2020年岁末，“30·60”碳目标成为能源界无可置疑的第一“热词”。
9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会一般性辩论上向世界郑重承诺：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。
12月12日，习近平在气候雄心峰会上进一步宣布：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。
国家领导人短期内在多个重大场合就碳减排进行表态，彰显了中国在应对气候问题上的雄心壮志和坚定决心。这一目标承诺对于全球气候治理的推进是一个巨大鼓舞，但对于我国的经济体系、能源发展而言，则是一个巨大挑战。
碳中和目标的提出，让能源革命有了清晰明确的发展路线图，也给能源转型设定了总体时间表，能源结构转型需加速向前推进。作为推动可再生能源发展的关键技术，储能的发展已成为实现碳中和目标中日益迫切的需求。2030可再生能源目标的宣布，再次引起产业界对储能的热议。储能在碳中和目标中具有怎样的战略地位、储能如何有力支撑碳中和目标的实现、在碳中和目标推动下储能发展面临着怎样的机遇与挑战?针对业界关注的热点与焦点，储能联盟为大家详细解析储能如何助力碳中和目标的实现。
请您谈谈储能的发展对于实现碳中和目标的必要性?储能如何支持碳中和目标的实现?
岳芬：同欧、美从碳达峰到碳中和的50-70年过渡期相比，我国碳中和目标隐含的过渡期时长仅为30年，这就意味着更快速的节能减排路径，实现难度更大。当前来看，加速能源结构转型，可再生能源担当主力能源是主导方向。随着风能、太阳能规模化发展和技术进步，可再生能源的成本显著下降，将逐步取代化石能源发电成为主导能源。预计2022年左右，我国光伏、陆上风电将进入平价时代，2025年光伏和陆上风电度电成本很可能将降至0.3元/kWh以下。2035年，风电、光伏度电成本降至0.23元/kWh、0.13元/kWh，新能源+储能在大部分地区实现平价。
在可再生能源大规模发展的背景下，必然对储能提出更大的需求。储能联盟整理的各权威机构预测的储能规模如下：
国家发改委能源研究所：2015年发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》预测，至2050年可再生能源发电比重从“参考情景”的46%上升到“高比例可再生能源情景”的85%以上，风电、太阳能发电成为实现高比例可再生能源情景的支柱性技术。预计2050年，中国的抽水蓄能装机容量达到140GW、化学储能达到160GW。
国际能源署(IEA)：2018年预测，到2040年，可再生能源预计将占全球新增产能的一半以上的场景下，可再生能源的强劲扩张对灵活性(电力系统快速适应电力供应和需求变化的能力)的需求将增长约80%。预计到2030、2040年，中国规模化储能电站(除抽水蓄能外)将分别达到25GW、50GW。
中国投资协会联合落基山研究所：2020年发布的《零碳中国·绿色投资：以实现碳中和为目标的投资机遇》报告预测，在碳中和目标下，2050年，中国光伏和风电将占到电力总装机量的70%。相应地，电化学储能将由2016年的189MW增长到510GW，年均增长率达26%。
国际可再生能源机构(IRENA)：2020年4月在阿联酋阿布扎比正式发布的(Global Renewables Outlook: Energy transformation 2050)报告，预测“转型能源情景”下，73%的装机容量和超过60%的发电量将来自光伏和风电，全球固定式储能(不包括电动汽车)需要从目前的约30GWh增加到2030、2050年的745GWh、9000GWh。
中关村储能产业技术联盟(CNESA)：根据CNESA的预测，保守场景下，2021-2025年中国新型储能(除抽水蓄能外)复合增长率将保持在55%左右，2025年，中国市场储能装机规模将达到60GW，新型储能(除抽水蓄能外)市场的累计装机规模将超过20GW;理想场景下，2021-2025年中国新型储能(除抽水蓄能外)的复合增长率将超过65%，2025年，中国市场储能装机规模将达到100GW，新型储能(除抽水蓄能外)市场的累计装机规模将超过30GW。
碳中和目标的提出将给储能发展带来哪些新的机遇，十四五产业发展面临着哪些挑战?
俞振华：碳中和目标的提出将加快推动可再生能源的跨越式发展，必将对储能提出更高的要求。为推动能源革命和清洁低碳发展，“十四五”可再生能源装机规模将实现跨越式发展，“可再生能源+储能”已成为能源行业的共识，成为支撑可再生能源稳定规模化发展的关键和当务之急。“十四五”我国可再生能源将全面进入平价上网时代，给予“可再生能源+储能”合理的价格机制，是解决当前可再生能源发展面临的经济性和利用率约束的迫切途径，支撑储能规模化应用政策和配套条件亟需出台。
新能源跨越式发展以储能为支撑。得益于良好的政策扶持，我国新能源汽车产业发展迅速，也带动了储能用电池技术的进步，我国储能产业化发展基础也已形成。当前，储能作为支撑新能源跨越式发展的战略性新兴产业被首次提出，产业配套协同发展的趋势显著，新经济形势下需要以储能为支撑构建新经济增长点，为我国经济社会发展提供支持。
电力市场化释放储能应用空间。随着电力市场化改革深入，市场规则开放了储能参与市场的身份，相应规则面向储能予以调整，辅助服务市场内各类服务和需求响应机制成为储能获取额外收益的重要平台。但整体来看，储能虽获得了参与市场的入场券，但其调度、交易、结算等机制还难与储能应用全面匹配，还需市场机制进行针对性细化调整。
对当前储能产业发展您有哪些具体的建议?
陈海生：过去十年储能产业发展在技术、应用、商业模式等方面都取得了很大进展，但随着能源行业的快速发展和电力市场化改革进程的推进，储能行业的发展还面临的一些深层次的问题，需要从以下几个方面发力：
一是加快先进储能技术研发，增强我国储能产业竞争力。解决先进储能技术“卡脖子”问题，以点带面，完善先进储能技术产业链，促进国内储能技术高质量发展，进一步保持我国储能产业领先地位。
二是积极引导可再生能源与储能协同发展应用。应做好前瞻布局和规划研究，避免资源无效配置;明确储能准入门槛，确保储能高质量应用;落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。短期来看，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展，研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重，发挥储能平抑波动、跟踪出力、减少弃电和缓解送出线路阻塞等价值，提高可再生能源消纳能力，全面提升可再生能源的利用水平。长远来看，现有度电成本高于传统火电成本的情况下，应建立价格补偿机制，实现“绿色价值”的成本疏导。
三是积极推进储能市场机制建设。继续推行可操作的“按效果付费”机制，以反映储能快速、灵活调节能力的价值;同步解决储能参与市场应用的困难和问题，探索建立电力用户共同参与的辅助服务分担共享机制，适时将现有市场机制与现货市场试点建设紧密衔接，建立符合市场规律的长效发展机制;明确储能电站在土地审批、并网等方面的手续，扫清储能参与电力市场的机制障碍。
四是完善标准体系建设，保障产业高质量发展。进一步完善储能规划设计、设备试验、并网检测、安全运维、消防等技术标准，建立储能实施的门槛。推进储能技术创新与标准化协同发展，解决储能设施参与系统运行的关键问题，有效保障我国储能储能产业高质量发展。
