谷峰：减煤量不等于减煤机

 

目前对于实现碳中和的路径，能源领域普遍认为需要大力发展光伏和风电。风光如果成为实现碳中和的主力，就需要解决其间歇性和波动性给系统稳定运行带来的问题。从技术层面看，有储能和大电网两种方式。电化学储能的成本下降得很快，以锂电池储能系统为例，2009年时大约是5000元/千瓦时，现在可以做到1200元/千瓦时。据了解，储能的成本每10年降一半的可能性是非常大的。以此为基础，到2030年，电化学储能的成本下降将非常显著。

 

但当前有一个很有意思的现象，支持电化学储能的人也支持大电网的建设，实际上，电化学储能和大电网是相互替代的技术。电力无法实现大规模经济存储，发输配售环节需要同时完成，所以才有大电网的概念。如果储能技术取得了突破，可以配合集中式和分布式可再生能源，实现电力的大规模储存，那时候就不再需要大电网了。但是很遗憾，从目前来看，还没有实现这种突破。

 

首先，电化学储能的绝对存储能力还没有达到可以替代大电网的程度。从能量密度上看，不严谨地说一公斤煤炭大约能够发三度电，如果一公斤的电池能够储存三度电，就意味着将来可以直接输送电池，但现在储能的能量密度大约只有三度的二十分之一。以京津唐电网为例，目前最大负荷是6000万千瓦，最大负荷出现在每年的8月，这个月风光的不稳定时间大约会持续10天左右。如果依靠电化学储能，不依靠煤电机组，这10天需要储存由风光生产的50亿度电才能“扛”过去。按照极端情况下全部配置储能（假设成熟替代方式只有储能），电化学储能成本以1000元/千瓦为基准，京津唐需要投资5万亿元，而目前全国电网总资产大约只有6万亿元。

 

此外，近几年储能在国际上发展迅速。在欧美国家的电力批发市场里，储能主要是功率型的应用，因为其反应速度快、精度高，可以在系统调节里发挥作用。而其能量型应用主要在电网末端，原因是这些国家的电网收费由输电价、配电价和接入费三部分构成，接入主网的费用需要由用户来买单。对于用户而言，在需求小幅增加的情况下，加装电池储能比多建一条电网线路可能更为经济。与此同时，部分国家的制度设计比较科学地明确了每一个节点、每一个用户的经济责任，所以储能在电网末端有很大的应用空间。但在电力批发市场里，储能则不是能量存储的主要方式。

 

所以不能否认，在局部地区、局部时段、部分功能上，储能具备一定优势，但以目前的技术，还难以成为助力实现碳中和的主要方式，一定时间内，仍然主要需要依靠大电网。 本+文+内/容/来/自:中-国-碳-排-放（交—易^网-tan pai fang . com