帕布莉卡什么是碳中和？
为什么要耗时40年之久？
实现碳中和，对我们每个人来说到底意味着什么？
大到跨国贸易，小到细胞呼吸，碳排放无处不在，与我们息息相关。气候变化可能是人类有史以来面临的最大威胁，任何一个个体都无法逃避全球变暖的现实。
为应对这一巨大挑战，各国正在开展一场史无前例的大规模合作行动。基于此，我国提出“30•60”双碳目标（2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和）对全球减排的战略意义重大。
安永碳中和课题组联合机械工业出版社华章公司召集能源、工业、建筑、金融等领域多名专家，将多年积累的丰富行业实践经验凝聚编写成《一本书读懂碳中和》一书，聚焦碳中和的实施背景、关键要素、行业转变路径及机遇，巧妙地把碳中和的实现方式与实践场景融合，全方位阐释了碳中和的内涵及其行动路线图。
本文摘编整理自《一本书读懂碳中和》一书的第三章，相关内容参考：社会科学文献出版社2021年3月出版，中国社会科学院数量经济与技术经济研究所“能源转型与能源安全研究”课题组编著的《中国能源转型：走向碳中和》一书，书中的相关图表进行了删减，文中引用数据与国家能源局网站公布的相关数据进行过初核，版权归原作者所有，摘编整理的目的在于传递更多信息，并不代表笔者赞同其观点和对其真实性负责。
对于我国电力行业，你需要先知道这样一个数字：63.9%！
这是2019年我国煤电发电量占总发电量的比重。我国煤电占比之所以如此之高，是由我国资源禀赋决定的，我国煤炭资源丰富、价格低，发电稳定，且前期投入少，对地理环境要求也不高。但是煤电污染严重，二氧化碳排放量大，如果继续保持煤电的主导地位，将极大阻碍我国碳中和愿景的实现。因此改变这一现状至关重要，但是将如此巨大的一个数字在未来40年内降到近乎0是一项极为艰巨的挑战，需要付出相当大的努力，电力碳中和道阻且长。
一、发展可再生能源发电
你知道你使用的1度火电会产生多少碳吗？
这些碳又需要多少棵树才能吸收？
2019年的数据显示，1度火电会排放约838克二氧化碳，而1棵普通的树平均每天能吸收5023克二氧化碳。根据2019年我国火电发电量计算，5.22万亿度电将排放约43.74亿吨二氧化碳，也就是需要大约24亿棵树花费1年的时间才能将这些二氧化碳全部吸收完。因此，植树造林只是杯水车薪，无法解决根本问题，大力发展不会产生碳排放的可再生能源来替代传统火电才是一条标本兼治的可持续之路。
（一）可再生能源是什么
能源按属性可分为可再生能源和非可再生能源。可再生能源指的是可以重新利用或者在短时间内可以再生的自然资源。发电用的可再生能源主要为太阳能、风能、水能、生物质能等，即太阳能发电、风电、水电、生物质发电等。
相反地，非可再生能源指随着人类的开发利用，在很长的一段时间内不能再生的自然资源。发电用的非可再生能源主要为煤炭、天然气和核能，即煤电、气电、核电。
从2020年我国发电装机容量看，火电（煤电、气电等）仍占绝对主导地位，其次是水电、风电、太阳能发电、核电、生物质发电，可再生能源发电尚未有效发挥其天然优势。
火电是通过火力发电厂将煤、石油等化石燃料的化学能转化为电能。煤电是火电的主体，但是传统的燃煤装机能耗高、污染重，生产过程中产生的大量废渣、废气造成了一系列环境污染和破坏，同时也是我国二氧化碳排放量大的主要原因。气电指使用天然气或者其他可燃气体发电，我国气电项目多为调峰电站和热电联产。相较于风电、太阳能发电的迅猛发展，天然气发电在我国发展较为缓慢，气电比重仍处于较低水平。天然气属于灵活性最好的发电能源之一。天然气调峰电站是一种“缺电时才工作，其他时间休息”且低碳清洁的优质调峰项目，是保障电力系统安全稳定运行的重要一环。
水电是水能利用的一种重要方式，一般有大坝式水力发电、抽水蓄能式水力发电、川流式水力发电、潮汐发电四种类型，世界上最大的水电站就是我国的三峡水电站。我国是全球水资源最丰富的国家，2019年我国水电累计装机容量位于世界第一。水电具有在运行中不消耗燃料，发电成本、运行管理费比煤电低的特点。此外，水电工程还具有防洪、灌溉、供水、航运、旅游等综合利用效益，因此水电发展十分重要。
