坚持先立后破、以立为先的能源转型战略，需要容忍一定比例的经济弃电和冗余度，不能不计成本地追求高消纳高利用率；新型储能发展应继续鼓励多种技术路线，给技术进步留出时间、给市场化推进留出空间，防止陷入新能矿“陷阱”。

　　推进能源转型是实现“双碳”目标的关键。一般来说，能源转型有两种基本模式，即“先破后立”和“先立后破”，当然还有衍生出来的“边破边立”“边立边破”。考虑到能源转型的惰性，往往“不破不立”，因此“先破后立”或“边破边立”有利于形成倒逼能源转型的机制，但也很容易出现新旧能源衔接脱钩，使能源供应出现问题。

　　考虑到能源供应不可中断的安全需要，从保障能源安全的角度出发，我们需要采取“先立后破、以立为先”或“边立边破”的模式，但是，这种模式很难避免新能源能力过剩，出现“弃风弃光弃电”等问题。对此，我们需要从两个方面进行考虑。

　　一、要辩证看待“弃风弃光弃电”现象

　　“先立”既不能搞运动式、盲目地新建、扩建、快建产能，也不能不计成本地追求高消纳水平和利用率，而是需要从实际出发，算好经济账、用好市场机制、依靠技术创新，科学谋划和推进，特别是要辩证地看待并允许新能源保持一定的冗余。

　　保供与消纳之间既是统一的，又是矛盾的。从保障能源安全的角度讲，新能源的建设能力越快越多越好，所谓“多多益善”。但是，快了多了就容易带来过剩，出现新的“弃风弃光弃电”问题。这里不仅有并网技术问题，也有发电项目与电网之间“先有鸡还是先有蛋”的关系问题。无论是“电网等项目”还是“项目等电网”，都会出现结构性滞后或错配。

　　2022年，我国可再生能源新增装机占当年总新增发电装机的比重达到76%。截至2022年底，可再生能源装机占全国发电总装机的47.3%。2022年，可再生能源发电占新增发电量的81%，占总发电量的31%。随着新能源占比的持续提高，供需双侧与系统调节资源均呈现高度不确定性。

　　近年来，从国家到地方都高度重视消纳问题，要求上电网、配储能、增用户等控制弃电量和弃电率，取得了良好的成效，从国内有关机构公布的数据来看，东部一些地区的消纳率普遍已经达到97%～98%，中西部地区相对低些；但另一方面，这也增大了新能源的综合成本或系统成本，包括配套的储能、调峰成本等。

　　文献资料显示，10年前，欧洲学者就提出过新能源“经济弃电”概念，即避免尖峰时刻消纳新能源产生的超额成本；2016年，德国研究机构指出，若保障2020年完全消纳新能源发电，当地海上风电发电成本将提高30%；2019年，美国研究机构对某个新能源渗透率较高的州进行测算，认为适当弃电将比建设储能节省10%以上的系统成本。

　　因此，在新能源渗透率较高的情况下，合理弃电是经济且必要的。利用率或消纳率管控目标将影响可接纳的新能源发展规模、系统灵活资源需求和电力供应成本，设定过高利用率的消纳目标既不经济，也将限制新能源发展规模。

　　另据资料显示，美国加州独立系统运营商在月度公报中明确将弃电分为经济弃电、阻塞弃电、调峰弃电三大类。其中，经济弃电不作为电网规划的约束条件。换句话说，按照市场化运行的新能源项目，出现一定的能力过剩或冗余度是客观且必要的。我们需要经历一个“装机增加—利用率下降—技术突破—利用率上升—装机再增加”的螺旋式上升过程。如果把新能源装机与提高利用率或消纳率比作左右腿的话，总需要先迈出一条腿，不能双腿同时向前蹦着走。

　　二、适度的新能源冗余有助于储能规模化市场化发展

　　储能市场化水平低的本质原因在于全国新能源消纳率达到97%～98%，仅2%～3%的弃电可供储能充电，独立储能可利用的空间有限。只有通过规模化市场化效应才能实现储能成本的下降。

