搅翻海神号网友会有什么评论?

　　我们见证了“风光无限”带来的产业高增长。股票市场上诞生了诸多10倍、20倍、甚至30倍涨幅的个股。进入2022年，光伏、风电势头不止。

　　据国际能源网/储能头条不完全统计，今年以来有上百家储能相关新公司成立，注册金额高达423亿元。其中有43家储能技术服务、54家电池和7家抽水蓄能新公司。据不完全统计，有20余家上市企业跨界储能。

　　其中包括：2022年195个储能备案项目；2022年142个在建拟建储能项目；2022年75个储能投运项目；2022年498个储能项目招投标。

　　简而言之，在新能源发电巨大的市场下，储能不可替代。“储能+”的N种模式深化应用场景，未来的增长空间是一片星辰大海。

　　在实现双碳目标，能源转型的道路上，风电、光伏发电是最为核心的技术。在政策及市场的双轮驱动下，迎来高速发展。

　　截至11月底，全国累计发电装机容量约25.1亿千瓦，同比增长8.1%。其中，风电装机容量约3.5096亿千瓦，同比增长15.1%；太阳能发电装机容量约3.7202亿千瓦，同比增长29.4%。

　　风电发电量6145亿千瓦时，占比总发电量约8%；光伏发电量2125亿千瓦时，占比总发电量约3%。

　　《“十四五”可再生能源发展规划》提出，在2030年非化石能源消费占比达到25%左右，2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，现阶段风光装机总量大约7.23亿千瓦，发展空间广阔。

　　预计到2030年，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机规模将超过煤电成为第一大电源，2060年前新能源发电量占比有望超过50%。

　　国际能源署在《2022年世界能源展望》报告中预计，光伏和风电的发电量占比将从2021的10%增加到2030年的40%，甚至在2050年达到70%。另外，预计到2030年，每年新增光伏装机容量将翻四倍以上，达到650GW。

　　光伏、风力发电分别依赖于太阳能和风力。太阳朝起夕落，光伏发电便注定随之变化，从早间开始发力，正午达到峰值后回落，晚间随太阳落下而停息，风力发电同样如此。

　　这些自然之力与生俱来的波动性和间歇性使得电力输出不稳定。造成的结果便是供需失衡，在用电较高的时候无法提供充沛的电力，在用电较低的时候电力过剩。

　　频率变化将引起电动机转速的变化，轻则影响产品质量，重则损坏机械，引发事故。可能影响普通生活用电，甚至危害工业生产。

　　随着新能源渗透率的提高，电网受到出力扰动导致频率波动的次数增加。2021年4-5月，华北电网连续四次出现电源侧低频振荡。目前常规火电次数一次调频次数由一天20-30次，急剧攀升到一天700-800次，传统上由火电机组本身的一次调频能力来满足电网调频需求已显不足。

　　一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定。

　　此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑，吸收过剩电力、减少“弃风弃光”以及即时并网。

　　抽水储能为现阶段核心技术，占比86.2%，但增长已经放缓。新型储能以锂电池为主导，发展迅猛。

　　根据CNESA于2022年4月发布的《2022年储能产业应用研究报告》，截至2021年底，已投运的全球储能项目累计装机规模为209.4GW，同比增长9%。

　　其中，规模最大的是抽水储能，累计装机规模约180.5GW，占比86.2%，较2020年底下降4.1个百分点。

　　新型储能（除抽水蓄能和熔融盐储热储能以外的储能方式，包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池、压缩空气、液流电池、超级电容和飞轮储能等）累计装机规模为25.4GW，同比增长67.7%，占比12.2%。

　　2021年底，中国储能累计装机规模46.1GW，位居全球第一。其中，抽水蓄能装机规模39.8GW，占比86.3%；新型储能累计装机规模达5729.7MW，占比12.5%，熔融盐储热累计占比1.2%。

　　新型储能装机中，锂离子电池累计装机规模占比89.6%，铅蓄电池累计装机规模占比5.9%，压缩空气储能占比3.2%，液流电池占比0.9%，其他其他电化学储能（超级电容、飞轮储能）合计占比0.4%。

　　在《储能产业研究白皮书2022》中，按照保守、乐观场景下，我国2026年新型储能累计规模将分别达到48.5、79.5GW，2022-2026年的复合年均增长率（CAGR）分别为53.3%、69.2%。

　　假设按照50%的保守复合增长率来计算，2022-2026 年新型储能市场增长将超过700%。

　　以光伏为例，光伏发展过程中出现了多次的产业革命。硅片的变革：金刚线切割技术取代砂浆、从单晶取代多晶、大尺寸硅片取代小尺寸。电池片革命：PERC取代铝背场电池、再到未来的TOPCON/HJT取代PERC/PERC+等等。

　　我们发现，其技术迭代是具备破坏性的，沿着降本增效最优路径选择，存活下来的最多不超过2种，被新技术替代的技术，逐步被遗忘在历史的角落。

　　相比之下，储能技术路线更为繁杂。基本上可以分为机械储能、电磁储能、电化学储能、光热储能四大类。

　　而机械储能可以分为抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能。压缩空气储能又可以分为绝热式、蓄热式、等温式、液态、超临界等集中方式。

　　储能技术路径可以说是作为包罗万象，甚至于，锂电池只是其众多技术中的细分路径之一。并且，各种技术跨度极大，有物理性质的、还有化学属性的，应用的学科也是极为庞杂。

　　现阶段，储能技术以抽水储能为主，电化学储能为辅。但并不意味着其他技术将被淘汰，同样也存在较大的发展空间。

　　比如，抽水蓄能虽然储量较大，储存成本较低，可以有效调峰。不过，受地理条件限制，对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，投资成本较高，建设周期长达6-8年。

　　低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。

　　不难理解，虽然效率成本不及光伏发电，但光热发电自带储能功能，可以有效弥补光伏发电的波动性和间歇性。

　　光热储能同样胜在应用场景上。尤其在大型集中式光伏电站，占地面积大，光照条件好，以太阳能为基础的光热储能相比其它储能方式更加具备优势。若在光热发电的熔盐储能系统中加入电加热单元，可以实现就地将多余的光伏出力进行就地储能消纳。

　　我国陆续开展示范项目，按省份划分来看，新疆、甘肃、青海地区容量分别为1.65GW、1.17GW、0.85GW。首航高科2022年中标了三峡能源青海格尔木100MW光热项目，金额为16.48亿。

　　根据海通证券预测，假设100MW的光热发电项目投资成本为16.5亿元，假设利用小时为2000小时，在不考虑资本的时间价值和所得税的情况下，估算得出度电成本为0.66元/kWh，在众多储能技术中，具备一定优势。

　　此外，V2G技术、光储充一体等“储能+”的N种模式有效减少电网端负荷，提高电力运行效率及调节能力，对电力系统稳定运行起到了至关重要的作用。

　　储能本身应用场景丰富，市场空间广阔。除此之外，“储能+”的N种模式深化应用场景，创造了更多可能性，为众多技术的发展提供沃土。