新能源+N：新型電力系統需要誰

煤電的輝煌時代正在遠去，中電聯公布的最新數據顯示，截至2021年3月，全國全口徑煤電裝機10.9億千瓦，占全國總裝機容量的比重已經從十年前的68%降低至48.8%。

在碳達峰、碳中和目標下，以煤電為主的電源結構正面臨大幅調整。風電、光伏發電呈現躍進之勢，核電借力零碳能源，尋求規模發展，氣電成為過渡時期的現實選擇，氫能有后來者居上的態勢，能源巨頭競相布局。以新能源為主的新型電力系統，對靈活性電源需求日益迫切，儲能產業整裝待發，只待政策利好。

以風電、光伏發電為主的新能源，已經成為全國僅次于煤電的第二大電源。在補貼激勵以及技術進步推動下，新能源發電成本迅速下降，已經具備與煤電同臺競爭的能力，但未來新能源進一步發展仍將受到經濟性與消納的約束。

而新能源越發展，圍繞煤電的爭議就越激烈，是否需要新增煤電、煤電如何退出；作為零碳電源的核電，如何在減碳目標下，實現規模化、批量化發展；啟停迅速、運行靈活但資源較少、無法擺脫碳排放、經濟性偏弱的氣電還有沒有“用武之地”；抽水蓄能、新型儲能等作為新型電力系統的重要支撐，在政策的加持下，能否最大限度發揮作用。

電源結構的調整并不僅是規模的此消彼長，而且是深層次利益格局的變遷。“雙碳”目標既已明確，如何在低碳轉型的路徑中準確尋找自身定位，是各類電源面臨的共同挑戰。電力市場建設正在穩步推進，全國統一碳市場建設指日可待，如何發揮市場配置資源的決定性作用，引導各類電源高質量發展，考驗著政策制定者的智慧與決心。

1、新能源

重任在肩，如何堪當

4月23日，中電聯公布了2021年一季度全國電力供需形勢分析預測報告，報告指出，預計到2021年底，全國非化石能源發電裝機規模及比重將有望首次超過煤電。

這是一個至關重要的轉折點，新能源發電裝機迅猛增加，煤電裝機所占比重逐年下降，以煤電為主的電源結構正面臨深刻變革。

中電聯公布的數據顯示，2021年一季度，全國全口徑非化石能源發電裝機容量10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重進一步降至48.8%。

預計到2021年底，全國發電裝機容量23.7億千瓦，其中，非化石能源發電裝機容量達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，非化石能源發電裝機規模和比重將超過煤電。

其中，風電和太陽能發電裝機容量占到全國總裝機容量的24.7%，新能源成為僅次于煤電的第二大電源，并且風電和太陽能發電裝機同比增長34.9%、24.0%，繼續保持高速增長。

為了實現碳達峰、碳中和目標，以風電、光伏發電為主的非化石能源的裝機規模還會進一步增加，并將成為未來能源增量的主體。

在清潔低碳轉型的賽道上，新能源一路高歌猛進。中央財經委員會第九次會議提出構建以新能源為主體的新型電力系統，進一步明確了新能源的定位。但這條賽道并非坦途，以新能源為主體的新型電力系統面臨著電力供應、電網安全和社會用能成本的嚴峻挑戰，新能源作為主角，將承擔更多責任，同時也更加需要合理的機制設計，實現各類電源公平參與市場。

電力系統靈活性不足

在2020年底召開的氣候雄心峰會上，中國承諾到2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。2020年底，全國風電、太陽能發電裝機為5.3億千瓦。按照12億千瓦的裝機目標，未來10年，中國年均風電和太陽能發電裝機規模要達到6700萬千瓦以上。

國家電網調度中心教授級高工裴哲義在第十屆儲能國際峰會上表示，新能源在冀北、甘肅、青海等地已經成為第一大電源，近20個省區新能源成為第二大電源，有的電網新能源滲透率超過40%，對電網運行的影響日益突出。

裴哲義指出，新能源高比例接入電力系統后，常規電源不僅要跟隨負荷變化，還要平衡新能源出力，大大增加了電網調節難度。他舉例稱，2018年3月，西部電網風電出力最大超過3000萬千瓦，最小200萬千瓦，日內最大波動超過1700萬千瓦，電網平衡變得十分困難。

部分省級電網負荷峰谷差正在逐年拉大。數據顯示，2019年春節期間，浙江電網用電負荷最高3465萬千瓦，最低1877萬千瓦，統調負荷平均峰谷差1039.6萬千瓦，平均峰谷差率為41.8%。江蘇電網峰谷差達到2463萬千瓦，比2018年的1600萬千瓦的差值多出近1000 萬千瓦，峰谷差率38.7%。

