光伏+储能有望成为未来电力生产和消费的主要模式

牛子曦,张 娉

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安 710065)

0 前 言

太阳是万物生长之源，阳光普照大地，指引人类社会不断前进。18世纪末19世纪初，人们开始进入煤炭和石油驱动的工业化时代。进入21世纪，以高效太阳能发电为契机的新能源革命拉开了序幕。

2008年，新能源大发展刚刚起步时，对于新能源未来发展趋势是什么，新能源能否替代传统化石能源，没有人能给出准确答案。随着新能源10余年的飞速发展，未来新能源发展趋势日趋明朗。

国际能源署(IEA)于2014年9月29日在巴黎发布了太阳能发电路线图、太阳能光伏发电技术路线图，太阳能热发电技术路线图。根据IEA发布的路线图，太阳能将在2050年，领先于化石能源、风能、水能和核能，成为世界最大的电力来源[1]。

位于青海省海西州的茶卡盐湖，那种清澈明亮，海天一色的天空之境令人终生难忘。在光伏世界里同样可以欣赏到湛蓝的天空和玻璃海洋构筑的海天一色的壮丽美景。未来，这样的图画将在中国北方辽阔的戈壁草原上随处可见。

1 中国太阳能资源储量极为丰富

中国北方最丰富的资源是土地，广袤无垠的戈壁滩，构成北方最壮丽的景色，而戈壁荒漠恰是光伏发电的最佳选择。根据有关统计数据，仅青海省柴达木盆地可用于光伏发电建设的荒漠化土地约10万km2[2]。

按光伏发电每平方公里装机容量5万kW，青海省海西州光伏发电年平均利用小时数1 500 h计算，柴达木盆地光伏发电可装机50亿kW，年发电量7.5万亿kWh。2019年全国电力总装机容量为20.1亿kW，发电量约7.5万亿kWh[3]。若柴达木盆地的荒漠化土地全部用于光伏发电，则每年可提供的电量与2019年全国发电量相等。

根据中国气象局风能太阳能资源中心估算，全国陆地太阳能资源理论储量1.86万亿kW，我国陆地70 m高度上风功率密度达到200 W/m2以上的风能资源技术可开发量为50亿kW[4]。由此可见，中国太阳能发电潜力巨大。

2 新能源进入平价时代

风电平稳发展10余年，产业相对未有大的波澜，年新增装机容量始终在20～30 GW。然而受到标杆上网电价下调的影响，行业于2015年出现了抢装潮，当年新增装机容量创下了31.4 GW的新高，而此轮抢装在一定程度上“透支”了后几年的新增装机容量，2016—2018年，产业处于装机容量爬坡期。2019年5月，几经讨论和征求意见的2份重磅文件(《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格[2019]882号)及《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能[2019]49号)终于下发，行业进入第2轮抢装周期。从2021年起，陆上风电将全面率先进入平价[5]。

2013年，光伏产业促进政策的出台直接推动了国内光伏市场的发展，当年我国光伏新增装机容量12.92 GW，同比增长269%，超过了2012年底的国内累计装机容量。2016年光伏上网标杆电价下调，引发“630”抢装，当年光伏新增装机容量31.7 GW，同比增长130%。2017年，集中式光伏上网电价再次下调，但分布式电价不变，分布式装机大幅增长推动2017年我国光伏新增装机容量53.4 GW，同比增长68%。2018年6月1日，发改委、财政部和能源局发布《2018年光伏发电有关事项的通知》，则加速了行业下行周期[5]。

2019—2020年光伏组件价格继续下行，根据最新的市场行情，晶硅光伏组件价格下探至1.5元/Wp，光伏电站投资低至3.6元/kW。光伏发电成本相比10 a前已下降了90%。与此同时，双面、半片、MBB、叠瓦等高效光伏组件技术的应用，使光伏发电利用小时数持续攀升。据此价格测算，全国大多数省份可实现光伏平价上网。光伏组件价格和光伏电站投资变化见图1。

图1 2009—2020年光伏组件价格和光伏电站投资变化曲线图

3 光伏和风电的下一轮竞技

随着光伏行业技术不断革新，工艺不断改进，光伏组件价格以惊人的速度下降，发电效率明显提高，光伏电站的度电成本相应快速下降。尽管风电行业投资成本总体趋于稳定，但随着技术的提升，风力发电机组利用小时数持续上升，风电场的度电成本也在逐年下降。

光伏和风电谁将执掌未来，谁将成为未来新能源发电行业的终极霸主，目前来看，风电光伏在各自的资源丰富区占据优势，内蒙、新疆、甘肃西部某些高风速区域风电LCOE较低，在青海西部、陕西北部区域光伏LCOE较低。