风电分为陆上风电和海上风电。我国风力资源十分丰富，主要集中在东北和西北地区、青藏地区西北部以及东南沿海地区。可开发利用的风能储量为10亿千瓦。风电是环保能源中技术最为成熟的一类，也是目前成本最低的环保发电方式。
太阳能发电分为光伏发电和光热发电，目前我国提到的太阳能发电一般指光伏发电，其技术也较为成熟。光伏发电主要有集中式和分布式两种，集中式大型并网光伏电站是集中建设的大型光伏电站，直接并入公共电网，通过高压输电系统提供远距离负荷；分布式光伏发电主要利用分散的太阳能资源，因地制宜布置在用户附近，就近解决用户的用电问题，同时可将余量并入电网。我国拥有丰富的太阳能资源，主要集中在西北地区，年日照时间在2200小时以上的土地面积占全国土地面积的2/3。目前我国光伏产业链位居全球领先地位，累计光伏装机规模排名全球第一。
核电也称核能发电，是利用铀原子核裂变时释放出的热能浇水产生的蒸汽推动蒸汽轮机进行发电。核能是一种具有高能量密度和高稳定性的清洁能源。
生物质发电主要包括利用农林废弃物直接燃烧或气化发电、垃圾焚烧或填埋气化发电和沼气发电。生物质发电虽然不是主要的发电方式，但是它能够在提高电网灵活性方面发挥作用。我国生物质资源较为丰富，但目前生物质发电的经济性较差。
（二）我国发电侧现状与未来展望
1.发电侧碳排放形势十分严峻
从电力生产角度看，近年来，随着风能、太阳能等新能源快速发展，我国可再生能源发电装机占比越来越高，以煤电为主导的发电结构进一步优化。截至2020年底，我国发电装机总容量为22亿千瓦，其中火电装机达12.5亿千瓦，煤电装机就有10.95亿千瓦，占22亿千瓦总装机容量的49.8%左右，历史性进入50%以内。
2.2060年，发电侧的“零碳”未来
据预测，2060年我国全社会用电量将达到17万亿千瓦时，用电量急剧增长主要是由于电力在工业部门的大规模应用、道路运输和建筑中大规模的电气化。在大规模电气化的趋势下，如果仍维持当前以火电为主的发电结构，来自电力行业的碳排放量将超过目前的两倍，严重阻碍我国碳中和愿景的实现，因此快速发展可再生能源发电技术至关重要。
未来我国发电装机以清洁能源装机为主，据预测，到2050年我国清洁能源装机占比将达92%，其中光伏发电和风电装机占比超过75%，煤电装机占比达4%。到2060年清洁能源装机占比将上升到96%，光伏发电和风电装机占比可达近80%，除调峰功能外的煤电装机基本退出。
为实现“30·60”目标，需快速发展以风电、光伏发电为主的可再生能源发电技术，发挥水电的基础保障作用，减少对火电的依赖，逐步淘汰落后产能煤电，安全发展核电，通过发展抽水蓄能、气电等技术提升电网灵活性，以满足用电需求。
（三）发电侧“脱碳”行动指南：如何把握机遇，赢在未来
1.推进陆上风电外送，加强海上风电技术研发
我国风力资源十分丰富，近年来也在大力倡导和开展陆上风电与海上风电的建设，但是随着大规模的风电建设，风电的并网和消纳问题也日益凸显，我国风电发展仍存在一些限制因素。
第一，风电属于电源项目，必须集中在“三北”等风力资源丰富地区，而电源的送出和消纳必须依托电网的规划，如果电网规划不到当地，就相当于白白浪费了风电资源，因此风电消纳仍是一项重要挑战。
第二，风电站开发的规划、选址、用材施工等都要符合生态环境标准，需要避让工业建筑和农村基础设施，符合噪声标准等。
第三，集中式风电机组投资较大、运维技术要求高，对投资人自身实力的要求较高。
第四，分散式机组规模经济效益不大，小型企业融资难，大型企业投资意愿又不强。
第五，风电面临着国家补贴即将退出的巨大压力，2019年5月国家发展改革委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确2021年新核准的陆上风电项目全部平价上网，国家不再补贴。新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，2022年以后海上风电全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
