新能源+N：新型电力系统需要谁

煤电的辉煌时代正在远去，中电联公布的最新数据显示，截至2021年3月，全国全口径煤电装机10.9亿千瓦，占全国总装机容量的比重已经从十年前的68%降低至48.8%。

在碳达峰、碳中和目标下，以煤电为主的电源结构正面临大幅调整。风电、光伏发电呈现跃进之势，核电借力零碳能源，寻求规模发展，气电成为过渡时期的现实选择，氢能有后来者居上的态势，能源巨头竞相布局。以新能源为主的新型电力系统，对灵活性电源需求日益迫切，储能产业整装待发，只待政策利好。

以风电、光伏发电为主的新能源，已经成为全国仅次于煤电的第二大电源。在补贴激励以及技术进步推动下，新能源发电成本迅速下降，已经具备与煤电同台竞争的能力，但未来新能源进一步发展仍将受到经济性与消纳的约束。

而新能源越发展，围绕煤电的争议就越激烈，是否需要新增煤电、煤电如何退出；作为零碳电源的核电，如何在减碳目标下，实现规模化、批量化发展；启停迅速、运行灵活但资源较少、无法摆脱碳排放、经济性偏弱的气电还有没有“用武之地”；抽水蓄能、新型储能等作为新型电力系统的重要支撑，在政策的加持下，能否最大限度发挥作用。

电源结构的调整并不仅是规模的此消彼长，而且是深层次利益格局的变迁。“双碳”目标既已明确，如何在低碳转型的路径中准确寻找自身定位，是各类电源面临的共同挑战。电力市场建设正在稳步推进，全国统一碳市场建设指日可待，如何发挥市场配置资源的决定性作用，引导各类电源高质量发展，考验着政策制定者的智慧与决心。

1、新能源

重任在肩，如何堪当

4月23日，中电联公布了2021年一季度全国电力供需形势分析预测报告，报告指出，预计到2021年底，全国非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。

这是一个至关重要的转折点，新能源发电装机迅猛增加，煤电装机所占比重逐年下降，以煤电为主的电源结构正面临深刻变革。

中电联公布的数据显示，2021年一季度，全国全口径非化石能源发电装机容量10.0亿千瓦，占总装机容量的比重为44.9%；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，占总装机容量比重进一步降至48.8%。

预计到2021年底，全国发电装机容量23.7亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，非化石能源发电装机规模和比重将超过煤电。

其中，风电和太阳能发电装机容量占到全国总装机容量的24.7%，新能源成为仅次于煤电的第二大电源，并且风电和太阳能发电装机同比增长34.9%、24.0%，继续保持高速增长。

为了实现碳达峰、碳中和目标，以风电、光伏发电为主的非化石能源的装机规模还会进一步增加，并将成为未来能源增量的主体。

在清洁低碳转型的赛道上，新能源一路高歌猛进。中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统，进一步明确了新能源的定位。但这条赛道并非坦途，以新能源为主体的新型电力系统面临着电力供应、电网安全和社会用能成本的严峻挑战，新能源作为主角，将承担更多责任，同时也更加需要合理的机制设计，实现各类电源公平参与市场。

电力系统灵活性不足

在2020年底召开的气候雄心峰会上，中国承诺到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2020年底，全国风电、太阳能发电装机为5.3亿千瓦。按照12亿千瓦的装机目标，未来10年，中国年均风电和太阳能发电装机规模要达到6700万千瓦以上。

国家电网调度中心教授级高工裴哲义在第十届储能国际峰会上表示，新能源在冀北、甘肃、青海等地已经成为第一大电源，近20个省区新能源成为第二大电源，有的电网新能源渗透率超过40%，对电网运行的影响日益突出。

裴哲义指出，新能源高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力，大大增加了电网调节难度。他举例称，2018年3月，西部电网风电出力最大超过3000万千瓦，最小200万千瓦，日内最大波动超过1700万千瓦，电网平衡变得十分困难。

部分省级电网负荷峰谷差正在逐年拉大。数据显示，2019年春节期间，浙江电网用电负荷最高3465万千瓦，最低1877万千瓦，统调负荷平均峰谷差1039.6万千瓦，平均峰谷差率为41.8%。江苏电网峰谷差达到2463万千瓦，比2018年的1600万千瓦的差值多出近1000 万千瓦，峰谷差率38.7%。

