随着“双碳”目标的提出，中国积极制定行动计划，广泛开展减碳行动。从持续开展能源消耗“双控”，到国家能源局正式启动整县屋顶分布式光伏开发试点工作，再到组织开展两批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目，中国新能源比例在不断提高。
但是随着新能源占比的提高，电力系统的平衡和安全稳定问题更加突出，对新能源、储能等并网设备的调节和支撑能力也提出了更高的要求。在第十三届中美绿色能源高峰论坛，中国工程院院士、中国电力科学研究院名誉院长郭剑波就“中国高比例新能源带来的平衡挑战”主题分享了演讲。
他表示，“双碳”目标提出以后，我国新能源开发提速，据多方预计，2030年中国的风、光新能源发电装机将达16~18亿千瓦。同时他也强调实现双碳目标产业结构调整是关键，能源结构转型是主要途径。当前我国能源燃烧约占CO2排放量的85%，需要在能源生产侧用清洁能源替代化石能源(目前主要以电能形式利用)，能源消费侧推动电能替代以降低社会整体碳排放。因此，郭剑波表示电力行业是实现双碳目标的主战场。
郭剑波提到，据多方预测，2060年我国一次能源消费总量约为46亿吨标煤，其中非化石能源占比将达到80%以上，风、光成为主要能源，且主要转换为电能进行利用。此外，国网能源院预测，2060年我国全社会用电约为15万亿千瓦时，电力总装机达到80亿千瓦。其中新能源(指风、光)装机规模将超过50亿千瓦，占比超过60%，电量占比超过55%，逐渐成为电量供应主体。
随着新能源在能源结构中的占比的不断提高，电力电量平衡问题值得关注。根据郭剑波给出的测算，2020~2060年，我国电量均能平衡乃至略有富裕，但电力平衡难度逐年加大。2020年电力整体盈余7400万千瓦，从2030年开始，由盈余转为不足，2030年缺口8600万千瓦，到2060年缺口进一步增大。因此，需要扩大灵活调节电源规模，增加储能容量、建设应急保供电源、挖掘负荷侧响应潜力。
事实上，对新能源的时间、空间平衡存在很大挑战。一方面，新能源出力波动大、波动持续时间长，存在季节性偏差，年/月不确定性强，所以长时间尺度的平衡难度大，保供压力大。新能源出力波动大使电力供应紧张和弃风弃光问题同时存在。
另一方面，我国东西部电力供需平衡差异大。据测算，我国东中部地区分布式光伏可开发容量约为15~20亿干瓦，年发电量仅为1.9~2.5万亿干瓦时，远不足以支撑当地负荷用电需求;2060年西北地区约有1.6亿干瓦新能源电力外送需求(峰值电力可达2.2亿千瓦)，而当前西北跨区外送直流规模约为6300万千瓦，2060年时需扩充为当前的2.5~4倍。电力空间平衡的需求和挑战大，需解决输电走廊、电网安全稳定支撑强度等问题。
存在的诸多挑战对系统的灵活调节资源和安全稳定支撑能力提出了更高要求。据郭剑波给出的预测数据，未来电网需要配置当前4倍规模的灵活性资源，灵活性资源结构将从燃煤、燃气电厂为主逐步转向电池储能、需求侧响应、水电、抽蓄以及氢能，所以我国灵活调节资源发展空间巨大。
为此相关部门对灵活性资源做了规划，要求我国“十四五”期间将完成存量煤电机组灵活性改造2亿干瓦，增加系统调节能力3000~4000万千瓦，新增煤电机组中具备灵活调节能力的达1.5亿干瓦;到2025年，新型储能装机容量达到3000万干瓦以上;抽水蓄能规模2025年达到6200万千瓦以上，2030年达到1.2亿干瓦左右;到2030年，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。
这其中火电机组存量高，且存量机组已服役年限短，通过灵活性改造可为系统提供大量调节容量和支撑能力。抽水蓄能的综合效率一般在70%到85%之间，度电成本为0.21-0.25元/kWh。目前，相对于其它储能技术仍具有成本优势。
而相较于传统灵活调节资源，储能的经济性不高是限制其发展的关键因素。非抽蓄储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/(kW·h)，目前处于大力推动和示范应用阶段，距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/(kW·h)还有差距。
郭剑波表示，若储能要提升在灵活性资源结构中的比重。首先需要以灵活改造火电、抽水蓄能为技术标杆，不断提升对系统频率、电压等关键状态的动态支撑性能。
其次需要进一步提升储能的商业价值，提高储能循环寿命、研发新型廉价替代材料、储能资源梯级利用等手段实现全寿命周期的技术经济性改善;同时发掘应用场景，通过多样化储能应用场景实现储能的多功能复用。
最后还要不断完善电力市场机制。郭剑波表示，目前仍需进一步完善电力市场和辅助服务市场机制，储能价值评估方法，各利益主体间的价值分摊原则。通过研究储能系统提供各类服务的直接效益和间接效益，基于储能受益对象识别方法，研究多元受益主体间的价值分摊技术，并提出适合不同储能应用场景的储能价值评估方法，引领储能具备功率平衡、系统支撑、辅助服务等多种功能。
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