风光储一体化亟需打破高成本桎梏

要实现风光等新能源的大规模、高比例、高质量可持续发展，风光储一体化势在必行。统筹协调发展风光储一体化，需要深刻认识我国电力行业的变革逻辑，解决风光储一体化发展面临的高成本问题。

“风电光伏年新增装机1亿千瓦以上、年发电量1万亿千瓦时以上已成为新常态”“进入2023年，我国风光储行业一体化发展进程明显提速”“多个超百亿元风光储大基地项目陆续落地”“风光储行业一体化发展势在必行”……这是与会专家在近日召开的“2023华夏风光储产业创新大会”上表达的观点。

在业内专家看来，近年来，以风光储为代表的新能源产业快速发展，装机量、发电量均突破历史新高，但风光发电具有随机性和波动性，无法独立支撑用电负荷稳定运行的需求。要实现风光等新能源的大规模、高比例、高质量可持续发展，风光储一体化势在必行。统筹协调发展风光储一体化，需要深刻认识我国电力行业的变革逻辑，解决风光储一体化发展面临的高成本问题。

新型能源体系催生风光储一体化

与会专家一致认为，在新型能源体系建设中，电力结构正在重构，风光储一体化、协同化发展成为共识。

“新型能源体系不是一个行业概念，而是一个社会经济概念，是能源安全新战略与现阶段我国面对的动荡不安的外部环境和复杂艰巨的内部发展改革任务相结合的产物。”中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明表示，安全是新型能源体系的底线和前提，清洁低碳是其发展的主线和长期任务。“特别需要注意的是，俄乌冲突引发的国际地缘政治变化、国际能源市场与供需格局变化等新情况，既需要我国加强能源安全及统筹协调发展，更需要重视能源产业链的韧性。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，“风光水火储一体化”是构建现代能源体系的重要方向，新型能源体系的构建必将促进风光储一体化发展。在电力结构重塑逻辑下，清洁化转型将带来巨额投资需求，要实现“十四五”相关目标，光伏将新增装机400吉瓦，风电将新增200吉瓦，对应的投资额约为3万亿元。

合理的政策体系很关键

业内人士认为，实现新能源对传统能源的安全可靠替代和组合优化发展，风光储一体化势在必行。而风光储一体化的关键不在技术集成和发展，而是如何创造适合新能源安全可靠替代传统能源的政策体系。目前，风光装机虽然占比愈来愈高，但与传统能源相比，电量占比还较小。

在尹明看来，高可控、高独立性的电力系统可以补充相对脆弱的油气等能源需求。“以往我们认为风光是‘绿色能源但不听话’，而化石能源是‘听话但不绿色’。要让‘不听话’的能源‘听话’，我国能源转型的难度较大，因为目前的电力系统仍需要大量依赖传统能源。”

彭澎认为，2022年我国煤炭消费总量为54.1亿吨标煤，在能源消费总量中的占比达56.2%，比上年上升0.3个百分点。电力系统重构的关键在“十四五”时期，因为只有在2025年扭转煤电发电上升趋势，2030年以后才有空间实现碳中和。

业内人士认为，把“不听话的绿色能源”变得“听话”，需要通过市场调整、技术体系完善、政策引导等多方面建立新能源“听话”的环境和系统。

优化利益分配模式呼声起

“在全球碳中和背景下，各国都在推动能源转型。而新型能源系统的风光储及其配套的其他能源基础设施将是全球科技争夺的高地。”欧美同学会北欧零碳委员会主任李勇表示，风光储是脱离传统化石能源迈向新型能源系统的基础设施，这意味着未来经济社会发展的能量供应要转向新能源系统。“在大规模储能未取得突破性进展的条件下，风光项目的大体量建设将对电网产生巨大冲击，因此，突破储能的高成本瓶颈迫在眉睫 。”

众所周知，风光能量密度偏低，能量投入和产出的比例与传统化石能源差别非常大。比如，煤炭的能量投入和产出比是1：10-1：80，油气是1:10-1:100。“而光伏只有1：2的回报，目前新能源+储能盈利情况不容乐观。”

谈及新能源+储能的微利情况，西门子能源有限公司新能源事业部市场及销售总监胡大麟也坦言，从储能经济效益角度出发，光伏企业的项目建设成本在每千瓦时0.15元左右，配套建设储能后，光伏电价成本由每千瓦时0.2元涨至0.4元，如果在高峰时段上网，其成本则涨为每千瓦时0.5元。

风光储一体化发展如何破解成本过高问题？胡大麟建议，利益分配时，可适当增大储能企业的利益，让储能企业有资金、有技术实现从千瓦级、兆瓦级，甚至到太瓦级的革新。为应对从吉瓦级到太瓦级的储能需求，我国可大力发展电解水制氢，因为从物理角度看，从储电到储氢，在时间上实现了大规模长周期储存电量的要求。