“碳达峰”“碳中和”无疑是当今的热词。从“十四五”规划纲要到政府工作报告，再到中央财经委员会第九次会议，做好碳达峰、碳中和工作屡次被重点提及。
当前，我国碳排放仍处于“总量高、增量高”的阶段。全球能源互联网发展合作组织在3月18日发布的《中国2030年前碳达峰研究报告》显示，2019年我国能源活动碳排放约98亿吨，约占全社会碳排放比重的87%，占温室气体净排放量的近八成。因此，能源行业要实现减碳愿景，完成绿色转型，任重而道远。同时，在能源领域中，电力部门的碳排放占比约四成，并且逐年增高。所以，在电气化的大趋势下，电力系统走向零碳发展，将是实现“双碳”目标的一大关键。
2020年12月，我国在气候雄心峰会承诺：到2030年，中国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。这意味着，作为支撑可再生能源发展的关键技术，储能行业将迎来跨越式发展的新阶段。
新能源与储能非“同频共振”
储能主要包含物理储能、电化学储能、热能储能、储氢等方式。当前，物理储能中的抽水蓄能虽然在市场中占比超过90%，但比重却在逐年下降。电化学储能尤其是锂电池储能，受益于近年来技术提升和规模驱动成本快速下降等原因，有望成为未来储能的主流路线。截至2020年三季度，锂电池储能全球、中国电化学累计储能装机占比分别达到90%、85%，同时，2020年三季度全球新增投运、在建、规划的电化学储能项目也基本采用了锂电池储能方式。
国家统计局数据显示，2020年我国风电与光伏累计并网装机超5亿千瓦，因此，完成到2030年风电、太阳能发电总装机容量12亿千瓦的目标，未来十年还需实现约7亿千瓦的增长。面对该目标，我国光伏从业者普遍乐观预测，“‘十四五’期间，国内年均光伏新增装机规模预计为7000万—9000万千瓦。”2020年10月，400余家风能企业代表联合发布的《风能北京宣言》亦提出，“‘十四五’期间，须保证风电年均新增装机5000万千瓦以上，2025年后，风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦。”
单从数据来看，12亿千瓦的目标似乎能够轻松实现。但是，电力系统的零碳发展不是简单地做加法，而是要克服风、光发电的间歇性和波动性，整体电力系统都需要发生转变。因此，储能正是转型之中的关键技术。
与此同时，随着发电装机规模的不断扩大，未来数十年，风光发电将从补充电力逐渐转为主力电力，传统的火电机组将会逐渐放缓发展速度，这意味着，电力系统对灵活性资源的需求将更加迫切。因此，储能也将成为我国未来提升电力系统灵活性的重要手段之一。
笔者统计发现，一方面，自2020年以来，已经有青海、内蒙古、山东、湖南等近20个省市出台了鼓励新能源配套储能的支持性文件，然而真正落地的配储项目大多依靠行政强制力量，山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州、湖南和山东7省更是发布了强制配储方案。另一方面，一些风电、光伏企业选择配储建设，往往也是为了尽早并网拿到补贴的“被迫行动”。
强制往往意味着不可持续。从发电行业角度看，建设储能电站只增加了成本却不增加收益，因此，发电企业缺乏动力，只求用最小的成本完成任务，这就导致了储能电站的建设质量参差不齐；从储能产业角度看，由于被迫卷入低价竞争，尽管储能企业可以在短期内获得项目，但从长期来看却并不利于行业的良性发展，存在劣币驱逐良币的风险；从整个电力系统角度看，由于源网不协调，储能电站可能面临缺乏规划、建而不用等问题，从而推高整个电力系统的消纳成本。
综上所述，储能行业与可再生能源如何高效协同发展，尚需直面成长过程中的阵痛。
【责任编辑：刘澄谚 】