高比例可再生能源电力系统需要更强的调节能力，现阶段电力系统调节能力不足是制约新能源消纳的重要因素。

国家能源局电力安全监管司司长童光毅在一场学术研讨会上表示，新能源出力与负荷在季节上呈反调峰特性，给消纳带来很大困难。而我国电力系统灵活调节能力还存在短板，抽蓄、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，火电调峰深度普遍不高，核电参与调峰的水平也与先进国家存在较大差距，系统整体调峰能力显著不足。

国家电网有限公司总工程师陈国平在上述峰会中表示，新能源装机增加，如果没有足够的储能，其利用率将大幅下降，建设抽水蓄能和储能对新能源高效利用具有重要作用。

经济性是根本

在技术进步的推动下，风光的发电成本已经大幅下降，逐步实现平价上网，但未来仍然需要关注新能源消纳的系统成本以及价格疏导机制。

中国人民大学应用经济学院助理教授郑?曾撰文指出，新能源发电的市场建设将关注点集中于发电侧，把发电成本优势当成了竞争优势，而忽略了消纳成本。更深层原因在于，我国大部分地区电力系统灵活性不足，无法适应高比例的清洁能源装机，配套消纳机制和市场建设还不健全。随着新能源装机规模快速增加，电力系统消纳新能源电力的成本也逐渐增加，这将制约我国能源低碳转型的进程。

4月24日，南方电网公司在广州发布了《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》（以下简称白皮书）。白皮书指出，构建新型电力系统需要统筹好新能源与电能供应经济性的关系。新能源能量密度小、发电年利用小时数低，且大型能源基地通常远离负荷中心，为保障高比例新能源并网消纳、系统安全与可靠供电，总体上新型电力系统建设和运营成本将上升。

南方电网公司首席技术专家饶宏在接受采访时表示，总体而言，构建以新能源为主体的新型电力系统没有不可克服的技术障碍，关键在于确保安全可靠的前提下经济上具有可行性。

有电力行业专家对eo表示，新能源刚刚实现平价上网，短期看用能成本是上升的，如果新能源发电成本能够大幅低于常规电源，电源侧就可以消化掉成本，如果技术进步不尽如人意，需要在用户侧进行疏导，那么终端电价就会上涨。

长期来看，还是要通过技术创新和机制创新保持电价不涨、少涨。“如果没有经济性约束，增加新能源装机相对容易，但难点就在于如何不增加社会用能成本的同时增加装机。”

上述专家表示，建设新型电力系统过程中存在着巨大的利益调整，只有通过电力市场才能有效地发现各类电源的价值，高效地配置资源。电力市场需要综合考虑各类电源的投资回报机制，为投资主体提供决策参考。

2、煤电

转型在即，谁可补位

尽管“十三五”期间，控制煤电发展的政策已陆续出台，但在“十四五”的开局之年，煤电才迎来发展历史上“最深刻的一击”。

4月22日，国家主席习近平在出席领导人气候峰会上发表重要讲话，明确中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。

煤电未来发展趋势已定，但49.8%装机容量、64%发电量占比的煤电如何转型，如何把握退出节奏，电力系统如何过渡到少煤电甚至零煤电的未来，成为关注焦点。

压力重重

能源系统转型对实现碳达峰、碳中和目标至关重要，这是能源行业乃至全社会所达成的共识。

中国能源研究会副理事长周大地曾多次强调，全社会2060年前碳中和，能源系统需要更早实现零碳，电力系统甚至要在2040年至2045年就实现零碳。

装机容量、占比和发电量“三高”的煤电，成为电力系统“双碳”目标下重要的改革领域。自2012年以来，中国煤电装机比重逐年下降，截至2020年，煤电装机占比为49.8%。但随着全社会用电需求的上涨，煤电装机容量实际呈上升趋势，截至2020年底，煤电装机容量为10.95亿千瓦。

周大地以碳中和目标倒推，指出未来中国煤电装机容量峰值为11亿-13亿千瓦，产能增长空间有限。

对于传统化石能源如何逐步退出当前电力系统，周大地在接受eo采访时表示：“首先是不要盲目建设新的火电，包括所谓的燃气调峰电厂，都要慎重，特别是煤电。”在周大地看来，“十四五”期间化石能源一旦上冲得越高，未来下降的压力越大。