从全球风电光伏发电度电成本(LCOE)变化趋势来看，光伏发电的LCOE下降速度明显快于风力发电，两者在2019年基本持平[6]。可以预见未来几年，光伏LCOE将显著低于风电LCOE。全球风电和光伏发电度电成本(LCOE)见图2。

图2 2009—2020年全球风电和光伏发电度电成本(LCOE)图

不仅如此，光伏发电还有用地面积集中、建设周期短、对道路运输要求低、环境友好、运维难度低等优势。因此，在未来新能源发电的赛道上，光伏发电终将胜出。

4 后平价时代的新能源发展路线

全球能源转型是大势所趋，高比例可再生能源是未来全球能源转型的方向。根据国际可再生能源署(IRENA)2050年全球能源转型路线图(GET2050)报告，电力在全球最终能源中的比例可能会从现在的20%增加到2050年的近45%。同时，可再生电源在全球发电总量占比将从现在的26%攀升至2050年的85%，其中60%来自太阳能和风能等间歇性电源[7]。

2021年中国将全面进入风光电平价时代，这也意味着风光电将要直接面对传统化石燃料发电的竞争。众所周知，风光电具有不稳定、不连续特性，电能质量受天气影响因素大，规模化发展后出现的电网消纳难题，都是风光电相对传统化石燃料发电的劣势，并且电力系统也将面临全新的挑战。在这种情况下，储能价值将会得到充分体现，它既可以平抑发电波动、改善电能质量、存储余电、解决消纳问题，又可以提升电网调度的灵活性。

因此，后平价时代的新能源大发展将伴随着电力储能技术的大比拼，唯有技术成熟、成本低廉宜于大规模使用的电力储能路线才能跟上新能源发展的步伐。电力储能主要由电化学储能、融盐储能、抽水蓄能等类型构成。其中，抽水蓄能电站受水资源状况、地形条件、建设周期等制约，发展潜力有限，能够大规模、灵活、快速建设的电力储能方式只有电化学储能和光热融盐储能。

5 光热和光伏+储能的应用场景

光热发电运行方式灵活，可连续发电直接并网，也可参与系统调峰，同时与风光电结合，有利于风光电消纳。此外，光热发电还有清洁无污染、产业链长等优点，正在被我国、西班牙、美国等国竞相发展。

2020年5月21日下午，由国家太阳能光热联盟、中国可再生能源学会联合编制的《2019太阳能热发电产业发展蓝皮书》(简称蓝皮书)对外发布。据太阳能光热联盟统计，截至2019年底，我国太阳能热发电站累计并网9座，总装机容量42万kW。2019年，我国太阳能热发电新增和累计装机容量在全球占比分别达到了41%和6%[8-9]。各主要国家已建光热发电技术路线在全球装机容量中的占比见图3。

图3 各主要国家已建光热发电技术路线在全球装机容量中的占比图

但光热发电大规模应用和发展存在诸多制约因素：光热发电整体发展缓慢，国家产业扶持政策不明朗，缺乏突破性的技术升级，缺乏大规模应用和降低成本的途径，缺乏核心技术和相关人才。

2020年1月22日，财政部、国家发展改革委、国家能源局下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，意见中明确，自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持[10]。

在新能源去补贴的形势下，光热发电无法大规模应用，同时也将近一步制约光热发电成本下降。因此，光热只能充分发挥其储能调峰作用，在缺乏调峰电源的青海西部、甘肃西部等地区与光伏+储能同台竞技。

根据CNESA全球储能项目数据库的不完全统计，截止2019年底，中国已投运的电力储能项目累计装机容量(包含物理储能、电化学储能以及融盐储能)达到32.4 GW，其中电化学储能项目的累计装机规模为1 709.6 MW，同比增长59.4%，在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为1 378.3 MW[11]。目前储能系统成本已降至1 000～1 500元/kWh，已进入应用的盈亏平衡点，为实现商业化发展奠定基础。中国储能市场装机规模变化见图4。

后平价时代新能源要想取得跨越式发展，离不开新能源大基地和特高压输电。以目前西部某新能源外送基地规划研究为例，研究光伏、风电、光热、抽蓄、储能、燃气多种能源综合配比，提出技术方案可行、经济指标最优的多种能源耦合方案。研究结果表明：2030年，电源侧建设以光伏为主的新能源2 100万kW，配备700万kW×6 h(4 200万kWh)电化学储能，同时外接150万的外省输入基荷。该新能源基地可保证外送电量中清洁能源发电量占比约75%，外送通道年利用小时数为4 750 h。若该基地采用光热融盐储能，要获得4 200万kWh储能量，新能源外送基地要达到同样的技术经济指标，储能部分造价将提高1倍。