高比例可再生能源電力系統需要更強的調節能力，現階段電力系統調節能力不足是制約新能源消納的重要因素。

國家能源局電力安全監管司司長童光毅在一場學術研討會上表示，新能源出力與負荷在季節上呈反調峰特性，給消納帶來很大困難。而我國電力系統靈活調節能力還存在短板，抽蓄、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，火電調峰深度普遍不高，核電參與調峰的水平也與先進國家存在較大差距，系統整體調峰能力顯著不足。

國家電網有限公司總工程師陳國平在上述峰會中表示，新能源裝機增加，如果沒有足夠的儲能，其利用率將大幅下降，建設抽水蓄能和儲能對新能源高效利用具有重要作用。

經濟性是根本

在技術進步的推動下，風光的發電成本已經大幅下降，逐步實現平價上網，但未來仍然需要關注新能源消納的系統成本以及價格疏導機制。

中國人民大學應用經濟學院助理教授鄭?曾撰文指出，新能源發電的市場建設將關注點集中于發電側，把發電成本優勢當成了競爭優勢，而忽略了消納成本。更深層原因在于，我國大部分地區電力系統靈活性不足，無法適應高比例的清潔能源裝機，配套消納機制和市場建設還不健全。隨著新能源裝機規模快速增加，電力系統消納新能源電力的成本也逐漸增加，這將制約我國能源低碳轉型的進程。

4月24日，南方電網公司在廣州發布了《數字電網推動構建以新能源為主體的新型電力系統白皮書》（以下簡稱白皮書）。白皮書指出，構建新型電力系統需要統籌好新能源與電能供應經濟性的關系。新能源能量密度小、發電年利用小時數低，且大型能源基地通常遠離負荷中心，為保障高比例新能源并網消納、系統安全與可靠供電，總體上新型電力系統建設和運營成本將上升。

南方電網公司首席技術專家饒宏在接受采訪時表示，總體而言，構建以新能源為主體的新型電力系統沒有不可克服的技術障礙，關鍵在于確保安全可靠的前提下經濟上具有可行性。

有電力行業專家對eo表示，新能源剛剛實現平價上網，短期看用能成本是上升的，如果新能源發電成本能夠大幅低于常規電源，電源側就可以消化掉成本，如果技術進步不盡如人意，需要在用戶側進行疏導，那么終端電價就會上漲。

長期來看，還是要通過技術創新和機制創新保持電價不漲、少漲。“如果沒有經濟性約束，增加新能源裝機相對容易，但難點就在于如何不增加社會用能成本的同時增加裝機。”

上述專家表示，建設新型電力系統過程中存在著巨大的利益調整，只有通過電力市場才能有效地發現各類電源的價值，高效地配置資源。電力市場需要綜合考慮各類電源的投資回報機制，為投資主體提供決策參考。

2、煤電

轉型在即，誰可補位

盡管“十三五”期間，控制煤電發展的政策已陸續出臺，但在“十四五”的開局之年，煤電才迎來發展歷史上“最深刻的一擊”。

4月22日，國家主席習近平在出席領導人氣候峰會上發表重要講話，明確中國將嚴控煤電項目，“十四五”時期嚴控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。

煤電未來發展趨勢已定，但49.8%裝機容量、64%發電量占比的煤電如何轉型，如何把握退出節奏，電力系統如何過渡到少煤電甚至零煤電的未來，成為關注焦點。

壓力重重

能源系統轉型對實現碳達峰、碳中和目標至關重要，這是能源行業乃至全社會所達成的共識。

中國能源研究會副理事長周大地曾多次強調，全社會2060年前碳中和，能源系統需要更早實現零碳，電力系統甚至要在2040年至2045年就實現零碳。

裝機容量、占比和發電量“三高”的煤電，成為電力系統“雙碳”目標下重要的改革領域。自2012年以來，中國煤電裝機比重逐年下降，截至2020年，煤電裝機占比為49.8%。但隨著全社會用電需求的上漲，煤電裝機容量實際呈上升趨勢，截至2020年底，煤電裝機容量為10.95億千瓦。

周大地以碳中和目標倒推，指出未來中國煤電裝機容量峰值為11億-13億千瓦，產能增長空間有限。

對于傳統化石能源如何逐步退出當前電力系統，周大地在接受eo采訪時表示：“首先是不要盲目建設新的火電，包括所謂的燃氣調峰電廠，都要慎重，特別是煤電。”在周大地看來，“十四五”期間化石能源一旦上沖得越高，未來下降的壓力越大。