与该观点相近的，北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目副主任康俊杰告诉eo：“如果继续增加煤电装机，这部分机组要到2055年甚至2060年以后才能退出，这将增加实现碳中和路径中煤电的退出难度。”

不过康俊杰更倾向从总量上对煤电进行控制，他认为全国煤电装机应做到有增有减，而不是完全不增加。“对于三北地区的跨区域输电，确实需要新建一些煤电项目为可再生能源并网服务，湖北、湖南等局部缺电地区，上一台煤电机组也未尝不可。”他表示。

不建设或少建设煤电会不会造成缺电等电力系统安全问题，成为行业担心的重点。

根据电力行业从业人员陈愚此前的分析，浙江新增电量供应存在严重不足的情况，预计“十四五”初开始缺电，而云南大规模上马高耗能产业，则可能影响其送电端省份电力供应可靠性，建议在江浙粤区域筹备一批煤电前期项目。

而国网能源研究院能源规划所主任工程师张富强则透露，根据此前的研究，煤电峰值规模应该在12.5亿-14亿千瓦。他指出，如果未来没有颠覆性的技术投入实际应用，煤电仍然要维持一定规模。

在接受记者采访时，国家能源局局长章建华就如何正确认识与处理好减污降碳和能源安全的关系表示：“从能源安全的角度，能源结构和系统形态将面临巨大变革，短期内需要承受转型与变革的阵痛，但从长远来看，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路，逐步减少对化石能源依赖，才能实现我国能源本质安全。”

除了电力系统发展目标的制约，煤电发展也承受着燃料成本和产能带来的双重压力。

“十三五”期间，供给侧改革的开展中，煤炭去产能成果显著，与之相对，煤价上涨，煤企营收水平回升。在煤炭供应总体偏紧的情况下，一旦遇上煤矿项目推进不及时的情况，煤炭现货价格迅速攀升。据有媒体报道，2020年下半年以来，电煤总体价格连创新高，2021年一季度，电煤价格不仅历经先猛涨、再回落的大幅震荡，还罕见地出现传统淡季非理性上涨的现象。

对此，中国电力企业联合会建议应加大先进煤炭产能的释放力度，充分发挥进口煤的补充作用，引导市场电煤价格回归绿色区间。

角色转变

重压之下，煤电在电力系统中所扮演的角色将发生怎样的变化？

在过去长时间里，煤电一直扮演电力系统中的“基荷电源”，能够稳定输出为电网提供“托底”功能。随着可再生能源的大力发展，煤电在不少新能源基地与风、光捆绑外送，而在用电峰谷差较大的区域也承担调峰作用。

到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量有望达到12亿千瓦以上。章建华表示，12亿千瓦以上的新能源并网对电力系统调峰能力提出了较高的要求，要全面实施火电机组灵活性改造，因地制宜发展天然气调峰电站，加快抽水蓄能电站建设和新型储能研发应用，增强系统灵活调节能力，提高新能源消纳和存储能力。

部分专家认为，煤电的调峰功能应更多考虑存量煤电改造，而非通过新建煤电来实现。

“对存量煤电进行灵活性改造，持续增加抽水蓄能和储能，再加上3.8亿千瓦的水电，足以支撑可再生能源的发展。”康俊杰分析。他指出，天然气发电调峰效率更高，相比新增煤电机组更具优势。

周大地则认为，可再生能源外送基地也应该自主解决稳定供电和调峰问题，但不能因为可再生能源发展得快，火电也就配套增加。“保障电力安全稳定运行一定要走新路，通过储能，用电侧响应，提高电力电子技术应用范围和水平等等新的途径，解决支持高比例可再生能源发展的运行新问题。”

另外，需求侧响应也将压缩煤电的调峰空间。

全国两会期间，全国政协委员、南方电网公司总经理曹志安提交了关于打造发展新模式，大力提升电力需求侧响应效能的提案。根据预测，预计到“十四五”末，南方电网峰谷差将超1亿千瓦，新能源发电装机接近2.7亿千瓦，对电力系统安全运行提出了极大挑战。为此，曹志安建议大力推进电力需求侧响应效能提升，有效缩小电力负荷峰谷差，提高电力系统运行效率，促进清洁能源足额消纳，保障电力系统安全经济运行。

