的优势，比较适合大规模长时储能。短板方面，一方面效率不如锂电高，目前示范系统的能效在 75%左右；另一方面目前成本偏高，限制了其大规模应用。
风光制氢，就是使用风光电站发出的电力，电解水而生产氢气的过程。目前，已经实现商业化的有两种技术方案，分别是碱性（ALK）电解水制氢和质子交换膜（PEM）电解水制氢。
当前，风光制氢发展的最大瓶颈，就是成本。和化石能源制氢相比，目前制氢成本需降至 20元/公斤以下，电解水制氢才具有一定的竞争优势，此时可再生能源电价应维持在 0.3元/度以下。
现如今，在推进“光伏+绿氢”的主力地区，比如新疆，可再生能源电价基本都维持在 0.29元/度左右。据报道，全球最大绿氢项目——中石化新疆库车光伏制氢项目，其制氢规模可达2万吨每年，制氢成本约为 18元/公斤。
从热值来看，1公斤氢气的热量相当于4升汽油。电解水制氢，电费成本占比 70%左右。随着可再生能源成本的持续降低，当发电成本降至
0.15元/度
以下时，风光制氢就具备了经济性。此时，西部地区富余的风光资源将就地转化为氢气，再通过现有的天然气管道送到中东部地区。
从投资的角度来讲，储能是未来十年的核心成长赛道之一。长期成长的确定性，在很大程度上与强制配储的政策有关。
所谓强制配储，是指新增风光项目，需要配备一定比例的储能，才能够获得并网指标。各省份已经公布的最低配储比例，大多为
10%，2小时
。可以近似地理解为，所发出的可再生电力，一天之中有两个小时，仅有 90%可以直接消纳，剩余的 10%需要依靠储能来中转。
与此同时，作为配套激励措施，各地方相继推出储能补贴，大多数补贴以三年为限。
由此，我们可以看出，眼下储能的发展阶段，与光伏发电接近平价上网的时点很类似。
当硅料降价，引发电站放量之后，强制配储政策必将推动储能以更高增速放量。而更多的储能项目落地，也会促进各类储能技术的持续降本，并在未来与单瓦装机价格的进一步下降一道引领更高比例的可再生能源装机。
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