“碳达峰 碳中和”下储能发展路径——国网能源研究院战略与规划研究所所长鲁刚

“现在基本每降低一吨的煤耗，能降低两亿吨的碳排放。煤电+CCUS和新能源+储能这样一个技术性对比，可以通过一定的煤电，降低整个系统的运营成本。”国网能源研究院战略与规划研究所所长鲁刚在第六届（2021）国际储能技术大会上发言。

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鲁刚：非常感谢主办方有这么个机会，与大家再一次交流双碳下储能发展问题。应该说对于储能未来发展的规划，过去五六年我们也一直在跟踪，也一直在做储能的规划。这次说双碳下储能发展，双碳下储能发展到底与原来储能整个研判有什么区别。

双碳下这个逻辑发生了什么变化？储能跟新能源绑定的关系更加密切，实际是储能+新能源这样一个技术路线，与火电+碳普及等等这样技术路线之间整体性的技术性的对比。

如何看待储能发展。首先要看国家如何看待双碳，如何看来未来的电力系统。国家提出的是综合性的发展目标，而不仅仅是解决我们的碳减排问题，还要解决经济的发展，解决我们的能源基础设施。因为在五中全会里边写了，这个是放在我们现代经济体系建设，我们的基础产业发展中。所以我们储能产业发展的也应该放到这样一个高度。

中国的“碳达峰 碳中和”路径走的是一条中国特色的道路。第一个在于我们的规模巨大，减排时间很短，只有40年，速度快。第二个，我们实际实现的是能源、经济、环境同步的调整，我们经济发生了什么变化，未来是新发展格局，新发展格局是双循环，这跟过去经济环境下的发展不一样，能源是要走转型低碳，能源革命，又走双碳，是同步调整，这是其他国家所没有的。新发展格局下，对于储能产业未来发展还是有整体性的影响。

双碳下储能发展基本逻辑是什么？是“对技术预期、转型倒逼、经济承受力和潜在风险的一种综合性抉择”。国家到底给电力行业一个怎么样碳的额度，在这样一个额度下，基于一系列过去我们都知道的各种约束，判断出未来发展的前景，利用GESP-V这样一个软件工具来测试各种路径。也就是从现在可能有不同的路径，不同的技术选择，当然也会形成不同对火电的退役要求，不同的成本，不同经济社会的承受力。

我们未来技术方向的一种战略性的抉择，总体上看有两大类：第一类是我们这样的规划模式，是一种基本上以能看得清的，比方风、光的发展，还有泵与泵能够得着的，比方说储能，还有有一定不确定性的，比如氢能和CCUS，这样一类规划。第二类，对技术预判相对来说颠覆性一点，或者激进一点，不仅仅是在发电侧，比如核电的一些技术，也包括在用电侧，各种用能技术，能够全面的电气化，或者是全面的零碳化、低碳化。

这两类技术背后就要求的是不同的技术突破性，所以这就会导致整个未来规划能否落地，它就形成不同的效果。颠覆性的技术也许到后面整个成本会降下来，也可以改造整个生产生活方式。我们看得见的这种，很显然是要带来较大的成本，也当然需要在关键技术上有重大突破。所以，未来发展的逻辑实际就是对我们一个技术预期，转型3060倒逼，还有它可能带来的一系列的承受压力这样一种综合性选择。

潜在风险就是，即使是相对泵与泵够得着的模式，它也有一定风险。储能，氢能、风能、CCUS如果达不到预期的话，我们这条路怎么走下去，这也是有一定风险。过去能源转型强度越大，新能源是储能发展的重大动力，也就是说转型强度越大，新能源发展越高，储能需要的越大，这就是过去。我们现在觉得，双碳下是增加了新的动力，实际最终就是新能源+储能这样一个技术经济，与火电+CCUS这样一个技术经济性，它的长期对比性的一个判断。

未来火电还是需要的，还是有一定量的需要，当然它更多的不是去发电了，它是用来调节。当然，新能源和储能会有更加跨越式的发展。

而这个对比之上，实际是对国家战略路径的抉择，实际也是对能源、电力未来是种什么样基础设施的判断。五中全会上也把我们的能源放在了基础设施、现代经济产业这样一个章节内，实际这个也在判断。我们过去的电力系统是火电、电网，用电侧，未来是什么样的，一方面储能一系列的新技术上来的基础设施的迭代，原有基础设施的退役。更重要的是用能侧，用能侧将会有更大的变化，用能侧一系列的变化也离不开储能的发展，可能是这样一个基本的逻辑。

我们采用的软件就是GESP-V这样一个软件模型，它可以对新能源，对于储能，包括复合侧的各种响应有一个刻划。我们主要围绕的还是技术经济性上，成本上这样一种规划，所以它也能出来各种运行的成本、投资等等的情况。这是一个关键边界条件，最重要的就是电力碳预算，这个还是基于目前情况的判断，我们与环保部等各方研究机构交流了几次，发现这个数他们始终还是定不下，所以我们目前还是中国全球占30%，能源占80%，电力占40%，预估780-1300这样一个范围。大概三大场景，一个就是深度低碳，零碳和负碳。