考虑到我国风能资源分布情况以及目前风电发展的限制因素，未来，应大力开展“三北”地区大型风电基地、东南沿海海上风电基地和东中部分散式风电建设。同时，通过建设大电网，利用特高压输电线路输出电力，进一步解决大规模风电开发面临的外送和并网消纳问题，减少“弃风”现象。
为推动我国风电发展，在政策方面，要建立并健全后平价时期风电开发、建设和运行的有关政策，保障企业收益，推动我国风电产业持续健康发展。以海上风电为例，海上风电可以从规模化连片开发、研究具有成本竞争性的机组、利用“大云物智移”等技术提升智能化水平、融合运维等方向出发度过平价时期。在技术方面，要进一步推进风电技术进步和产业升级，加大风电主轴承、叶片材料、IGBT（绝缘栅双极型晶体管）等关键零部件制造技术投入，降低海上风电成本。在风电消纳方面，要加快特高压跨区输电通道建设，增强风电消纳能力，同时还要加快建立全国电力市场风电消纳机制，促进风电的有效利用。
2.推进光伏发电产业发展，持续降低光伏发电成本
我国在自然资源、产业产能、技术成本方面，均具备发展光伏发电的优秀能力。但是在高速发展光伏发电的同时，也要考虑到当前面临的几个限制性因素。
首先，同风电一样，并网消纳问题同样也是制约光伏发电大规模发展的主要瓶颈之一，尽管近年来我国光伏消纳形势有所好转，弃电率得到有效控制。但随着光伏发电大规模发展，未来消纳问题仍需重点关注，需要进一步扩展电网的光伏发电消纳空间。
其次，光伏发电的开发建设与国土空间规划约束息息相关，土地制约因素较多，而且光伏发电土地使用税、耕地占用税尚没有全国统一标准，部分地区仍采用全面积征收税费，而不按照实际占地面积计算，从而导致税费居高不下，光伏发电非技术成本持续走高。
考虑到我国太阳能资源分布情况以及目前光伏发电产业的限制因素，未来，应加快西北部地区集中式光伏发电基地和东中部地区分布式光伏发电建设，因地制宜发展分布式光伏发电。同时，通过建设大电网，利用特高压输电线路输出电力，增加“光伏发电＋储能”配置，进一步解决大规模光伏发电面临的外送和并网消纳问题，减少“弃光”现象。
为推动我国光伏发电发展，在政策方面，要制定并完善光伏发电并网消纳保障机制及配套政策，鼓励分布式发展和就地消纳，加强能源、国土、环保等部门政策协同，减少土地制约因素的限制，减轻电站建设相关的税费压力。在技术方面，要支持高效电池和高功率组件产品研发，加大先进电池技术的应用，进一步实现行业成本不断下降，加快对并网技术的研究，实施光伏供电动态化监管，解决并网逆流问题。在电力市场方面，在推动新增光伏发电项目参与电力市场交易时，应与全额保障性收购政策、市场化交易政策充分衔接，保障新增与存量光伏发电项目参与市场化交易的合法权益。
3.发挥水电基础保障作用，加快抽水蓄能设施建设
我国水电开发较早，已具备较高的技术成熟度、能源密度以及较优的经济性，而且由于风电和光伏发电存在间歇性特点，尚不能代替水电，同时，考虑到水电工程的综合利用效益，未来水电的发展仍是重点。
考虑到我国水能资源分布情况以及目前水电发展的限制因素，未来，应推进“三江流域”大型水电基地建设，加快抽水蓄能电站的建设。由于未来我国水电开发主要集中在澜沧江、金沙江等水源头地区，这些地区是水源涵养区和重要的生态屏障，水电开发生态环境保护要求越来越高，因此我国应建立健全水电全过程环保技术体系，水电开发要与土地利用规划、环境保护规划相协调，符合电力规划，从而保障水电可持续发展。
4.安全有序发展核电，力求降本增效
核电站的安全问题一直是限制各国核电发展的首要因素，在核电站面世的几十年里，共发生过三次严重的事故，分别是1979年发生在美国的三里岛核事故，1986年发生在苏联的切尔诺贝利核事故，以及2011年发生在日本的福岛核事故，值得一提的是，发生这三次事故的核电站都属于第二代核电站。此外，核电具有建设技术复杂、固定成本高、单位投资造价高、投资回收期长以及安全性的问题，因此只有在较高的利用率下才能体现其经济性。目前我国核电的自主创新能力显著增强，2020年完成华龙一号自主三代核电技术研发，我国第三代核电技术已跻身世界前列。
考虑到核电的安全性问题，未来，应在兼顾安全性和经济性的条件下合理布局沿海核电，对核电厂址进行保护性开发。在加快沿海核电发展同时，考虑内陆核电开发。
5.发挥气电灵活性调节作用
