在碳达峰、碳中和目标指引下，我国风电、光伏等新能源产业发展迅速，但持续暴增的新能源装机很可能面临消纳困境。为此，全国多个省市发布相关政策，要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能，各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。然而，这种“一刀切”的新能源配储政策存在诸多弊端，在实践中亦遭遇多重难题，未来亟需理顺价格机制，兼顾各方权益，合理分摊成本，积极探索市场化的“新能源+储能”模式。

 

 

2020年9月22日，中国宣布力争2030年前实现碳排放达峰、努力争取2060年前实现碳中和。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，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。据此测算，风电、光伏未来十年还需至少实现7.2亿千瓦的增长，每年的新增装机将不低于7200万千瓦。2020年，我国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦，远超市场预期。截至2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个。资金大量涌入被认为“发展没有天花板”的新能源板块，但持续暴增的新能源装机很可能面临消纳困境。新能源发展成绩不能唯规模论，必须要平衡发展速度与质量，其中新能源消纳始终是个关键点。

 

 

与传统化石能源不同，风能、太阳能等新能源固有的随机性、间歇性和不稳定性，对电网的安全稳定运行带来极大的不利影响。风电、光伏大规模接入电网，在优化电源结构的同时，其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大，电网的调峰、消纳压力巨大。原来的电力市场结构中，用户端是波动的，发电端是可控的，当用户端波动的时候可以控制发电端实现动态平衡，但现在电力结构中用户端更加不可控，电网端还增加了大量不稳定、不可控的可再生能源接入，这样用户端和发电端两边都不可控了。“十四五”期间，新能源将在更多省份成为主力电源，届时，电力系统调峰能力不足将不是个别省份、局部地区的问题，这种情况下，新能源配套储能是当前最具可行性的解决方案，并已经成为行业公认的发展趋势。

 

 

 

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