與該觀點相近的，北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目副主任康俊杰告訴eo：“如果繼續增加煤電裝機，這部分機組要到2055年甚至2060年以后才能退出，這將增加實現碳中和路徑中煤電的退出難度。”

不過康俊杰更傾向從總量上對煤電進行控制，他認為全國煤電裝機應做到有增有減，而不是完全不增加。“對于三北地區的跨區域輸電，確實需要新建一些煤電項目為可再生能源并網服務，湖北、湖南等局部缺電地區，上一臺煤電機組也未嘗不可。”他表示。

不建設或少建設煤電會不會造成缺電等電力系統安全問題，成為行業擔心的重點。

根據電力行業從業人員陳愚此前的分析，浙江新增電量供應存在嚴重不足的情況，預計“十四五”初開始缺電，而云南大規模上馬高耗能產業，則可能影響其送電端省份電力供應可靠性，建議在江浙粵區域籌備一批煤電前期項目。

而國網能源研究院能源規劃所主任工程師張富強則透露，根據此前的研究，煤電峰值規模應該在12.5億-14億千瓦。他指出，如果未來沒有顛覆性的技術投入實際應用，煤電仍然要維持一定規模。

在接受記者采訪時，國家能源局局長章建華就如何正確認識與處理好減污降碳和能源安全的關系表示：“從能源安全的角度，能源結構和系統形態將面臨巨大變革，短期內需要承受轉型與變革的陣痛，但從長遠來看，堅定不移走生態優先、綠色低碳的高質量發展道路，逐步減少對化石能源依賴，才能實現我國能源本質安全。”

除了電力系統發展目標的制約，煤電發展也承受著燃料成本和產能帶來的雙重壓力。

“十三五”期間，供給側改革的開展中，煤炭去產能成果顯著，與之相對，煤價上漲，煤企營收水平回升。在煤炭供應總體偏緊的情況下，一旦遇上煤礦項目推進不及時的情況，煤炭現貨價格迅速攀升。據有媒體報道，2020年下半年以來，電煤總體價格連創新高，2021年一季度，電煤價格不僅歷經先猛漲、再回落的大幅震蕩，還罕見地出現傳統淡季非理性上漲的現象。

對此，中國電力企業聯合會建議應加大先進煤炭產能的釋放力度，充分發揮進口煤的補充作用，引導市場電煤價格回歸綠色區間。

角色轉變

重壓之下，煤電在電力系統中所扮演的角色將發生怎樣的變化？

在過去長時間里，煤電一直扮演電力系統中的“基荷電源”，能夠穩定輸出為電網提供“托底”功能。隨著可再生能源的大力發展，煤電在不少新能源基地與風、光捆綁外送，而在用電峰谷差較大的區域也承擔調峰作用。

到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量有望達到12億千瓦以上。章建華表示，12億千瓦以上的新能源并網對電力系統調峰能力提出了較高的要求，要全面實施火電機組靈活性改造，因地制宜發展天然氣調峰電站，加快抽水蓄能電站建設和新型儲能研發應用，增強系統靈活調節能力，提高新能源消納和存儲能力。

部分專家認為，煤電的調峰功能應更多考慮存量煤電改造，而非通過新建煤電來實現。

“對存量煤電進行靈活性改造，持續增加抽水蓄能和儲能，再加上3.8億千瓦的水電，足以支撐可再生能源的發展。”康俊杰分析。他指出，天然氣發電調峰效率更高，相比新增煤電機組更具優勢。

周大地則認為，可再生能源外送基地也應該自主解決穩定供電和調峰問題，但不能因為可再生能源發展得快，火電也就配套增加。“保障電力安全穩定運行一定要走新路，通過儲能，用電側響應，提高電力電子技術應用范圍和水平等等新的途徑，解決支持高比例可再生能源發展的運行新問題。”

另外，需求側響應也將壓縮煤電的調峰空間。

全國兩會期間，全國政協委員、南方電網公司總經理曹志安提交了關于打造發展新模式，大力提升電力需求側響應效能的提案。根據預測，預計到“十四五”末，南方電網峰谷差將超1億千瓦，新能源發電裝機接近2.7億千瓦，對電力系統安全運行提出了極大挑戰。為此，曹志安建議大力推進電力需求側響應效能提升，有效縮小電力負荷峰谷差，提高電力系統運行效率，促進清潔能源足額消納，保障電力系統安全經濟運行。