燃气机组凭借其启停速度快、调节能力强的优势成为保证电力系统灵活性不可少的调峰电源。但是气电的发展也有几个限制因素，首先，气电建设成本较高，我国天然气资源具有依赖进口的惯性，且燃气机组的备配备件和维修维护费用高昂，与其他能源相比成本竞争性优势不足。其次，我国几乎所有已建和在建的天然气发电机组均来自国外企业，本土对燃机核心技术尚未完全掌握。
考虑到我国气电的特性及发展的限制因素，未来，应充分发挥气电的灵活调节作用，在西气东输气源基地配套输气管网、建设调峰电站，同时在工业园区、城市负荷中心等地开展分布式燃机项目的建设。
6.三大措施并举，煤电逐步退出发电主导地位
为响应“30·60”目标，提升可再生能源发电占比，需要煤电逐步退出发电主导地位，煤电厂可考虑从以下三方面开展改造。
（1）逐步淘汰落后产能煤电
为加快煤电高效低碳转型，逐步淘汰关停一批容量小、效率低、煤耗高、役龄长的落后机组。同时在电力冗余省份要对现有纳入规划及核准（在建）煤电项目（不含革命老区和集中连片贫困地区煤电项目）采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，适当放缓煤电项目建设速度。
（2）开展煤电灵活性改造
一般来讲，煤电灵活性改造即提升煤电厂的运行灵活性。煤电灵活性改造对我国至关重要，这是因为煤电具有较好的调峰性能，可以与我国新能源发展在一定程度上相辅相成，是支持和推动可再生能源电力加速发展的保障。
（3）利用CCUS技术减少煤电碳排放
煤电厂采用CCUS技术，就是对电厂进行改造，增加捕集装置捕集煤炭燃烧后尾气中的二氧化碳，然后运输至适宜的封存场地，进行地质封存与利用。煤电厂主要有三种不同的捕集系统：燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集。
目前CCUS技术在国内外均处于研究和实验阶段，这是因为CCUS技术存在成本高、能耗高、二氧化碳长期封存的安全性和可靠性问题。
二、构建新型电力系统
在碳中和愿景下，可再生能源将是发电的主力军，但是用可再生能源发出的电还面临传输、使用等问题。现有电力系统已无法适应大规模可再生能源发电的接入，难以满足新形势下的电网运行需求，因此需要构建新型电力系统以保障高比例可再生能源的并网和消纳，从而实现打造清洁低碳安全高效的能源体系。
（一）什么是新型电力系统
新型电力系统是以新能源为主体的电力系统，新能源主要是指风能和太阳能。以新能源为主体的新型电力系统就是以新的电力技术体系为支撑，具备承载高比例的新能源发电、消纳和存储能力，同时能够确保电力稳定供应的系统。该系统的建立全面支撑电力行业碳中和目标的实现。
传统电力系统的模式是“源随荷动”，也就是发电跟着用电走。我国发电侧目前以火力发电为主，火电可以进行较为精准的控制，对于用电侧，虽然无法自由控制用户用电量，但传统的电力系统可以根据日积月累的经验、数据分析、节假日及不同季节负荷的特征、天气预报等对第二天的用电情况进行较为准确的预测，通过一个较为精准的发电系统去匹配一个基本可测的用电系统，并在运行过程中滚动调节，实现电力系统安全可靠运行。但是当大规模的新能源接入，由于风电、光伏发电受天气影响显著，导致发电随机性大，不确定性程度高，而且我国用电需求具有冬、夏“双峰”，且峰谷差不断扩大的特点，因此发电侧无法按需控制发电量。同时，随着用电侧大规模的分布式新能源接入，用电负荷预测的准确性也受到了很大的影响，这使发电侧和用电侧均不可控。
为了适应新形势下新能源并网和消纳，源网荷储各环节建设和运营成本也要同步增加。在新形势下，电力系统的稳定性和安全性面临严峻的挑战，若沿用传统电网模式，将无法满足高比例可再生能源电网的运行需求。通过构建新型电力系统可以有效解决清洁发展与电网安全之间的矛盾、清洁发展与电力稳定可靠保障之间的矛盾，以及清洁发展与系统成本之间的矛盾，这些矛盾也是实现电力碳中和必须破解的难题。