但我们看的是这样一个趋势，比如一次能源结构，清洁能源大发展这毋庸置疑，但是到2060年，我们还是有一点的煤电，储能也有较大的规模。终端能源结构，基本每年电气化一个百分点，现在27%，到2030年也有个38%左右，到2060年有70%的规模。节能很重要，节能领域有大量的新业态会涌现。目前2030年可能降低三分之一，到2060年可能降低五分之四的规模，下降是非常快的。

从装机上就能看到储能，这里把储能分成抽蓄和非抽蓄，抽水蓄能是今天的主题。2030年，是40亿千瓦，大概非抽水蓄能有1.3亿，可能还有点保守，但是是上下波动。2060年会比较高了，接近6.97亿储能的规模。另外一侧是电量，按照远期预测，15.7万亿，接近57%，也就是接近8万亿，到2060年是新能源这样的量，新能源8万亿，储能的电量大概也有1.78万亿左右。另外光热，光热也有0.7这样的规模。

如果在刚才的展望下，看未来电力影响因素，第一个就在于电力碳预算，预算如果给我们的高一点，可能我们需要的转型力度就不会这么大。但如果给我们进一步压缩，目前我看各方面的情况，这个宝是一天比一天往电力系统上压，比我们预测还要大。第二个关于达峰水平。我们的预判，第一个，未来就是按照能够增加的碳预算的规模，每个省能上一两个大项目基本就会填满未来达峰阶段的空间。第二个，碳达峰不是攀高峰，如果从粉线上升到蓝线，我们的新能源、储能，前期肯定是发展规模小一点，但是到后期它会有个比较大的报复性反弹，整个会带来成本的上升。这是达峰水平。 第二个是峰值平台期，有一定的峰值平台期有利于降低成本，但是跟前面逻辑是一样，有峰值平台期，前面储能、新能源发展慢一点，后面就要发展很快。它带的好处就是成本下降，带来的挑战就是火电在未来退役的集中度就会提高，就会集中在未来最后那十年、二十年，这样会带来产业、就业大的变化，而储能会有比较大的快速增长。

中和的路径，结论就是先慢一点，后快一点更有利，也有利于电价未来高的时候来承担很多风险和挑战。

现在基本每降低一吨的煤耗，能降低两亿吨的碳排放。煤电+CCUS和新能源+储能这样一个技术性对比，可以通过一定的煤电，降低整个系统的运营成本。但如果CCUS没有实现预期的技术经济性，可能发展的机会就会转向新能源+储能，但这个规模实在是增加的太大。储能可能就要增加接近8个亿，反正规模是非常大的。可能很多地方会在谈火电挡了路，或者储能等等，我觉得这两条技术路线对于国家碳的稳定发展都是必不可少的，之间并不是单纯的竞争，本身还是互补，让电力系统更平稳的往前发劲。

另外就是氢能，氢能在这里面也起了关键的作用，氢能发展的逻辑一方面是用户侧，它需要电能替代，达到不了的需要氢能。另一方面是发电侧，新能源发电水平要依靠氢能。所以这是氢能发展的大概逻辑。如果氢能发展不及预期，它带来的也是比较大的影响，我们也有个测算，不再说了，但大体上氢能未来能占到15%的电量规模。未来电力系统会发展什么样，特别谈其中一点，关于各环节关系更具整体性。也就是电源，新能源也不是过去的新能源了，它已经变成老大了，它应该有这样一个角色。而电网要与微电网进行融合性发展，用户侧可能有更多的用电的类型。

储能发挥什么作用，储能就是把这三个方面打通这样关键的作用，这是新型电力系统一个非常核心的问题。

未来也是构建一个多元化的、清洁的能源供应体系，整体逻辑就是，新能源跨越式发展，同时要补灵活性资源这个短板，也就是一个要加快，另外一个补短板，底层肯定是技术上的一系列进步。未来来看，电力平衡是最大的一个挑战。从这个平衡中也能看到，最开始要靠我们的储能，跟着风、光跑，跑到一定份上就会发现储能也不够用了，如果氢能的进来，新能源就只能走比较大的气能气光，再继续往低碳方向走。所以从逻辑上，它确实需要类似于氢能，新能源在其他领域应用需要的技术场景。这种技术场景到底是由储能来满足，还是由热、氢能来满足，这要看我们技术发展的情况。

最后，还是以技术来驱动的储能经济的时代，核心未来很大一个问题在于，将会带来较大的成本上升，一方面需要国家的产业政策来扶持，另一方面，也有必要提升各方面绿色价值，因为没有免费的午餐，这是一个定理，被国外教授证明的定理，这是我们的共识。

还有最后一句话，总书记发布的报告里最后一句话，过去的电力系统还是一个自主性完全在我们手上的电力系统，但随着低碳的发展，随着氢能、CCUS的发展，随着关键技术、产业链、供应链不一定在我们手上的环节，出现卡脖子的问题，未来一个比较要关注的，就是要把一些底层东西掌握在我们手里，要在新发展格局双循环下来考虑产业链的布局，既要走出去，也要把很多东西放在自己的手里。谢谢大家。

（发言为北极星储能网根据速记整理，未经本人审核）