图4 2000—2019年中国储能市场装机规模变化图

根据IRENA最新报告，2010—2018年集中式光伏电站发电成本降幅达82%，其次是光热发电系统降幅约47%[12]。根据中国电力新闻网调研报告显示，2012—2017年储能系统整体生产成本下降了70%，其中电池下降超过50%[13]。

光热和光伏+储能两种技术路线将在后平价时代激烈竞争，从目前发展的态势来看，光伏+储能已经抢占了先机，后期的发展可能会走得更远。

6 用户侧储能设想

众所周知，基于目前电能无法大量存储的特性，以及大规模储能电站技术经济不成熟，要求电源端尽量跟踪匹配用户侧，简单来说就是发出的电要及时使用。因此，无论是对于发电企业还是对于长距离特高压输电，都要求送端容量和电量的波动被严格限制在很小的范围之内。

新能源需要传统电源参与调峰，无法单独与电网和谐相处，成为制约新能源发展的难题。随着储能技术的飞速发展，这一难题将有望被破解。

通常认为电网调峰依靠电网调度指令来实现，电网公司通过调节火电、水电和抽蓄电站的出力实现电力调峰，而用户侧做为电能消费的终端，不具备电力系统调峰能力。随着电动汽车和家庭储能技术的发展，以前由电网和电源企业承担的部分调峰容量，现在可由用户侧实现。

据中国科学院财经战略研究院预测，2020 年我国工业化基本完成，2020—2030 年我国将处于“稳定阶段”，全社会用电需求增速缓慢并下降到3.0%～4.0%。以中值模型计算，2020—2030年我国全社会用电量年增长率约为3.14%，2030年全社会用电量将达到10万亿kWh[14]。

伴随着中国电动汽车产业的蓬勃发展，越来越多人们开始喜爱安静环保节能的电动汽车。要使电动汽车实现V2G(Vehicle To Grid)，需要在电网和汽车间配备双向的智能充电器。此双向充电器必须具有为电动汽车电池充电的功能，同时应具有根据调节向电网回馈能量的能力[15]。具备V2G技术的电动车和充电桩，可以通过峰谷电价差，获得一定的收益。

各方预测未来中国汽车可能达到的稳定保有量差异较大，从3亿辆到5.2亿辆不等，本次取中间值：根据中国汽车技术研究中心汽车资源数据中心的有关数据，中国汽车保有量有可能达到中等发达国家千人保有量280辆的水平，达到近4亿辆。如果未来4亿辆汽车全部更换为电动车，其中有50%都带有V2G充电桩，相当于全国拥有2亿个电动汽车储能站。每辆汽车按100 kWh电池计算，2亿个电动汽车储能站每天可以存储200亿kWh电能，相当于2030年预期全社会每天用电量的0.75倍。

用户侧储能装置的另一种实现方法是家庭储能墙，电网公司通过经济手段鼓励发展可以双向送电的家庭储能墙，定义为H2G(Home To Grid)技术。与V2G技术类似，核心思想就是利用家庭储能墙作为电网负荷的缓冲。当电网负荷过高时，由家用储能电池能量墙向电网馈电;而当电网负荷低时，用来存储电网过剩的发电量，避免造成浪费。通过这种方式，家庭用户同样可以通过峰谷电价差，获得一定的收益。

2015年4月特斯拉推出家用储能电池能量墙(PowerWall)，以及公用事业储能电池能量包(PowerBack)。能量墙为可充电的18650锂离子电池，产品容量包括7 kWh和10 kWh两种，而能量包则通过串并联方式可提供100 kWh以上的容量[16]。

中国目前约有4亿个家庭，若每户安装100 kWh储能墙，可以存储400亿kWh电能，相当于2030年预期全社会每日用电量的1.5倍。

综上所述，未来以电动汽车储能站结合家庭储能墙技术所具备的最大调峰容量为2030年全社会每日用电量的2倍以上，完全满足全社会电力生产和消费需求。

未来大力发展用户侧储能技术，可以缓解电网调峰压力，减少电力系统调峰储备，提高各类能源的发电效率，增加电源企业收入。可以预见，未来电源侧以光伏+储能，用户侧以移动储能站和家庭储能墙参与电力调峰模式：电源侧(光伏+储能)—用户侧(移动储能站和家庭储能墙)，将成为未来电力生产和消费的主流模式。

7 结 语

以中国巨大的太阳能资源储量为支撑，伴随着光伏和储能技术持续革新和成本持续下降，光伏+储能为中国新能源大发展勾勒了一幅清晰又壮丽的图景，可以预见，光伏+储能必将成为未来电力供应的主流模式。