随着新一代信息技术的发展，新型电力系统的源网荷储各环节也将受到新技术和商业模式变革的影响。那么新型电力系统具体是怎样的？电源侧将呈现以新能源为主体，“风光水火储”多能互补，集中式与分布式电源并举的态势，进行煤电灵活性改造与调峰气电的建设；电网侧将呈现特高压交直流远距离输电、主干网与微电网互动的态势。调度侧通过构建主动防御、智能决策的新一代调控体系，支撑大电网监控预警和分析决策；用户侧主要是发挥需求响应机制的作用，引导用户合理用能；储能侧则要加快抽水蓄能电站建设，大力发展氢储能和电化学储能，推动新型储能发展，推广“新能源+储能”“微电网+储能”等多种模式的运用。
新型电力系统具备什么特征？可以用广泛连接、智能互动、灵活柔性和安全可控来概括。通过与先进信息通信技术结合，新型电力系统能够实现更高的数字化水平，由传统电力系统的部分感知、单向控制、计划为主转变为高度感知、双向互动、智能高效。新型电力系统将通过大范围部署小微传感、智能终端和智能网关，以及运用数字技术持续提升其互联和感知能力；通过电网数字孪生建设，实现电网状态、设备状态、交易状态、管理状态的全透明；同时，利用大数据技术对海量信息进行分析和挖掘，通过人工智能技术提升电网的智能分析和决策水平，增强电力系统调节能力；还可以基于数字化技术分析用户的用电习惯，挖掘用户的节能潜力，促进能源消费向多种能源融合、主动参与的方向转变，推动电动汽车、电能替代、综合能源服务等的发展。
（二）新型电力系统发展行动指南：如何把握机遇，赢在未来
1.多能互补的发电形式，电网配套支撑上网
未来新型电力系统将形成以风光新能源发电为主，风光水火储多能互补的态势，这样可以保证高质量的电力供应，提高供电可靠性，减少断电风险。
2.大力推进主干网和微电网建设，提升数字化水平
我国能源和负荷中心呈天然逆向分布的特点。详细来说，从电力供给角度，我国76%的煤炭、80%的风能、90%的太阳能分布在西部和北部，80%的水能分布在西南部，然而从电力需求来看，70%以上的电力消费集中在东中部地区，因此能源富集地区距离东中部电力需求中心1000～4000千米。针对这种资源分布特点，我们需要科学规划、加快建设以新能源为主的电力输送通道，促进高比例新能源的消纳。
此外，提升电网的智能化水平也是新型电力系统建设的重点。通过大数据、区块链、5G、物联网、数字孪生新一代信息技术的运用，广泛布局智能传感器、智能网关，提升智能采集感知能力，可以有效提升电网控制水平和实时交互水平，让电网“更聪明”。
（1）特高压是我国能源运输“主干道”
特高压已成为我国“西电东送、北电南供、水火互济、风光互补”的能源运输“主干道”。建设特高压电网能够解决长期困扰我国的煤电运输问题。长期以来，大规模、长距离输煤是我国能源资源配置的主要方式，而煤炭的运力瓶颈制约了煤电供应。通过发展特高压，将运煤变为了运电。2019年，我国特高压电网输送电量4500亿千瓦时，其中火电2200亿千瓦时，相当于从空中输送约1亿吨煤炭。此外，特高压能够推动西部和北部地区清洁能源的大规模开发利用，加快我国能源结构朝着绿色低碳转型。
（2）积极推动智能化微电网发展
微电网与目前我们使用的普通电网有什么不同？我们可以简单地将微电网理解为一套简单的“独立小电网”，麻雀虽小但五脏俱全。它是一个包括分布式电源、集控中心、用户负荷、储能设备的小型发配电网络。微电网通过推动分布式电源、多种用能终端、储能设备等之间聚合互动，能够实现需求侧的源网荷储一体化。
微电网作为一套独立的电力运行系统，一方面，能够通过多能互补的形式发电供区域内用户使用；另一方面，通过与集中式大电网连接，当区域用电负荷超出微电网供电量时，可以从大电网上获取电力，反之，可以将多余的电力出售给外部电网，减轻外部电网压力并获取收益。
目前我国微电网应用主要处于试验和示范阶段，微电网的应用场景多样，主要包括：城市片区微电网，能够为用户提供更高质量的电能，缓解大电网压力；工商业微电网，主要用于对供电可靠性和质量要求较高的区域，比如学校、工厂、公寓、商场等；以及偏远地区的微电网，在大电网无法触及的地方，例如偏僻的岛屿，可以利用分布式能源微电网解决当地的用电问题。
3.推进新一代调控系统建设
随着我国大电网的建设步伐加快，新能源和分布式电源的快速发展，特高压交直流电网和微电网的广泛接入，电源结构、电网格局和电网运行状态都已发生了显著的变化，对电网的安全管控提出了新的挑战，亟须建立具备全网范围精益化调度控制和决策支撑能力的新一代调控系统。