顯然，長遠看，調峰只能為煤電爭取部分存量的生存空間。

章建華引用有關研究機構初步測算的數據表示，到2060年，中國非化石能源發電量占比將由目前的34%左右提高到90%以上。這意味著，到2060年，煤電發電量占比將由目前的64%降至10%以內，相應的，單個煤電機組發電利用小時數將遠遠低于現有水平。

這些煤電機組將是怎樣的生存形態，能源行業已開始探索。成為有效備用容量，是其中較為重要的方式。

新能源出力具有間歇性、波動性，其大規模接入給電力系統穩定和能源安全帶來了新挑戰，系統需要儲備有效容量來應對風險。以歐盟28國為例，其在可再生能源裝機量大的情況下，仍保持傳統電源容量與最大負荷相當，作為有效備用容量的來源。

在北京華能熱電有限公司楊耀攀看來，在現有技術經濟條件下，火電是唯一可行的備用電源選擇。“電力系統并非只需要旋轉備用一種備用，為了保證連續可靠供電電網，需要年度、季度、月度、日、旋轉備用五個維度的備用，五個維度的備用缺一不可，否則就會出現相應維度上的可靠性問題，目前只有火電機組能夠經濟地提供上述五個維度的備用。”

2020年，全國多個省份已就建立煤電容量補償機制提出研究，旨在提供指導電力容量投資的價格信號，引導合理投資來滿足電力系統對裝機容量的需求。

不盲目擴大裝機容量、降低發電量、擔任備用容量，煤電未來發展路徑已可一窺。

2021年4月，國家能源局印發《2021年全國能源工作指導意見》，指出將加強電力應急調峰能力建設。“積極推進以新能源為主體的新型電力系統建設，推動北京、上海、天津、重慶、廣州、深圳等試點城市堅強局部電網建設，加強應急備用和調峰電源能力建設。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，加快推動對30萬千瓦級和部分60萬千瓦級燃煤機組靈活性改造。”

3、核電

零碳定位，尋求規模

隨著電力系統轉型，未來煤電發電量份額將由清潔零碳的發電品種填補。此前，由于出力穩定，核電一直被視為重要的基荷電源選擇。

中國核工業集團有限公司副總經理曹述棟認為，當前，可再生能源開發成本快速走低，規模發展迅速，但因靜穩天氣、晝夜變換等原因造成的可再生能源發電存在間歇性和發電效率低等問題仍無法解決，迫切需要穩定的基荷電源支撐大比例可再生能源接入電網，保障電網安全穩定運行。“核電運行穩定、可靠、換料周期長，適于承擔電網基本負荷及必要的負荷跟蹤，可大規模替代化石能源作為基荷電源。”

中國核能行業協會報道指出，中國自主三代核電有望按照6-8臺核準節奏，實現規模化、批量化發展。

乍一看核電發展前景明亮，但目前中國核電裝機容量為5104萬千瓦，裝機占比僅占2.29%，在外部環境上，面臨著布局的不平衡和體制的制約，在內部挑戰上，成本是核電急需解決的問題。

目前，中國在運和在建的商用核電站都位于東部沿海地區。在周大地看來，核電建設多的省份，享受到清潔能源帶來的好處。以福建為例，清潔能源裝機3509萬千瓦，占全省裝機容量的55.1%，其中在運核電9臺，裝機容量986萬千瓦，發電量為652.55億千瓦時，占比超過福建省清潔能源發電量的一半。與之相對，中部地區的核電項目仍為零。

目前國內控股核電項目的有4家能源央企，核電站由控股企業的分子公司運營，而非采用運營外包的模式。一名能源央企高管在接受eo采訪時表示，其所在企業具備核電控股資質，同時擁有在運煤電廠，而目前大部分在運煤電機組為30萬、40萬千瓦類型，未來核電小型堆可以對合適的煤電機組進行替換。“核電項目多需要人員在現場，可以一部分解決煤電廠退役帶來的員工就業問題。”他說。

一名行業人士告訴eo，其所在能源央企尚未具備核電控股資質，在缺乏可靠清潔能源選項的情況下，集團新的投資集中在可再生能源項目。

一名能源規劃領域專家則認為，煤電和核電的安全管理不同，核電門檻更高，沒必要所有的電力企業都控股核電項目。

盡管在“一廠一價”時代結束后，核電上網電價不高于當地煤電標桿上網電價，核電經濟性有了氣色，但三代核電技術由于首堆應用，工期長、造價高，幾個示范項目的電價則高于煤電。經濟性成為制約核電發展的關鍵一環。

