张锐

日前在杭州落下帷幕的第十一届中国国际储能大会被称为“中国储能产业发展风向标”，无论是会议期间举办的十余场专家论坛，还是会议上发布的《2021年度储能产业应用研究报告》，都充分展示了国内储能产业的巨大发展潜力与宽泛商业前景，公众也能从中感知到了我国储能规模尤其是风光储能的稳步扩容对于实现碳达峰与碳中和的强大助推之力。

定量配置的角度看，2030年之前碳达峰意味着到时风电、太阳能发电总装机容量须达到12亿千瓦以上，而截至2020年底，我国风电与光伏发电装机合计5.4亿千瓦，距离峰值目标还差6.6亿千瓦，等于未来10年风光发电每年需新增6600万千瓦。按照过往增速，2030年之前填平风光发电缺口应该有很大可能性，但问题是，风光是“靠天吃饭”项目，不稳定性很高，在这种情况下，如果能够在风能、光能十分充足时候将其储存起来，就可大大减少天气因素的意外干扰，到时实现或者超过12亿千瓦的风光电装机容量也就没有任何差池。从这个意义上说，实现碳达峰与碳中和，除了大力增加风能、光能等非化石能源使用比重外，更应发挥储能市场的重要作用，甚至我们将储能作为碳达峰与碳中和的标配也不过分。

就风能与光能的本身而言，正因为波动性较大，同时过去10多年虽然依靠补贴政策给养风电光电也未能实现平价上网，性价比与与火电相比差了不少，也就很难吊起电网侧、配电侧以及用电侧的胃口，需求端热情的低落倒逼风光电供给端一度出现十分严重的弃风弃光现象。后来政策层面加强了对风电光电的消纳需求导向，市场（主要是电网企业压缩火电给风电光电留出空间）出现被动响应，弃风弃光问题才有所减弱。但必须正视的是，全国弃风弃光现象依然零星存在，而且我国风光能源分布不均，生产“西富东贫”与消费“东多西少”的逆向排列特征非常显著，在新能源富集地区难以就地消纳风光电力、以及电网发展滞后和跨省跨区通道能力不足的情况下，弃风弃光问题随时可能产生。不过，借助于储能力量展开及时与连续的消纳，稀缺的风光电生产资源便可以充分地利用与常态性运作起来，作为电力“蓄水池”，储能对于风电与光电的存续实际发挥着十分重要的护航作用。

理论上判断，弃风弃光不应该是一种持久性行为，因为碳达峰与碳中和也代表未来非化石能源将替代化石能源而成为电力生产的主角，而且按照研究机构的普遍预测，2030年碳达峰前我国全社会用电量年均增速将超过4%，相应地也会释放出对光电风电的稳定需求;不过，从实践层面看，如同火电一样，风电、光电都需经过电网即所谓的并网后才能发送了配电侧和用电侧，但风能与光能的波动性和间歇性又必然令电网企业可以接收到的电力稳定性受到冲击，因此，在专家看来，新能源的随机性、波动性，决定了新能源并网规模越大，协调平衡调节需求越大。研究表明，当系统新能源电量占比达到10%时，系统调节需求将随新能源占比提高而陡增。为保障电力系统安全稳定运行，需要大量的调节和储能电源。对于电网企业来说，借助于储能既可以获得消纳风电光电的效果，也能够得心应手地进行削峰填谷，即在供电侧旺盛时低价购进电力，用电侧需求旺盛时高价售出电力，同时电网系统的安全性、灵活性和可调性也显著增强。