新一代调控系统是依托先进的信息通信技术、测量技术、大数据、物联网、5G、人工智能等，全面覆盖发电侧、电网侧、用电侧和储能侧各环节，并且能够高速、智能、敏捷感知的电网中枢神经系统。
新一代调控系统可以根据电网外部环境信息和未来趋势预测，通过全景监控和控制策略评估，实现电网运行的智能调整；通过精细化调控，实现电力电量的全局平衡和超前部署；通过对电网事故进行预判和预控，保障电网安全，防范电网故障。比如，新一代调控系统根据对各电站以及电网网架运行情况的监控，对电网运行安全性进行评估打分，锁定安全性较差的电网并分析原因、采取措施，能够起到预控的作用。如果发生例如电网信号中断、电缆被破坏等故障，调控系统都能及时感知，收到报警信号，从而及时安排工作人员进行维修。
4.发挥用户侧需求响应作用
电力需求响应是指电力用户根据分时电价等价格信号或资金补贴等激励措施，主动调整其用电活动，减少（增加）用电，以促进电力供需平衡，保障系统稳定运行的行为。因此电力需求响应策略分为基于价格的和基于激励的。我国目前基于价格的电力需求响应策略主要包括分时电价、阶梯电价和尖峰电价。基于激励的电力需求响应策略则是通过事先签订用户协议调整电力负荷，主要有可中断负荷和直接控制负荷。
5.构建电力市场体系
新能源发电占比快速提高，给电网安全稳定运行和新能源的消纳带来了巨大的挑战，同时对电力市场深化建设提出了更高的要求。
首先，常规能源大量被新能源代替给电力系统调峰、调频带来了很大压力，需要建立合理的辅助服务费用分摊机制和成本补偿机制，调动各类电源和用户的积极性，保障电网安全。
其次，由于风电等新能源发电的强随机性、波动性和间歇性的特点，电力供应保障难度加大，需研究如何建立日前交易调整和补偿机制，确保在日前和实时运行中为新能源发电留足消纳空间。
再次，由于我国能源和负荷特性对跨区通道的建设与运行提出迫切需求，因此需要进一步研究如何完善跨区跨省交易机制，保障可再生能源的充分消纳。同时需要研究可再生能源的优先发电权、中长期交易及消纳责任权重等相关问题。
此外，针对部分发电机组无法在市场交易中获利的情形，研究建立收益调整机制，以保障各方利益和电网安全运行。
最后，新能源的充分消纳需要建立容量市场，容量市场不是独立的市场，是对电量市场的补充，容量市场主要是为了保证可靠的发电机组能够回收在不确定性较高的能量市场和辅助服务市场不能完全回收的成本，是一种经济激励制度，保证在用电高峰时有足够的发电容量冗余。容量市场在解决发电资产搁浅、无序竞争、中长期供给问题方面都发挥着巨大的作用，能够保障常规发电机组的投资。
三、大力发展储能技术
在新型电力系统中，储能技术的作用不容小觑。
（一）什么是储能技术
储能就好比在银行存钱，在不需要过多现金的时候，将其存在银行账户中，需要的时候再取出。同理，电量也是一样，通过储能技术可以在用电低谷时存储电量，在用电高峰时释放电量。储能技术是一种能够达到削峰填谷、平衡供需的技术，将发电与用电从时间和空间维度分隔开，发出的电不再需要即时传输，用电和发电也不再需要实时平衡。以“靠天吃饭”的太阳能发电为例，晚间太阳能资源大大减少，但用电需求却迎来晚高峰，使需求大于供给，此时借助储能技术放电，可以满足晚高峰用电需求。
从整个电力系统出发，储能技术的应用场景可以分为电源侧、电网侧和用户侧。在电源侧，储能技术可以根据电力需求的特点、市场价格等因素调节可再生能源电厂出力，减少“弃风、弃光”现象，同时还可以调节可再生能源发电的波动，改善电能质量；在电网侧，储能技术可以发挥其削峰填谷、平衡供需的作用，在一定程度上改进电力调度方式，促进可再生能源和电网的协调优化；在用户侧，储能技术有助于降低度电电费和容量电费，提高分布式可再生能源发电就地消纳的比例，同时提高供电可靠性。以电化学储能为例，当配网出现故障时，电池可以作为备用电源为用户提供电能；在提升电网调峰能力时，电池可以根据发电和用电情况及时响应调度指令，改变其出力水平；电池还可以利用峰谷电价的差价为用户节省开支（电费一般按高峰用电和低谷用电分别计算，高峰时电价较高，低谷时电价较低，利用电池放电可以抵消掉在用电高峰时从电网上取得的一部分功率，因此可以节省电费）。