周大地告訴eo，在提高經濟性方面，核電應該考慮標準化制造。他指出：“現在國內不同的堆型太多了，科研成本、制造成本、建設成本等都太高，應該重點選擇少數堆型發展，不限制只有一種，但也不能所有都試一遍。”

4、氣電

現實選擇，不可或缺

2021年以來，有關煤電、新能源、儲能的發展與討論不絕于耳，與此形成鮮明對比的是，在這輪新型電力系統建設討論中，無論是國家政策層面，還是產業組織層面，氣電的可見度均較低。《2021年全國能源工作指導意見》提及了抽水蓄能、新型儲能及火電的靈活性改造，但未提及氣電的發展。

有氣電行業人士直言，當前國家構建的以新能源為主體的新型電力系統中，氣電行業整體處于較迷茫狀態。“當前，國家把氣電行業統計并入火電，但是氣電具有清潔低碳、快速啟停的特點，應該在新型電力系統中擁有姓名。”

不過，自雙碳目標明確以來，低碳的氣電是否屬于清潔電源，也存在一定爭議。也有觀點認為，在未來電力有保障之后，以化石能源為原料的氣電就不能算作清潔能源。

廣東省技術經濟發展研究中心副所長鐘式玉認為，在新型電力系統的構建中，氣電仍不可或缺，還有較大的增長空間，主要原因包括：天然氣燃料相對清潔，符合綠色低碳方向；氣電具有啟停迅速、運行靈活、適合調峰等特點，契合可再生能源發電具有間歇性、隨機性和反調節特性的調峰需求；在碳達峰、碳中和的目標引領下，氣電是局部地區保障能源電力安全的重要支撐電源；隨著天然氣產供儲銷體系、開放競爭性市場體系的逐步健全完善，以及科技創新驅動下，天然氣成本下降、氣源供應更加安全和燃機技術自主創新水平提高，氣電的技術經濟性將顯著提升。

全球能源互聯網發展合作組織3月份發布的《中國2060年前碳達峰研究報告》認為，氣電的定位主要作為調峰電源，80%以上裝機將布局在東中部地區。預計，2030年、2050年、2060年國內氣電的裝機規模分別為1.9億千瓦、3.3億千瓦和3.2億千瓦。

公開信息顯示，2021年1月18日，伴隨著東莞深能樟洋電力公司擴建項目首套機組168小時滿負荷試運的順利結束，國內氣電裝機容量突破1億千瓦，氣電裝機在我國發電總裝機容量中占比約4.5%。與氣電裝機緩慢增長形成鮮明對比的是，2020年中國的風電、光伏的新增裝機總量就突破了1.2億千瓦。

“氣電三十年，干不過新能源一年。”有從事燃氣發電的人士感嘆道。

目前，能源行業普遍預計，“十四五”期間，電力需求仍會持續剛性增長，以電動汽車、5G及數據中心、智能家居為代表的新產業、新業態將成為用電增長的新動能。4月22日，我國在“領導人氣候峰會”上提出，中國將嚴控煤電項目，“十四五”時期嚴控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。《2021年全國能源工作指導意見》提出從嚴控制東部地區、大氣污染防治重點地區新增煤電裝機規模，適度合理布局支撐性煤電。

有業內人士分析認為，以廣東為代表的東部沿海省份新上煤電越來越困難，而在新能源成本尚未大幅下降的過渡期內，發展氣電仍是現實的選擇。

2021年年初開始征求意見的《廣東省能源發展“十四五”規劃（征求意見稿）》提到，截至2020年底，廣東省內氣電裝機約為2800萬千瓦，考慮調峰需求和建設條件，初步規劃“十四五”期間，廣東的新增天然氣發電裝機容量約為1900萬千瓦，這一裝機規模在各類電源規劃中位列前位。

2021年2月，浙江省發布的《浙江省能源發展“十四五”規劃（征求意見稿）》提出，“十四五”迎峰度夏期間可預見的電力缺口高達千萬千瓦級，能源供求持續緊平衡狀態。“十四五”期間，浙江要積極推進天然氣發電。

3月31日，浙江省發改委和能源局下發的《2021年度浙江省電力電量平衡方案》顯示，2021年氣電的預計增發電量在所有的電源中最大。上述平衡方案預測，正常氣候條件下，2021年浙江全省全社會用電量為5192億千瓦時，同比增長7.5%。浙江計劃2021年安排外購電量1840億千瓦時，比2020年增加53億千瓦時；統調水電和核電發電量253億千瓦時，比2020年增加10億千瓦時；統調風電、光伏暫按47億千瓦時參與平衡，比2020年增加6億千瓦時；省統調天然氣機組發電量275億千瓦時，比2020年增加119億千瓦時，地方電廠發電量按616億千瓦時參與平衡，比2020年增加30億千瓦時，統調燃煤機組承擔保供兜底，安排發電量2045億千瓦時，全省電量供需總體平衡。