　　伴随着新能源的快速发展，储能的关键性地位凸显。目前，抽水蓄能依然是占比最大的储能方式，但缺乏新型储能特别是化学储能那种灵活性、便捷性，越来越多的新能源项目谋划配建电化学储能，于是带来了新能矿需求的大幅度增加。

　　国家能源局将新型储能定义为“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。《“十四五”新型储能发展实施方案》将锂电池、液流电池、钠离子电池、固态锂离子电池、高性能铅炭电池、压缩空气储能、超级电容器、液态金属电池、金属空气电池、氢（氨）储能、热（冷）储能等多种新型储能技术列入实施方案。除此之外，重力储能、高压直挂储能、水蓄热储能等众多技术也同样可以归类于新型储能技术。

　　目前尚无对新型储能技术的统一分类，但大致可以按照超长时储能、中长时储能、短时高功率储能、储能系统集成技术分为四大类。电化学储能是新型储能的主力军，无论液流电池、钠离子电池、固体氧化物燃料电池等中长时储能技术，还是高性能快速充换电系统、超大规模储能、分布式储能等系统集成技术，都与电化学储能有着密切关系。

　　国家能源局的公开资料显示，2022年底全国投运新型储能项目8.7吉瓦，其中电化学储能占到98%左右，平均储能时长2.1小时，比2021年底增长110%以上。

　　在新能源产业发展过程中，特别是在储能电池发展中，需要大量作为基础原材料支撑的重要矿物，即所谓新能矿，如锂、钴、镍、铜等。这些新能矿面临着类似石油、天然气、铁矿石等一样的国际竞争形势。

　　据国际能源署2021年《关键矿产在清洁能源转型中的作用》报告，由低碳能源技术驱动的能源系统的矿物需求将远超化石燃料能源系统。按照现有的技术发展路线，预计2040年全球新能矿的需求将比2020年增加6倍，特别是用于电动汽车和电网存储的矿物需求将至少增长30倍。可以预期，随着全球应对气候变化和低碳转型进程加快，未来围绕新能矿的全球布局和竞争将愈演愈烈。

　　据有关机构估算，2030年我国锂、钴、镍、铜等需求将较2020年增长1.1～3.5倍。到2060年，在无可替代材料的情况下，多数新能矿需求将在2030年的基础上再增长20%～50%，部分甚至可能翻一番。同时，国内资源家底薄弱，对外依存度持续走高，境外资源分布和生产高度集中，资源储量和产量前三位国家全球占比超60%，且多为生产环境不稳定的国家。以锂为例，全球的锂矿资源几乎都聚集在“锂三角”（玻利维亚、阿根廷、智利）和澳大利亚，超过一半（53%）的可开发储量位于南美，分布在智利（42%）和阿根廷（10%）等地；澳大利亚的锂资源可开发储量位列第二，约占全球总量的1/4。

　　在这种情况下，我们有必要重新思考以化学储能为主的新型储能技术发展路线，绝不能“千军万马过独木桥”。尽管目前许多新的储能技术还停留于实验室阶段，我们应鼓励新型储能技术多路线并存，特别在发电侧、电网储能技术方面，不能急于求成、追风复制，而应腾出时间和空间实现百花齐放。

　　储能市场非常广阔，能够容纳各类电池路线竞争。储能市场也非常需要系统集成技术的发展，无论是可再生能源并网、分布式发电、智能微网还是电动汽车换电站系统等场景，都在各类新型电池技术之外，需要系统集成技术的加持。在储能领域，如果再耗费大量资源建设锂电池储能电站，对于锂等重金属资源而言就是一种较为奢侈的“浪费”。像压缩空气储能、钠离子储能、氢（氨）储能、重力储能等，都可以发挥各自优势、取长补短，协同成长发展。