显然，长远看，调峰只能为煤电争取部分存量的生存空间。

章建华引用有关研究机构初步测算的数据表示，到2060年，中国非化石能源发电量占比将由目前的34%左右提高到90%以上。这意味着，到2060年，煤电发电量占比将由目前的64%降至10%以内，相应的，单个煤电机组发电利用小时数将远远低于现有水平。

这些煤电机组将是怎样的生存形态，能源行业已开始探索。成为有效备用容量，是其中较为重要的方式。

新能源出力具有间歇性、波动性，其大规模接入给电力系统稳定和能源安全带来了新挑战，系统需要储备有效容量来应对风险。以欧盟28国为例，其在可再生能源装机量大的情况下，仍保持传统电源容量与最大负荷相当，作为有效备用容量的来源。

在北京华能热电有限公司杨耀攀看来，在现有技术经济条件下，火电是唯一可行的备用电源选择。“电力系统并非只需要旋转备用一种备用，为了保证连续可靠供电电网，需要年度、季度、月度、日、旋转备用五个维度的备用，五个维度的备用缺一不可，否则就会出现相应维度上的可靠性问题，目前只有火电机组能够经济地提供上述五个维度的备用。”

2020年，全国多个省份已就建立煤电容量补偿机制提出研究，旨在提供指导电力容量投资的价格信号，引导合理投资来满足电力系统对装机容量的需求。

不盲目扩大装机容量、降低发电量、担任备用容量，煤电未来发展路径已可一窥。

2021年4月，国家能源局印发《2021年全国能源工作指导意见》，指出将加强电力应急调峰能力建设。“积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设，推动北京、上海、天津、重庆、广州、深圳等试点城市坚强局部电网建设，加强应急备用和调峰电源能力建设。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。”

3、核电

零碳定位，寻求规模

随着电力系统转型，未来煤电发电量份额将由清洁零碳的发电品种填补。此前，由于出力稳定，核电一直被视为重要的基荷电源选择。

中国核工业集团有限公司副总经理曹述栋认为，当前，可再生能源开发成本快速走低，规模发展迅速，但因静稳天气、昼夜变换等原因造成的可再生能源发电存在间歇性和发电效率低等问题仍无法解决，迫切需要稳定的基荷电源支撑大比例可再生能源接入电网，保障电网安全稳定运行。“核电运行稳定、可靠、换料周期长，适于承担电网基本负荷及必要的负荷跟踪，可大规模替代化石能源作为基荷电源。”

中国核能行业协会报道指出，中国自主三代核电有望按照6-8台核准节奏，实现规模化、批量化发展。

乍一看核电发展前景明亮，但目前中国核电装机容量为5104万千瓦，装机占比仅占2.29%，在外部环境上，面临着布局的不平衡和体制的制约，在内部挑战上，成本是核电急需解决的问题。

目前，中国在运和在建的商用核电站都位于东部沿海地区。在周大地看来，核电建设多的省份，享受到清洁能源带来的好处。以福建为例，清洁能源装机3509万千瓦，占全省装机容量的55.1%，其中在运核电9台，装机容量986万千瓦，发电量为652.55亿千瓦时，占比超过福建省清洁能源发电量的一半。与之相对，中部地区的核电项目仍为零。

目前国内控股核电项目的有4家能源央企，核电站由控股企业的分子公司运营，而非采用运营外包的模式。一名能源央企高管在接受eo采访时表示，其所在企业具备核电控股资质，同时拥有在运煤电厂，而目前大部分在运煤电机组为30万、40万千瓦类型，未来核电小型堆可以对合适的煤电机组进行替换。“核电项目多需要人员在现场，可以一部分解决煤电厂退役带来的员工就业问题。”他说。

一名行业人士告诉eo，其所在能源央企尚未具备核电控股资质，在缺乏可靠清洁能源选项的情况下，集团新的投资集中在可再生能源项目。

一名能源规划领域专家则认为，煤电和核电的安全管理不同，核电门槛更高，没必要所有的电力企业都控股核电项目。

尽管在“一厂一价”时代结束后，核电上网电价不高于当地煤电标杆上网电价，核电经济性有了气色，但三代核电技术由于首堆应用，工期长、造价高，几个示范项目的电价则高于煤电。经济性成为制约核电发展的关键一环。