（二）我国储能技术现状与未来展望
1.储能技术发展面临难题
截至2020年底，我国已投运储能项目累计装机规模达3560万千瓦，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为3179万千瓦，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为326.92万千瓦，同比增长91.2%；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290.24万千瓦。虽然从装机规模上看，我国储能居于世界领先地位，但是目前我国储能技术的发展仍面临一些难题。
首先，我国储能技术发展不均衡，众多核心技术有待突破，例如我国尚未完全掌握压缩空气储能中的高负荷压缩机技术，电化学储能中的关键材料制备如电解液、离子交换膜等技术与国际领先水平相比仍有较大差距，超导储能中高温超导材料、超级电容储能中高性能材料和大功率模块化技术也需要加大研究力度。
其次，储能盈利模式较为单一，投资回收机制吸引力不高，建立多元的收益方式以实现稳定的收益将是未来储能项目开发的关键。
此外，储能市场并没有很好地形成，虽然国家积极鼓励储能参与削峰填谷、电力辅助服务、调频，但是由于目前缺乏明确的电力辅助服务市场化机制和价格机制，储能很难单独进入市场，很难与电网和新能源交易。
最后，大规模储能技术成本高也是制约储能技术商业化和规模化发展的难题，同样储能技术的安全问题也是需要重点关注的，尤其是电化学储能系统的安全性。
2.2060年，储能技术的未来
构建以新能源为主体的新型电力系统必将催生对储能的需求，我国储能规模将呈不断增长态势，据预测，到2060年我国储能规模将达到7.5亿千瓦，抽水蓄能将达到1.8亿千瓦。储能成本持续下降，“十三五”期间储能的度电成本为0.4～0.6元/度，“十四五”期间通过发展低成本储能技术，降低初次采购成本，储能的度电成本有望降至0.1～0.2元/度，未来随着电力市场体制的健全，储能成本仍有下降空间。此外，储能的安全性和智能化程度也会大幅提高。在技术方面，未来大容量、持续放电时间长、循环性能好、系统效率高的储能技术将脱颖而出，氢储能将成为集中式可再生能源大规模长周期存储的最佳方式。同时随着分布式储能规模化应用进一步加快，锂离子电池将发挥重要作用。
储能技术是有效利用能源的“最后一公里”，未来储能技术将百花齐放，不同的储能技术将根据其储能容量、能量密度、充放电时间、功率密度等特点在不同的应用场景发挥最优效果。但是储能技术发展仍存在诸多的不确定性，储能的大规模应用仍需电价政策的支持，需要电力市场发挥积极作用，因此未来储能技术的发展仍需要充分考虑技术特点、技术成熟度、成本、政策补贴、电力市场机制等多个要素。
（三）储能技术发展行动指南：如何把握机遇、赢在未来
未来，储能技术具体如何发挥作用？超短时间尺度（秒级～分钟级）的应用场景适合采用超级电容储能、电化学储能等响应速度快、放电时间在分钟级和小时级的超短时储能或短时储能方式。短时间尺度（小时～天）的应用场景适合采用抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等持续放电时间按小时级计算的储能方式。长时间尺度（数日及以上）的应用场景适合采用氢储能、压缩空气储能等持续放电时间为数日的长期储能方式。
1.加强核心储能技术研发
从场景来看，未来电源侧建设重点在于平抑大规模可再生能源出力波动，需要大力发展中长时间尺度、能够主动支持高比例可再生能源的储能技术，以改善电能质量。在电网侧，发展短时高频储能技术，以减小系统峰谷差，改善负荷曲线，参与系统调频，满足电网实时功率平衡需求。在用户侧，重点布局超长时间尺度储能技术，研究多元用户供需互动与能效提升技术，推动分布式发电消纳。
未来，长时间尺度的储能技术将受到青睐，以氢储能和压缩空气储能为代表的长时间尺度储能技术有望获得较大进步，电化学储能是未来短时间尺度储能的理想技术。
