以新能源为主体的新型电力系统，意味着什么？

10月24日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，首次系统性阐述了中国推进30·60目标的正确方向和重点措施，明确了碳达峰碳中和工作重点任务。意见按照2025、2030、2060三阶段分别提出目标，预计到2060年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到80%以上。意见提出，要积极发展非化石能源，实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，不断提高非化石能源消费比重。坚持集中式与分布式并举，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用。因地制宜开发水能。积极安全有序发展核电。合理利用生物质能。加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。统筹推进氢能制储输用全链条发展。构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。

导语

能源领域产生了我国近90%的碳排放，但我国目前还处于经济增长期，对能源的总需求持续上行，而上升的能源需求与碳减排存在着较大的矛盾。因此，我们可以十分确定的展望，在从现在起到2060年，我国将开始一场轰轰烈烈、天翻地覆的绿色能源革命。那么问题来了，未来绿色能源发展的方向在哪里？答案是对碳进行节源开流，在节源端，大力推动以光伏、风能为主的零碳清洁电能并稳步发展能适应新能源出力不稳的储能体系，与此同时大幅减少火电在能源体系内的占比，并发展氢能等零碳新技术应用；在开流端，发展碳捕捉技术，将火力发电过程中产生的二氧化碳进行捕捉、存储；据中金测算，2060年70%的能源将由清洁电力提供，8%由绿氢支撑，剩余约22%的能源消费将通过碳捕捉方式实现碳中和。由于篇幅较长，对本专题的分析将拆分成新能源及储能技术发展、氢能技术发展、碳捕捉技术发展三篇文章对绿色能源发展的方向进行分析与展望，本文为系列文章第一篇。

一、新能源及储能技术

当前主要的新能源技术有风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，其中太阳能和风能是新能源技术中发展最快、出力最稳、成本最可控的技术，也是十四五以及2035年期间新能源发展方面的两大重点。近年来，太阳能、风能发电装机量大幅提升，且成本大幅下降，根据国务院2021年10月27日发布的《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书数据，截至2020年底，光伏装机2.5亿千瓦，全国风电装机2.8亿千瓦，装机总量超过5.3亿千瓦，占到全国总装机量的24%，近十年风电装机总量增长8倍，光伏装机总量增长17倍；与之相对应的煤电装机占比历史性降低到50%以下。

在成本方面，根据中金公司的测算，随着近10年来光伏晶硅中的硅片切割方式变化、钝化发射极以及高效PERC(Passivated Emitterand Rear Cell)等技术的发展，过去十年光伏发电的成本持续下降，其中晶硅光伏组件价格从1.2美元/W下降到0.17美元/W左右，下降了85%以上，2020年度电成本在0.31-0.41元之前；风电成本则下降了35%左右，2020年度电成本在0.28元（陆上风电）与0.61元（海上风电），光伏和陆上风电在成本方面已基本能实现平价上网。

然而，装机量与发电量却并不成正比，2021年1月到8月，风、光装机虽然上升到24%，但发电量却下降到了9%，比2020年度占比下滑0.68%，有行业数据显示2020年甘肃、吉林弃风率达13.8%、12.7%，西藏、青海弃光率分别达到25.4%与8%，也就是说新能源发的电被没有被有效消纳，原因主要有二，一是我国风电与光电存在明显资源分布不均衡的问题，西北地区风电、光电资源丰富，但经济发达东部地区资源确匮乏，西北的新能源电力在当地需求不足，但要往需求旺盛的东部输送又受到外送通道输送容量不足（2019年西北区域外送通道容量与新能源装机容量之比不足50%）以及市场化机制缺位（缺乏跨省跨区消纳的有效政策、补偿机制不足）所影响，导致就地消纳困难、外送缺乏能力以及动力；二是受困于成本以及技术等因素，当前尚未建立有效的储能机制，不能实现能用尽用。

展望2030年，新能源发电及储能的发展方向主要有以下三方面，一是通过技术手段进一步提升能源转换效率与增加国产替代，继续降低新能源发电的单位成本。光伏领域，在技术上继续探索第二、三代太阳能电池技术，当前第一代主流电池组效率在22%左右，通过探索新型吸光材料，有望将理论上限提升至68%，在实际应用中有望达到40%左右，另外新材料中硅料占比普遍降低，因此成本方面也将大幅下降，预计度电成本有望在当前基础上减少50%至0.2元/度之下。风电领域，通过增加扫风面积、将主轴等核心零部件进行国产替代等方式，度电成本任然有20~30%的下降空间，至0.2元/度（陆上风电）与0.4元/度（海上风电）。

二是大力发展储能技术同时降低储能成本，最终实现风电+储能与光电+储能相较于火电的平价。新能源发电不稳定的特性难以消除，还不能像火电一样进行持续、稳定的输出，而利用储能系统可以将新能源发电的电力出力波动由12%-30%降至3%，与火电出力波动的水平相当。储能技术目前主要有抽水蓄能（用过剩电能抽水至上水库）、电化学储能（电池储能），二者储能装机规模占比分别为89%、9%，合计超过98%，其他储能技术还有氢气储能和压缩空气储能。尽管抽水蓄能有较好的经济性，但对地理条件要求较高，难以在全国范围内推广，成本也难以压降；氢气储能受制于当前难以解决的成本以及储运方面的限制，预计在2030年还难以实现经济的可行性，但展望更远的将来，随着新能源发电的成本持续降低以及储运手段的发展，氢储能将或成为市场主流；压缩空气储能则面临着依赖化石燃料提供热源、需要大型洞穴进行储气、系统效率低的问题，可行性不大。电化学储能是短期内最为理想的储能技术，通过电池结构与制造工艺的优化、电极材料的升级有望增加电池循环次数，储能度电成本降低至0.3-0.4元/度，具备大规模商用的条件。据悉，当前政府在审核光伏项目时都要求配置储能，如青海要求配4小时20%的项目，也就是说拿一个100MW的光伏项目，需要配置的储能就是20MW乘以4小时=80MW。

三是提升电网的通道能力，健全市场机制，提升新能源电力西电东送的能力与意愿。如上文提及，2019年西北区域外送通道容量与新能源装机容量之比不足50%，而丹麦这这一比例达122.64%，我国是车多路窄，而发达国家是车少路宽，新能源消纳能力高低一目了然；另外，还需要建立适应新能源大规模并网的市场化机制与成本分摊机制，形成基于综合成本的输电费用定价机制；因此下一步的重点工作之一就是通过建立、完善和发挥智能电网资源配置功能以解决跨省跨区通道能力不足与市场机制缺失得问题。

参考资料：

[1]国务院.《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》.http://www.gov.cn/zhengce/2021-10/24/content_5644613.htm

[2]中金公司.一本书读懂碳中和.2021.

[3]安永碳中和课题组.一本书读懂碳中和[M].北京:机械工业出版社，2021.

[4]经济观察报.新能源为何顶不上.2021年10月25日刊.

[5]国务院.《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书.2021.

[6]许云龙.太阳能光伏技术的发展.https://carrier.huawei.com/cn/technical-topics/network-energy/telecom%20energy/photovoltaic-technologies