周大地告诉eo，在提高经济性方面，核电应该考虑标准化制造。他指出：“现在国内不同的堆型太多了，科研成本、制造成本、建设成本等都太高，应该重点选择少数堆型发展，不限制只有一种，但也不能所有都试一遍。”

4、气电

现实选择，不可或缺

2021年以来，有关煤电、新能源、储能的发展与讨论不绝于耳，与此形成鲜明对比的是，在这轮新型电力系统建设讨论中，无论是国家政策层面，还是产业组织层面，气电的可见度均较低。《2021年全国能源工作指导意见》提及了抽水蓄能、新型储能及火电的灵活性改造，但未提及气电的发展。

有气电行业人士直言，当前国家构建的以新能源为主体的新型电力系统中，气电行业整体处于较迷茫状态。“当前，国家把气电行业统计并入火电，但是气电具有清洁低碳、快速启停的特点，应该在新型电力系统中拥有姓名。”

不过，自双碳目标明确以来，低碳的气电是否属于清洁电源，也存在一定争议。也有观点认为，在未来电力有保障之后，以化石能源为原料的气电就不能算作清洁能源。

广东省技术经济发展研究中心副所长钟式玉认为，在新型电力系统的构建中，气电仍不可或缺，还有较大的增长空间，主要原因包括：天然气燃料相对清洁，符合绿色低碳方向；气电具有启停迅速、运行灵活、适合调峰等特点，契合可再生能源发电具有间歇性、随机性和反调节特性的调峰需求；在碳达峰、碳中和的目标引领下，气电是局部地区保障能源电力安全的重要支撑电源；随着天然气产供储销体系、开放竞争性市场体系的逐步健全完善，以及科技创新驱动下，天然气成本下降、气源供应更加安全和燃机技术自主创新水平提高，气电的技术经济性将显著提升。

全球能源互联网发展合作组织3月份发布的《中国2060年前碳达峰研究报告》认为，气电的定位主要作为调峰电源，80%以上装机将布局在东中部地区。预计，2030年、2050年、2060年国内气电的装机规模分别为1.9亿千瓦、3.3亿千瓦和3.2亿千瓦。

公开信息显示，2021年1月18日，伴随着东莞深能樟洋电力公司扩建项目首套机组168小时满负荷试运的顺利结束，国内气电装机容量突破1亿千瓦，气电装机在我国发电总装机容量中占比约4.5%。与气电装机缓慢增长形成鲜明对比的是，2020年中国的风电、光伏的新增装机总量就突破了1.2亿千瓦。

“气电三十年，干不过新能源一年。”有从事燃气发电的人士感叹道。

目前，能源行业普遍预计，“十四五”期间，电力需求仍会持续刚性增长，以电动汽车、5G及数据中心、智能家居为代表的新产业、新业态将成为用电增长的新动能。4月22日，我国在“领导人气候峰会”上提出，中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。《2021年全国能源工作指导意见》提出从严控制东部地区、大气污染防治重点地区新增煤电装机规模，适度合理布局支撑性煤电。

有业内人士分析认为，以广东为代表的东部沿海省份新上煤电越来越困难，而在新能源成本尚未大幅下降的过渡期内，发展气电仍是现实的选择。

2021年年初开始征求意见的《广东省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》提到，截至2020年底，广东省内气电装机约为2800万千瓦，考虑调峰需求和建设条件，初步规划“十四五”期间，广东的新增天然气发电装机容量约为1900万千瓦，这一装机规模在各类电源规划中位列前位。

2021年2月，浙江省发布的《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》提出，“十四五”迎峰度夏期间可预见的电力缺口高达千万千瓦级，能源供求持续紧平衡状态。“十四五”期间，浙江要积极推进天然气发电。