“脆弱”是氣電從業者經常用于描述氣電發展的用詞。天然氣價格高、天然氣供應不穩定、對外依存度高等仍是制約氣電發展的主要因素，與此同時，地方及國家持續推進的降低終端用能成本，一些地方下調天然氣發電上網電價進一步限制了氣電的盈利空間。

此外，燃氣輪機的燃燒器、透平葉片等熱部件基本依靠進口，核心部件的更換維護基本上依賴國外制造廠商，造成燃機的運行維護成本偏高等均是制約因素。同時，為了保障氣電的盈利性，不少企業在新建氣電項目時，傾向于熱電聯產的模式，從而進一步拖累了氣電的靈活性。

“‘十四五’，我們還是會在東部地區新投一些氣電項目，至少現在來看，氣電在新型電力系統中能有所擔當。”有發電企業人士說道。

5、新型儲能

利好加持，仍待政策歸位

“加強調峰能力建設，提升系統靈活性是解決新能源發展問題，提高新能源開發和利用效益的關鍵。”中國工程院院士湯廣福在2020年12月底召開的中國能源電力“十三五”成就與“十四五”展望專題活動中說道。湯廣福介紹，目前歐美很多發達國家的能源轉型都是以約30%的靈活電源作為基礎支撐，目前我國靈活性電源的比例仍舊過低。

《2021年全國能源工作指導意見》提出，積極推進以新能源為主體的新型電力系統建設，推動北京、上海、天津、重慶、廣州、深圳等試點城市堅強局部電網建設，加強應急備用和調峰電源能力建設。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，加快推動對30萬千瓦級和部分60萬千瓦級燃煤機組靈活性改造。開展全國新一輪抽水蓄能中長期規劃，加快長龍山、荒溝等抽水蓄能電站建成投產，推進泰順、奉新等抽水蓄能電站核準開工建設。穩步有序推進儲能項目試驗示范。

除了對火電進行靈活性改造，發展抽水蓄能和新型儲能，建設調峰天然氣發電站，加強電力需求側管理等都是提升電力系統靈活性的重要手段。

對于全國應該配置多少抽水蓄能、氣電、儲能等靈活性電源，參照什么標準來配置，受采訪的眾多業內人士表示，目前行業尚未有定論與標準。

另外，由于全國各地電力供應及需求情況差異較大，未來無論是儲能、氣電還是抽水蓄能亦或是氫能等都要結合各地實際情況充分發揮其比較優勢，從而在新型電力系統中找到相應合適的位置。與此同時，圍繞新型能源系統建設的過程中，相關的風險及成本如何共擔是無法回避的議題。

近段時間，儲能成為國家能源局局長章建華的重點調研領域。4月7日至10日章建華帶隊赴湖北、湖南兩省調研，其中包括深入電池儲能電站等實地考察新型電力系統建設情況。4月16日，章建華又率隊到福建晉江儲能電站調研，并表示“碳達峰、碳中和”的目標下，風電、光伏發電將快速發展，而儲能是解決風電、光伏發電不穩定性、間歇性，增強能源系統供應安全性、靈活性的重要手段。

碳中和的背景下，儲能行業迎來了發展的“風口”，2021年4月舉辦的第十屆儲能國際峰會熱鬧非凡。行業人氣飆升的同時，國家產業政策持續加持。4月21日，國家發展改革委和國家能源局發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》），面向社會公開征求意見。

在《征求意見稿》中，國家主管部門第一次明確新型儲能的發展目標，即到2025年新型儲能裝機規模達到3000萬千瓦以上，由此將以電化學為代表的新型儲能推向了快速發展的新賽道，不少金融機構稱之為萬億級儲能市場來臨的前夜。

中國能源研究會儲能專委會、中關村儲能產業技術聯盟4月下旬發布的《儲能產業研究白皮書2021》顯示，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模3560萬千瓦，其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為3179萬千瓦；電化學儲能的累計裝機規模位列第二，為326.9萬千瓦，在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為290.2萬千瓦。

不過，當前儲能行業發展面臨的最大問題仍然是缺乏成熟的商業模式。

有儲能從業人士介紹，儲能行業發展的十余年，商業模式一直都較為模糊，但是市場一直在拓展儲能的應用邊界及盈利模式。目前來看，儲能的商業模式包括在用戶側的峰谷電價差套利；通過參與調峰調峰輔助服務獲得收益；配套新能源電站；或由電網租賃等模式。

