碳达峰、碳中和是我国基于全球绿色发展大势作出的承诺，体现了大国的责任担当。实现“双碳”目标是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。作为实现“双碳”的重要环节，能源转型近年来正在深刻引领我国的产业变革。

我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。但同时，新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足等制约因素。

上海交通大学行业研究院成立五周年之际，联合每日经济新闻重磅推出十期“知行天下*行研中国”专栏，每期邀请“1名安泰行研专家+1名业内专家”，围绕行业热点、难点与痛点，以文字对谈的形式，从理论和实践两个层次展开行业洞察。

在第二期对话中，上海交通大学安泰经济与管理学院副院长尹海涛，国家电投上海电力吴泾热电厂党委书记、副厂长史骏，围绕“新能源发电与储能产业耦合之路”这一话题进行深入讨论。

纵观新能源发电变革趋势

NBD：2022年风电光伏新增装机占全国新增装机的78%，新增风电光伏发电量占全国新增发电量的55%以上，风电光伏已成为我国新增装机和新增发电量的主体。请二位简要点评一下当前新能源发电的最新进展？

尹海涛：今年4月初，国家能源局发布了《2030年能源工作指导意见》，提出2023年风电和光伏发电量的占比要提高到15.3%，同时全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。从这种显著的增长可以看到，未来光伏和风电的发展具有很高的确定性。

新能源发电，尤其是风电和光伏发电的地位越来越重要，原因主要有两个方面。一方面是出于气候安全的考虑，东部和南部沿海地区是我国经济主要活动区域和人口集中区域，全球气候变暖导致海平面上升将威胁到我国的发展安全。另一方面是出于能源安全的考虑，2022年我国原油对外依存度为71.2%，天然气对外依存度为40.2%，保障能源安全需要我们对新能源的发展给予更多关注。

纵观各类新能源的特征，我们会发现水电仍然会受到气候变化的影响，而核电发展现阶段仍考验着人们的接受度。所以整体来看，光伏和风电是在商业、技术、社会认可度上，都能够被认可的模式。

因此，可以预见的是，未来新能源发电将占据能源供给的主导地位，而从新增装机总量上来看，大多数都会是光伏和风电。

史骏：根据《新型电力系统发展蓝皮书》，从“源、网、荷、储”四大环节来看，电源侧表现为绿色低碳转型加速推进，目前新能源已成为发电量增量主体，但煤电仍是电力安全保障的“压舱石”；电网侧表现为以“西电东送”为代表的大电网形态进一步扩大，全国已形成以东北、华北、西北、华东、华中、南方六大区域电网为主体、区域间异步互联的电网格局，电力资源优化配置能力稳步提升，分布式智能电网进入发展起步期；用户侧的发电和用电双重属性逐步显现，电力消费新模式不断涌现，终端用能领域的电气化水平持续提高，终端负荷特性正在由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变，灵活调节和响应能力进一步得到提升；储能侧是呈现多应用场景多技术路线规模化发展，能够基本满足系统日内平衡调节需求的特点。

NBD：新能源发电由于存在间歇性和波动性，制约了其与目前电网系统的耦合能力，解决此问题的突破口在何处？

尹海涛：解决此问题的方案显而易见，那就是储能——当光伏和风电发电量较多、电网消纳不了的时候，就先把它储存起来；而当风力和光照情况不好的时候，我们再把电池里的电送出来。

2020年-2022年，宁德时代的储能板块在两年时间里增长了20倍。这足以体现出储能在这个时代的重要性。我们也关注到，各省也纷纷开始出台储能配比要求——想要建新能源电站，就必须要配上储能。

近年来，储能的发展可以用“热闹”来形容。在电化学储能领域，我们看到出现了宁德时代等代表性企业。电化学储能的赛道里又包括了大型储能和家庭储能，全球家庭储能的主要分布在欧美国家。与电化学储能相平行的，还包括压缩空气储能、飞轮储能等等。值得注意的是，目前市场也看好氢作为未来重要的储能媒介。

史骏：根据我的理解，一般提升新能源发电与电网系统耦合能力的技术路径主要有：一是立足用户侧，打造综合智慧零碳电厂，通过数字孪生和态势感知技术，有效发挥新型储能和各类负荷调节能力，实现分布式新能源就地消纳、就近使用，对电网形成友好互助模式；二是立足电源侧绿电转化，充分发挥氢能作为二次能源的优势，推动新能源发电就地转化“绿氢”，研究运用低成本大功率PEM水电解制氢技术，开展氢储运/加注关键技术的研发应用；三是立足储能侧，重点开展长寿命、低成本及高安全的电化学储能关键核心技术、装备集成优化研究，发展铅碳电池、钠离子电池等多元化技术路线。