3月31日，浙江省发改委和能源局下发的《2021年度浙江省电力电量平衡方案》显示，2021年气电的预计增发电量在所有的电源中最大。上述平衡方案预测，正常气候条件下，2021年浙江全省全社会用电量为5192亿千瓦时，同比增长7.5%。浙江计划2021年安排外购电量1840亿千瓦时，比2020年增加53亿千瓦时；统调水电和核电发电量253亿千瓦时，比2020年增加10亿千瓦时；统调风电、光伏暂按47亿千瓦时参与平衡，比2020年增加6亿千瓦时；省统调天然气机组发电量275亿千瓦时，比2020年增加119亿千瓦时，地方电厂发电量按616亿千瓦时参与平衡，比2020年增加30亿千瓦时，统调燃煤机组承担保供兜底，安排发电量2045亿千瓦时，全省电量供需总体平衡。

“脆弱”是气电从业者经常用于描述气电发展的用词。天然气价格高、天然气供应不稳定、对外依存度高等仍是制约气电发展的主要因素，与此同时，地方及国家持续推进的降低终端用能成本，一些地方下调天然气发电上网电价进一步限制了气电的盈利空间。

此外，燃气轮机的燃烧器、透平叶片等热部件基本依靠进口，核心部件的更换维护基本上依赖国外制造厂商，造成燃机的运行维护成本偏高等均是制约因素。同时，为了保障气电的盈利性，不少企业在新建气电项目时，倾向于热电联产的模式，从而进一步拖累了气电的灵活性。

“‘十四五’，我们还是会在东部地区新投一些气电项目，至少现在来看，气电在新型电力系统中能有所担当。”有发电企业人士说道。

5、新型储能

利好加持，仍待政策归位

“加强调峰能力建设，提升系统灵活性是解决新能源发展问题，提高新能源开发和利用效益的关键。”中国工程院院士汤广福在2020年12月底召开的中国能源电力“十三五”成就与“十四五”展望专题活动中说道。汤广福介绍，目前欧美很多发达国家的能源转型都是以约30%的灵活电源作为基础支撑，目前我国灵活性电源的比例仍旧过低。

《2021年全国能源工作指导意见》提出，积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设，推动北京、上海、天津、重庆、广州、深圳等试点城市坚强局部电网建设，加强应急备用和调峰电源能力建设。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划，加快长龙山、荒沟等抽水蓄能电站建成投产，推进泰顺、奉新等抽水蓄能电站核准开工建设。稳步有序推进储能项目试验示范。

除了对火电进行灵活性改造，发展抽水蓄能和新型储能，建设调峰天然气发电站，加强电力需求侧管理等都是提升电力系统灵活性的重要手段。

对于全国应该配置多少抽水蓄能、气电、储能等灵活性电源，参照什么标准来配置，受采访的众多业内人士表示，目前行业尚未有定论与标准。

另外，由于全国各地电力供应及需求情况差异较大，未来无论是储能、气电还是抽水蓄能亦或是氢能等都要结合各地实际情况充分发挥其比较优势，从而在新型电力系统中找到相应合适的位置。与此同时，围绕新型能源系统建设的过程中，相关的风险及成本如何共担是无法回避的议题。

近段时间，储能成为国家能源局局长章建华的重点调研领域。4月7日至10日章建华带队赴湖北、湖南两省调研，其中包括深入电池储能电站等实地考察新型电力系统建设情况。4月16日，章建华又率队到福建晋江储能电站调研，并表示“碳达峰、碳中和”的目标下，风电、光伏发电将快速发展，而储能是解决风电、光伏发电不稳定性、间歇性，增强能源系统供应安全性、灵活性的重要手段。

碳中和的背景下，储能行业迎来了发展的“风口”，2021年4月举办的第十届储能国际峰会热闹非凡。行业人气飙升的同时，国家产业政策持续加持。4月21日，国家发展改革委和国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），面向社会公开征求意见。

在《征求意见稿》中，国家主管部门第一次明确新型储能的发展目标，即到2025年新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，由此将以电化学为代表的新型储能推向了快速发展的新赛道，不少金融机构称之为万亿级储能市场来临的前夜。

中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟4月下旬发布的《储能产业研究白皮书2021》显示，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模3560万千瓦，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为3179万千瓦；电化学储能的累计装机规模位列第二，为326.9万千瓦，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290.2万千瓦。