氢储能将逐步成为主流的长期储能技术。在氢气制造方面，最理想的是电解水制氢，但是当前电解水制氢效率较低，而且会消耗大量的电能，成本较高。利用过剩电力和成本较低的电力生产氢气可有效改善成本问题，未来随着技术的发展制氢效率也将大大提高。在氢气储运方面，由于氢气密度低，且极易燃爆，因此氢气的储运是氢气产业规模化发展的瓶颈，未来需要研发大规模、长距离储运技术，例如加大液态储氢、化学固体储氢等技术的研究力度。在氢气使用方面，加快我国加氢站发展体系成形，完善相应的监管体系、审批流程、商业模式，加快如加油站、加气站、加氢站三站合一混合站的建立，或将加氢站与充电桩并设，以提高用氢效率。
在压缩空气储能方面，传统的压缩空气技术主要存在三个技术瓶颈：一是依赖化石燃料提供热源；二是需要大型的洞穴进行储气；三是系统效率低。因此需要研发新型的压缩空气技术，例如绝热压缩空气储能系统、蓄热式压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统等。但是新型压缩空气技术的性能也需要进一步提升，成本仍有下降空间，系统规模也需要进一步扩大。
在电化学储能方面，目前电化学储能技术离“低成本、长寿命、高安全、易回收”的发展目标还有相当大的差距。电池的核心材料包括正负极材料、电解质材料，附属材料包括隔膜、集流体和电池壳体材料等。在过去的研发过程中，锂离子电池的研究重点主要在提高电池的安全性能、循环次数、能量密度以及降低成本等方面，虽然材料的改善能够提升电池性能，但是忽视了与实际场景的衔接，有效成果的创新进程很慢，因此在技术方面需要重视技术与应用场景的衔接，同时研究成本更加低廉的非锂电化学电池，拓宽电池材料的选择范围。电池的回收技术和流程也不成熟，存在严重的污染隐患，因此需要发展便于回收再利用的新型储能电池技术，从生产源头出发考虑电池的回收处理。还可以加大电池与其他储能系统混合应用的研究力度，例如“热储能+电池”“不同技术类型的电池+电池”“超级电容器+电池”和“飞轮+电池”。未来，随着技术的发展，电化学储能也有望成为长时间尺度储能技术。
在抽水蓄能方面，由于具备较高技术成熟度和储能容量大的特点，抽水蓄能可提供更长时间的大量峰值能源供给，但是抽水蓄能电站的建设受地质条件约束，选址要求高，建设周期长，建设规模有限。因此应保障已开工抽水蓄能电站项目尽早投产运行，并对有条件的抽水蓄能电站进行改造，建成混合式抽蓄电站。
2.明确储能投资回收机制
在现有的电力体制下，储能除了通过与火电机组绑定进行调频辅助服务获利，用户侧储能通过峰谷电价差获利，通过储能优化最大容量和最大需量、减少需量电费的商业模式较为清晰外，其他应用场景的储能投资回收机制和商业模式尚不完善。
为推动我国储能投资回收机制的明晰，提高各方储能投资的积极性，首先，应明确电源侧、电网侧和用户侧储能的投资回收机制和商业模式，促进盈利形式多元化。其次，可以通过设立储能专项发展基金，提供相关融资和金融服务政策支持，同时加快储能产业基金或绿色投资基金的发展，例如银行等金融机构发行绿色金融债券。再次，通过政策引导鼓励电源侧、电网侧和用户侧等各类型主体参与储能投资，吸引投资者投资储能产业，例如，如果各类储能成本可以取得政策上的认同计入输配电价，那么会对投资方起到成本激励的作用。最后，加快推进电力市场建设，完善电力市场机制体制，这是帮助各类储能技术和市场主体参与市场并获得合理价值回报的必经之路。
3.完善储能独立参与辅助服务市场机制
目前，与储能高效应用相配套的市场机制尚不完善，完善储能独立参与辅助服务市场机制十分必要。
首先，在实际操作中应明确储能的独立主体身份，允许储能独立参与辅助服务市场，而不是配合火电厂或新能源电站，储能系统独立运营有利于从全系统的角度出发进行优化配置，以便更好地发挥其灵活性特点。
其次，建立完善、合理的储能价格机制和储能补偿机制，坚持按效果付费的原则，即无论采用哪种储能技术，均以其对电力系统调节能力的贡献程度为标准进行合理补偿。同时保持中立性原则，提供同性能、同质量的服务，需获得同等的价值补偿，避免过度补偿。
谨记于2021年09月10日20时05分。
THE END
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