在推进相关技术研发和应用过程中，技术转化是重要的环节，从实验室研发到产品化量产还受到实证场景、资金投入、配套生产销售等多重因素制约，还需要相关配套机制来打通从1到N的实施路径。

挖掘新能源发电商业机遇

NBD：新能源发电和储能产业耦合现阶段的商业模式主要是什么？未来有哪些领域有可能形成新的商业闭环？

尹海涛：解决新能源发电和储能产业耦合的问题，现阶段政策端的发力点主要在发电侧。这也就是我前面提到的，要求新建新能源发电站必须配上储能设施，保证在电网消纳不了的情况下，新能源电力不被浪费。

进一步来看，未来如果能将氢作为储能媒介，新能源发电和储能产业耦合的可能性将更大。现在氢的储运特别困难，当未来解决氢大规模低成本储运的技术问题后，就可以用氢把电从富裕的地方输送到缺电的地方。

从用户端来看，新能源发电和储能的耦合现在做的并不是很好。主要原因在于，许多场景下的新能源发电并不能够满足用电需求，用不到储能。

而现阶段储能作为一种独立的商业模式，最主要是峰谷电差套利。如果峰谷电差足够大，储能作为单独商业模式也可以走得通。

史骏：现阶段一般以压缩空气储能、电化学储能、热储能等日内调节为主的多种新型储能技术路线并存，重点依托系统友好型“新能源+储能”电站、基地化新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷等模式，在源、网、荷各侧开展规模化布局应用，满足系统日内调节需求。

随着国内新能源项目开发日趋激烈“内卷”的背景下，一方面，未来绿电转化领域将成为新的商业闭环之一，通过绿电制氢、绿电制甲烷、绿电制氨、绿电制航油等新技术新业态新模式的推广，将出现既消费电能又生产电能的电力用户“产消者”，这将成为电力系统重要的平衡调节参与力量；另一方面，综合智慧零碳电厂也是“新能源+储能”发展的一种新趋势，以储能为桥梁，通过数字化智慧控制系统，聚合分布式能源、用户侧储能以及可调负荷等多种元素，实现平抑负荷波动、补充尖峰缺口、降低客户用能成本等功能，有效提升当地电力保供以及电网灵活性和调节能力，未来叠加区域能源网、政务网、社群网的“三网融合”，将有效提升能源生态价值，进一步推动建设“数字中国”、助力乡村振兴等国家战略。

NBD：请问史总，贵公司在新能源发电这一领域最新的进展是什么？未来有哪些规划？

史骏：根据上级集团公司“2035一流战略”精神和“四个转型”要求，已形成“深耕上海，站稳周边，推进海外，打造西部规模化清洁能源大基地”的发展思路，已在绿能零碳交通、绿电转化、大用户合作、分布式智能电网、能源生态融合发展等产业领域实现突破和进展。

未来在新能源发电，一方面将加快实施用户侧综合智慧能源开发，分布式光伏、能源站和储能项目等实现“大融合”；另一方面，将积极推进以绿电转化模式获取低成本优质新能源资源，以新能源支撑电源作为绿电转化产业效益支撑和发展基础；中远期，要大力推动绿氢、绿氨、绿油气等产业价值和碳资产价值加速兑现，实现绿电转化产业经济价值倍增、生态效益显著、社会贡献卓越，做大做实绿电的“大转化”。

NBD：请问尹老师，在新能源发电领域，民营企业未来能够切入的赛道有哪些？

尹海涛：碳中和带来的能源变革给民营企业提供了很多机会。过去，民营企业参与能源领域的机会非常有限。现如今，越来越多的民企在能源变革中找到了自己的赛道。除了比亚迪、宁德时代等企业，我们也看到在氢能行业中出现了永安行这种能把氢能做到千家万户中的公司。

从经济学上来讲，随着风电光伏与储能的发展，能源行业的自然垄断将不再那么显著，民营企业可以切入的赛道机会也会越来越多。从目前来看，民营企业参与电网交易还存在困难，但一些民营企业在分布式微电网领域做得非常好。现在许多分布式电路改造，都是由民营企业完成的。氢能的发展也吸引了更多民间资本的涌入，我们交大系的上海氢晨，上海治臻都在赛道上跑出了自己的特色。