上述人士介紹，2015年前后，其所在的公司開始在用戶側進行儲能商業運營模式探索研究。考慮到江蘇的峰谷電價差較高，當時優選了一家條件較好的大工業用戶進行示范實驗，但由于彼時電池成本仍舊較高，結果不甚理想，難以滿足企業投資回報要求。

此后，伴隨著全國輔助服務市場化進程的推進，輔助調頻儲能機會開始顯現。2017年11月，國家能源局發布了《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機制。此后，各區域能監局及地方能監辦紛紛出臺輔助服務市場交易規則及運營細則，由此給儲能配置在火電廠輔助調頻創造了新的運用場景。

不過，該業內人士告訴記者，火電廠配置儲能調頻項目收益尚可，但由于政策的變化性，調頻服務收益也在調整。“總體而言，給火電廠調頻并不是一個很大的市場。”

新能源配備儲能成為近幾年來儲能應用的主要場景。2017年，青海省發改委發布的《2017年度風電開發建設方案》中提出，列入2017年度風電開發建設方案的43個項目按照建設規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模0.33GW，此后各地政策開始跟進。2020年，全國包括江西、安徽、內蒙古、湖南等18省出臺鼓勵支持新能源項目配置儲能政策文件。2021年開年至今，山西、寧夏、青海、內蒙古、貴州等多個地方發布了新能源配置儲能方案要求“十四五”期間新能源配置儲能設施，配置比例在5%、10%、20%不等。

廣州智光儲能科技有限公司副總經理肖時輝告訴eo記者，近兩年來，該公司的儲能項目主要集中在新能源電站，而2021年以來，在雙碳目標加持下，該公司一季度的儲能項目合同量與去年合同總量相當。

“儲能市場明顯感覺火了起來。”

不過，盡管市場有所起色，儲能的商業盈利模式仍未完全清晰。目前，各地發文要求新能源電站配置儲能，使得新能源業主企業更注重價格成本而不是技術。肖時輝認為，當前低價中標的游戲規則對于儲能的技術突破缺乏激勵，從而造成了劣幣驅逐良幣的現象。

《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》對于儲能行業呼吁的價格機制也有所回應。《征求意見稿》提出，健全新型儲能價格機制：建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

此外，安全、可靠性也是目前制約儲能行業發展的重要方面。4月17日北京大紅門集美儲能電站火災事故，敲響了行業安全的警鐘，儲能行業相關的標準體系還待建立及完善。

6、抽水蓄能

迫在眉睫，中長期規劃啟動

作為當前技術最成熟、功能最齊全、經濟性最好的安全調節電源，抽水蓄能電站在話題熱度上遠不及電化學儲能，但在新型電力系統的構建中，抽蓄不可缺席。近段時間，國家能源局也對抽水蓄能展開調研。

國內的抽水蓄能電站經歷了數十年的起伏發展階段，曾給行業留下了進展緩慢的印象。但隨著國家“雙碳”目標的明確，在構建以新能源為主體的新型電力系統中，抽水蓄能的建設也步入了快車道。

國家“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要指出，要構建現代能源體系，加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規模化應用。

國家電網披露，“十四五”期間將積極推動抽水蓄能電站科學布局、多開多投，力爭在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工2000萬千瓦以上裝機、1000億元以上投資規模的抽水蓄能電站，并向社會開放國家電網擬建抽水蓄能項目，到2025年，國網經營區抽水蓄能裝機超過5000萬千瓦。

南方電網則計劃到2030年南方五省區抽水蓄能裝機將達2000萬千瓦。

過去多年來，電價疏導機制不明確是制約抽蓄發展的主要因素。據南方電網調峰調頻公司相關負責人介紹，2014年，國家發展改革委下發了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，明確了在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，其中容量電價按照固定成本加準許收益的原則核定，電量電價主要彌補電站抽發損耗，容量電費和抽發損耗納入電網運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。

但隨著輸配電價改革，2016年，國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，明確提出抽水蓄能電站不得納入輸配電有效資產。2019年，國家發展改革委發布了《輸配電定價成本監審辦法》，將抽蓄電站的資產、成本費用剔除在有效資產和定價輸配電成本的范圍，電網企業按要求將抽蓄電站容量費（或租賃費）列入購電成本核算。因此，新投產和已投產尚未疏導的抽水蓄能電站面臨電費不能正常結算的困局。

上述成本疏導問題迎來了轉機。2021年5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）（下稱《意見》），進一步完善抽蓄電價的疏導機制。《意見》指出，以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，強化與電力市場建設發展的銜接。