不过，当前储能行业发展面临的最大问题仍然是缺乏成熟的商业模式。

有储能从业人士介绍，储能行业发展的十余年，商业模式一直都较为模糊，但是市场一直在拓展储能的应用边界及盈利模式。目前来看，储能的商业模式包括在用户侧的峰谷电价差套利；通过参与调峰调峰辅助服务获得收益；配套新能源电站；或由电网租赁等模式。

上述人士介绍，2015年前后，其所在的公司开始在用户侧进行储能商业运营模式探索研究。考虑到江苏的峰谷电价差较高，当时优选了一家条件较好的大工业用户进行示范实验，但由于彼时电池成本仍旧较高，结果不甚理想，难以满足企业投资回报要求。

此后，伴随着全国辅助服务市场化进程的推进，辅助调频储能机会开始显现。2017年11月，国家能源局发布了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机制。此后，各区域能监局及地方能监办纷纷出台辅助服务市场交易规则及运营细则，由此给储能配置在火电厂辅助调频创造了新的运用场景。

不过，该业内人士告诉记者，火电厂配置储能调频项目收益尚可，但由于政策的变化性，调频服务收益也在调整。“总体而言，给火电厂调频并不是一个很大的市场。”

新能源配备储能成为近几年来储能应用的主要场景。2017年，青海省发改委发布的《2017年度风电开发建设方案》中提出，列入2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW，此后各地政策开始跟进。2020年，全国包括江西、安徽、内蒙古、湖南等18省出台鼓励支持新能源项目配置储能政策文件。2021年开年至今，山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州等多个地方发布了新能源配置储能方案要求“十四五”期间新能源配置储能设施，配置比例在5%、10%、20%不等。

广州智光储能科技有限公司副总经理肖时辉告诉eo记者，近两年来，该公司的储能项目主要集中在新能源电站，而2021年以来，在双碳目标加持下，该公司一季度的储能项目合同量与去年合同总量相当。

“储能市场明显感觉火了起来。”

不过，尽管市场有所起色，储能的商业盈利模式仍未完全清晰。目前，各地发文要求新能源电站配置储能，使得新能源业主企业更注重价格成本而不是技术。肖时辉认为，当前低价中标的游戏规则对于储能的技术突破缺乏激励，从而造成了劣币驱逐良币的现象。

《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》对于储能行业呼吁的价格机制也有所回应。《征求意见稿》提出，健全新型储能价格机制：建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

此外，安全、可靠性也是目前制约储能行业发展的重要方面。4月17日北京大红门集美储能电站火灾事故，敲响了行业安全的警钟，储能行业相关的标准体系还待建立及完善。

6、抽水蓄能

迫在眉睫，中长期规划启动

作为当前技术最成熟、功能最齐全、经济性最好的安全调节电源，抽水蓄能电站在话题热度上远不及电化学储能，但在新型电力系统的构建中，抽蓄不可缺席。近段时间，国家能源局也对抽水蓄能展开调研。

国内的抽水蓄能电站经历了数十年的起伏发展阶段，曾给行业留下了进展缓慢的印象。但随着国家“双碳”目标的明确，在构建以新能源为主体的新型电力系统中，抽水蓄能的建设也步入了快车道。

国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要指出，要构建现代能源体系，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。

国家电网披露，“十四五”期间将积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站，并向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目，到2025年，国网经营区抽水蓄能装机超过5000万千瓦。

南方电网则计划到2030年南方五省区抽水蓄能装机将达2000万千瓦。

过去多年来，电价疏导机制不明确是制约抽蓄发展的主要因素。据南方电网调峰调频公司相关负责人介绍，2014年，国家发展改革委下发了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，明确了在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，其中容量电价按照固定成本加准许收益的原则核定，电量电价主要弥补电站抽发损耗，容量电费和抽发损耗纳入电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

但随着输配电价改革，2016年，国家发展改革委印发了《省级电网输配电价定价办法（试行）》，明确提出抽水蓄能电站不得纳入输配电有效资产。2019年，国家发展改革委发布了《输配电定价成本监审办法》，将抽蓄电站的资产、成本费用剔除在有效资产和定价输配电成本的范围，电网企业按要求将抽蓄电站容量费（或租赁费）列入购电成本核算。因此，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局。

上述成本疏导问题迎来了转机。2021年5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）（下称《意见》），进一步完善抽蓄电价的疏导机制。《意见》指出，以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，强化与电力市场建设发展的衔接。