完善新能源发电顶层设计

NBD：当前，市场端与政策端都在通过健全机制激励各类经营主体自发配置储能资源，引导社会资本积极参与新型储能建设。下一步怎样才能完善储能成本回收机制？

尹海涛：储能成本回收仍然存在盈利模式单一的问题。正如前面所说，现在主要依靠峰谷电差来实现。实际上，储能行业如果单靠峰谷电差是很难长久发展的。未来真正具有潜力的方向是作为虚拟电厂的一部分来参与调峰和调频工作。从调频的角度来看，储能行业的优势很大，而调峰则需要通过智能能源互联网来为它保驾护航。

可以设想这样一个场景：在电力市场价格很低的情况下，储能单元打开，将电力储存起来，待到电力价格高的时候释放出去。实现这个场景需要做两件事情，第一是储能设施进入电力交易市场是可行的；第二是用高度智能的技术手段，控制充电和放电的时机。

针对第一件事，我们看到许多地方出台了新政策。今年三月，广东允许储能作为独立单元分别与发电侧、用户侧结合在一起进行电力现货市场交易。电力现货市场交易为储能领域的发展打开了新的盈利空间和发展的想象空间。

而为了解决第二件事，我们就需要智能电网、能源数字化等技术来为储能系统跟电力现货市场的耦合保驾护航，这也是民营企业可以关注的未来机遇。

NBD：如何通过健全机制激励各类经营主体自发配置储能资源，引导社会资本积极参与新型储能建设，提高社会资本积极参与新型储能建设的积极性？

史骏：近些年国内新能源项目大规模投产，新能源发电在电力市场占比逐年提高，对电网等系统提出了高灵活性调节的要求，由于现有系统的灵活性和调节能力还存在不足，提升了辅助服务的价格，为新型储能建设提供了商业机会。

要提高社会资本积极参与新型储能建设的积极性，一是要加快形成储能设施成本疏导机制，推动各类市场向独立储能设施开放市场准入，理顺抽水蓄能电站运行管理体制和电价形成机制；二是继续推进抽水蓄能电站基础设施不动产投资信托基金（REITs）发行试点，完善社会资本投资抽水蓄能电站调度保障机制，吸引社会资本投资抽水蓄能电站；三是加快构建清洁能源快速发展消纳和储能协调有序发展的体制机制，统筹谋划电源侧、电网侧、负荷侧共担储能，进一步优化储能参与辅助服务的收益标准。

NBD：随着市场规模的高速扩张，如何优化新能源电力的交易规则也是政企学界十分关注的话题。如何看待新能源电力市场规则的优化？

尹海涛：新能源电力的交易规则是近期非常热的话题，也是近年来改革的重点。截至目前,首批八个试点地区大部分已进入长周期连续运行阶段,第二批六个电力现货试点上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行。

正如前面所说，新能源发电具有间歇性特征，这就要求允许售电企业在电力现货市场上通过电力价格的波动来套利。这些套利行为也可以让终端用户能够以相对稳定的价格来消费电力。

我们可以看到，电力现货市场交易在不断向前发展。去年的3月4日，山西的电力现货市场日前和日内出清价格有17个小时左右处于0电价，如果是允许储能单元进入这个市场，我想是非常有潜力的。

我们都知道，电力市场交易以中长期协议为主。随着新能源电力的发展，我相信未来会留下更多空间，让电力价格按照市场的供需关系展开波动。相信会有更多的公司从中发掘到市场机会，找到新的商业模式。

史骏：随着新能源参与现货市场交易的比例越来越高，新能源项目电价出现下行，有的区域甚至瞬时出现负电价。为此，新能源电力的市场规则优化可先考虑两个方面，一是健全新能源中长期合同签订及合约调整机制，新能源的特性导致签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用，在对新能源中长期合同签约比例不作强制要求的同时，通过建立适应新能源参与的多时间尺度的电力市场，缩短交易周期，提高交易频率，可给予新能源充分调整市场计划空间；二是完善新能源参与市场的配套政策机制，适当放宽针对新能源的偏差考核标准，完善可再生能源配额制，推动市场化用户承担相应的可再生能源市场化配额，开展绿证交易试点，真正体现新能源绿色溢价属性。 

原标题：新能源发电与储能产业耦合的道路在何方?