公開信息顯示，4月22日，湖北黃岡白蓮河示范區混合抽水蓄能電站項目、宜昌秭歸羅家抽水蓄能電站項目、襄陽保康縣毛兒嶺抽水蓄能電站項目、咸寧通山縣洪港抽水蓄能電站項目4個抽水蓄能電站項目開發建設合作意向簽約儀式在黃岡白蓮河舉行。上述4個抽水蓄能電站規劃裝機總規模約640萬千瓦，總投資超過400億元。

國家能源局監管總監李冶近日透露，預計到2025年，全國在運抽蓄的裝機總規模將達到6200萬千瓦。中國水電工程學會調峰與抽水蓄能專委會秘書長郝榮國則預計，“十四五”期間抽水蓄能年度投產規模約500萬-600萬千瓦，五年內新開工規模在3000萬-4000萬千瓦。

隨著政策利好，2021年以來，部分地區抽水蓄能電站出現“跑馬圈地”現象。據悉，個別地區，地方政府和企業繞開國家統一規劃，提前開展前期投入，“搶占”抽蓄電站站址資源，由此可能造成抽水蓄能電站的無序開發，并出現與電網需求不匹配等問題，從而導致社會資源的浪費。

4月22日，國家能源局發布的《2021年全國能源工作指導意見》提出，要開展全國新一輪抽水蓄能中長期規劃，加快長龍山、荒溝等抽水蓄能電站建成投產，推進泰煩、奉新等抽水蓄能電站核準開工建設。

7、氫能

巨頭布局，競相逐鹿

當前，氫能正在打破能源品種的界限，成為各能源企業爭奪的新興能源戰略高點。

4月13日，中石化與隆基股份在北京簽署了戰略合作協議，由此掀開了油氣公司巨頭與民營光伏巨頭跨能源品種之間的合作，重要落點在于發展氫能。中石化把氫能作為公司新能源業務的主要方向，并計劃打造“中國第一大氫能公司”。隆基則是光伏領域的龍頭企業，伴隨著光伏度電成本快速下降，低成本的光伏制氫預期成為雙方合作的基礎。

4月17日，中國石化集團董事長兼黨組書記張玉卓、隆基股份總裁李振國又共同亮相央視《對話》特別節目——《碳中和倒計時：氫能之熱》。

近兩年來，伴隨著氫能的大熱，新能源制氫也進入了探索階段。新能源制氫有利于清潔能源消納，將棄風棄光等可再生能源電力以氫能的形式存儲下來，以解決電力供需的大規模季節性不平衡問題，助力新型電力系統的調峰問題。

中科院院士歐陽明高在第十屆儲能國際峰會上表示，氫能是集中式可再生能源大規模長周期儲存的最佳途徑。他認為，隨著風光發電成本的降低，制氫儲能的優勢更加凸顯，并且特高壓輸電線路是我國綠氫輸送的優勢通道。

近期發布的《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》預測，2030年我國可再生能源制氫有望實現平價。

除了可再生能源制氫，化石能源重整制氫、電解水制氫也是目前相對成熟的技術路線。根據白皮書，煤制氫是成本最低的制氫方式，以煤氣化技術為例，每小時產能為54萬方合成氣的裝置，在原料煤（6000千卡，含碳量80%以上）價格600元/噸的情況下，制氫成本約為8.85元/公斤。天然氣制氫技術中，天然氣原料占制氫成本的比重達到70%以上，因此天然氣價格是制氫價格的決定性因素。

目前，氫能的利用主要集中在交通領域，氫燃料電池車成為重要的攻堅方向。而美國正在新建首個氫氣發電站，該電站位于俄亥俄州，為裝機容量485MW聯合循環電站，電站使用的渦輪機被設計成能夠使用80%的天然氣和20%的氫氣。經過調整，該電站未來可以實現燃燒100%氫氣，計劃于2021年11月啟動運營。

不少業內人士預計，氫電這一新型電源品種將有望出現。據《中國2060年前碳達峰研究報告》分析，氫電將在未來主要作為調峰電源，2050年、2060年氫電的裝機可能達到1億千瓦、2億千瓦。

目前來看，除了氫電，地熱發電、生物質發電等都是未來新型電力系統下的有機組成部分。國家能源局數據顯示，截至2020年底，國內生物質發電2952萬千瓦，連續3年穩居全球首位。4月14日，國家能源局綜合司發布了《關于促進地熱能開發利用的若干意見（征求意見稿）》，提出穩妥推進地熱能發電示范項目建設。

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