“新能源发展至今，底层逻辑已发生巨大变化。”

　　在8月29日由第一财经举办的2025零碳峰会上，中国工程院院士、上海交通大学碳中和发展研究院创始院长黄震指出，我国新能源发展已步入下半场，新能源+储能将成为保障以新能源为主体的新型电力系统和能源转型的重要方案。

　　在“双碳”目标下，中国正面临从化石能源走向新能源的绿色转型。据黄震介绍，近年来全球新增风电、光伏装机量中一半以上来自中国。截至今年6月底，国内风电、光伏装机总量达到16.73亿千瓦，提前完成到2030年风电、光伏发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。

　　以风电、光伏为主的新能源迅猛发展正在推动可再生能源发电价格快速下降。黄震称，光伏上网电价正从2008年国家发改委批准的每度（千瓦时）四元，下降至当前每度四毛钱左右。

　　但不可忽视的是，风光发电的不稳定性也在带来诸如新能源消纳等多重挑战。

　　黄震举例称，随着光伏装机和发电量不断增加，白天午间时段火电发电往往要让位于光伏，导致午间火电负荷越来越低，晚上没有太阳的时候则要补位大发，出现午间新能源消纳难、晚高峰用电时段保供难的现象，而随之带来的弃风、弃光问题在我国新能源装机占比较高的内蒙古、青海等地较为普遍出现。

　　据国家能源局最新数据，截至今年8月，我国可再生能源发电装机占比已由2023年的40%提升至60%左右，全社会用电量中每3度电就有1度绿电。

　　“如果到2060年风电、光伏大发，电力系统没办法消纳，彼时将出现24亿千瓦的弃风和弃光。”黄震结合国家相关研究部门数据预计，为实现碳中和目标，2060年全国累计发电装机容量将达到100亿千瓦，其中风电、光伏分别为20亿千瓦、50亿千瓦，意味着风光装机占比将升至70%以上，新能源消纳问题严峻。

　　与之而来的另一个问题是荷随源动。以往传统电力系统遵循源随荷动，即用电量增加时，发电端要加大出力满足用电需求。但随着可再生能源占比提升，黄震认为，由于风光的波动性、随机性和间歇性，其发电很难控制，因此要通过调节负荷响应风光发电的峰谷特性，解决新能源消纳问题；同时在低谷时段多能互补，实现电力系统的平衡和稳定供应。

　　基于上述情况，黄震认为储能将成为新能源快速发展、能源绿色转型中不可或缺的要素。

　　从应用场景看，储能主要分为源端储能、网端储能、负荷端储能三大类。黄震介绍称，源端储能可以平抑风光发电波动性、随机性，提高新能源消纳率；网端储能则可以帮助电网削峰填谷；至于负荷端储能，最直接的作用是通过虚拟电厂或参与需求响应，帮助终端用户进行峰谷套利、降低其用电成本。

　　从技术类型区分，储能又可以分为包括抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池、燃料储能在内的长时储能，以及包括飞轮储能、锂电池在内的短时储能等几大类别。

　　黄震认为，随着电力系统中风光占比不断提高，以数天、数周甚至跨季节的新能源消纳和电力平衡问题凸显，长时储能作用将更加重要。

　　他重点提到了抽水蓄能、液流电池、燃料储能等长时储能技术。抽水蓄能在我国装机量已达6000万千瓦，预计到2030年将达到1.2万亿千瓦，储量大、技术成熟，但受制于地形结构影响，较难在全国范围内普及。

　　“另一种值得关注的技术是燃料储能。”黄震解释称，国内大型风光基地除了生产绿电之外，还可通过绿电制取绿色燃料，本质上也是储能技术的一种，既能在风光大发时消纳绿电，也能助力摆脱对石油等燃料的进口依赖，且该技术在储能规模和时间上也极具优势。

　　近日，国内一些大型绿色氢基能源项目陆续完工投产，国家能源局同步公布了我国绿色液体燃料技术攻关和产业化第一批试点项目名单。首批试点项目包含燃料乙醇、绿色甲醇、绿氨三类绿色燃料，不少项目采取风电、光伏等可再生能源电解水制氢，再将绿氢合成制备绿氨或绿色甲醇，风能、太阳能资源丰富的东北地区是此次试点的重点布局区域。

　　“‘531’新政后，光伏、风电保量保价时代已经过去，新能源发展进入下半场。”黄震说，这意味着之后新建的风电、光伏电站不光要生产绿电，更要卖出好电价，因此储能一定是新能源发展和能源绿色转型不可或缺的要素。