按照储能的技术路线，储能主要分为电化学储能和机械储能两种类型，目前来看，国内储能主要还是机械储能中的抽水蓄能（将水从地处抽到高处，需要时再放水发电），以锂离子电池、铅蓄电池为主的电化学储能占比还不大，但电化学储能具备了不受地域条件限制、成本低与寿命长等商业性优势，成为了风光储能的主流方向，市场规模呈逐年扩大趋势。从应用主体看，储能包括生产风光电力企业为主的发电侧、输配电企业为主的电网侧和家庭、工业、商业组成的用户侧三大类，且以上三大类按照储能方式又可区分为集中式储能与分布式储能两种，前者包括发电侧与电网侧企业，后者除了家庭、工业、商业等用户外，还包括5G基站与数据中心等。此外，储能还组成了一个紧密关联的产业链，上游有电池原材料和生产设备供应商;中游有电池组、电池管理系统（主管电池状态）、能量管理系统（主管能量调度）以及储能变流器（主管电流转换）等设备供应商;下游有储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

国家能源局发布的最新统计数据显示，去年我国储能行业突破七年反复状态并迎来了爆发增长，年度新增新增装机规模2358.7兆瓦，至2020年底国内已投运储能项目装机规模35.6吉瓦，以此为基础，国家发改委前不久发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年国内风光新型储能装机规模须增长30吉瓦的目标，相当于在现有3.27吉瓦风光储能装机规模的基础增长10倍。

市场力量应当是撬動储能规模持续放大的直接原因。分析发现，锂电池成本近六年下降71%，而且电池成本约占整个储能产品系统的60%，由此带动了储能成本年均下降10%至15%，且未来在技术因素的作用下还会继续下行。供给侧成本持续下降将为储能市场提供了长期动力，一方面是降低了风能与光能的发电成本，从而强化了装机动力，另一方面使得风电光电得以在“十四五”期间全面平价上网，从而刺激电网侧与用电侧对光电风电的需求。据权威机构测算，2021-2030年国内储能累计需求为3.9TWh（亿千瓦时），2030-2060年扩展至94TWh。

伴随着市场力量对储能驱动发挥重要作用的还是行政手段。目前全国有超20个省份纷纷出台储能配置的约束与鼓励政策，不仅明确了光电风电消纳的主体，划定了各主体的消纳责任权重，而且确定了配储比例，即将上网风光电项目与储能紧紧捆绑，配储比例范围为5%-20%，据此许多地方还确立了“十四五”期间储能设施按照容量不低于风光电装机10%的总目标。另外，在风能、光能集中的“三北”（西北、华北、东北）地区，地方政府还对新增储能设施投资进行财政补贴，从而有效地拉动了整个储能规模的扩展。

但不得不承认的是，采取强制性地储能并非长久之计，做大储能规模还需最大程度上发挥市场机制的决定性作用。一方面，要放大电力市场化交易的规模，允许新能源电站将电直接销售给配电公司或通过电网销售给终端用户，发电侧与电网侧形成竞争格局，从而增大新能源电站储能配备的主动权，根据市场需求及时充放电，并在用电高峰期能够赚取额外收益，以此调动更多的发电侧扩大储能。另一方面，要支持与鼓励储能通过绿证交易市场展开跨地区交易、大用户直接交易、发电权置换、调峰辅助服务市场交易，让储能方通过二级市场交易获得更多的收益，同时降低风光电稀缺地区储能成本居高的掣肘。再者，目前国内储能主要表现为集中式储能，而在分布式储能中，家庭储能占比较小，但除了发电侧之外，家用储能将是未来延展空间最大的市场，为此需要借助峰谷价差机制予以牵引，在用电侧倒逼出主动储能的力量。

还须正视的是，目前储能的度电成本大约为0.7元/Wh（千瓦时），比0.5元/Wh火电成本价高出不少，说明储电还不能与风光电一样实现平价上网，既然如此，电网侧与用电侧依然在短期内就很难对储能电产生较大的需求，从而反过来又会抑制储能脚步。对此，一方面，须以产业链的高速发展与结构优化比如增加电池循环次数、提高原材料的国产化程度来带动储能产品造价的下调，另一方面要通过提高发电利用小时数来降低储能度电成本。对于储电来说，只有自身完成了平价上网，才能真正实现了“风光储一体化”的平价上网，才能最终形成风电光电对标火电的实力，也才能让储能在碳达峰与碳中和的长旅中尽展风姿。

（作者系中国市场学会理事、经济学教授）