公开信息显示，4月22日，湖北黄冈白莲河示范区混合抽水蓄能电站项目、宜昌秭归罗家抽水蓄能电站项目、襄阳保康县毛儿岭抽水蓄能电站项目、咸宁通山县洪港抽水蓄能电站项目4个抽水蓄能电站项目开发建设合作意向签约仪式在黄冈白莲河举行。上述4个抽水蓄能电站规划装机总规模约640万千瓦，总投资超过400亿元。

国家能源局监管总监李冶近日透露，预计到2025年，全国在运抽蓄的装机总规模将达到6200万千瓦。中国水电工程学会调峰与抽水蓄能专委会秘书长郝荣国则预计，“十四五”期间抽水蓄能年度投产规模约500万-600万千瓦，五年内新开工规模在3000万-4000万千瓦。

随着政策利好，2021年以来，部分地区抽水蓄能电站出现“跑马圈地”现象。据悉，个别地区，地方政府和企业绕开国家统一规划，提前开展前期投入，“抢占”抽蓄电站站址资源，由此可能造成抽水蓄能电站的无序开发，并出现与电网需求不匹配等问题，从而导致社会资源的浪费。

4月22日，国家能源局发布的《2021年全国能源工作指导意见》提出，要开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划，加快长龙山、荒沟等抽水蓄能电站建成投产，推进泰烦、奉新等抽水蓄能电站核准开工建设。

7、氢能

巨头布局，竞相逐鹿

当前，氢能正在打破能源品种的界限，成为各能源企业争夺的新兴能源战略高点。

4月13日，中石化与隆基股份在北京签署了战略合作协议，由此掀开了油气公司巨头与民营光伏巨头跨能源品种之间的合作，重要落点在于发展氢能。中石化把氢能作为公司新能源业务的主要方向，并计划打造“中国第一大氢能公司”。隆基则是光伏领域的龙头企业，伴随着光伏度电成本快速下降，低成本的光伏制氢预期成为双方合作的基础。

4月17日，中国石化集团董事长兼党组书记张玉卓、隆基股份总裁李振国又共同亮相央视《对话》特别节目——《碳中和倒计时：氢能之热》。

近两年来，伴随着氢能的大热，新能源制氢也进入了探索阶段。新能源制氢有利于清洁能源消纳，将弃风弃光等可再生能源电力以氢能的形式存储下来，以解决电力供需的大规模季节性不平衡问题，助力新型电力系统的调峰问题。

中科院院士欧阳明高在第十届储能国际峰会上表示，氢能是集中式可再生能源大规模长周期储存的最佳途径。他认为，随着风光发电成本的降低，制氢储能的优势更加凸显，并且特高压输电线路是我国绿氢输送的优势通道。

近期发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测，2030年我国可再生能源制氢有望实现平价。

除了可再生能源制氢，化石能源重整制氢、电解水制氢也是目前相对成熟的技术路线。根据白皮书，煤制氢是成本最低的制氢方式，以煤气化技术为例，每小时产能为54万方合成气的装置，在原料煤（6000千卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢成本约为8.85元/公斤。天然气制氢技术中，天然气原料占制氢成本的比重达到70%以上，因此天然气价格是制氢价格的决定性因素。

目前，氢能的利用主要集中在交通领域，氢燃料电池车成为重要的攻坚方向。而美国正在新建首个氢气发电站，该电站位于俄亥俄州，为装机容量485MW联合循环电站，电站使用的涡轮机被设计成能够使用80%的天然气和20%的氢气。经过调整，该电站未来可以实现燃烧100%氢气，计划于2021年11月启动运营。

不少业内人士预计，氢电这一新型电源品种将有望出现。据《中国2060年前碳达峰研究报告》分析，氢电将在未来主要作为调峰电源，2050年、2060年氢电的装机可能达到1亿千瓦、2亿千瓦。

目前来看，除了氢电，地热发电、生物质发电等都是未来新型电力系统下的有机组成部分。国家能源局数据显示，截至2020年底，国内生物质发电2952万千瓦，连续3年稳居全球首位。4月14日，国家能源局综合司发布了《关于促进地热能开发利用的若干意见（征求意见稿）》，提出稳妥推进地热能发电示范项目建设。