5月23日，由中国国际贸易促进委员会电力行业委员会主办的中国(成都)绿色能源发展大会在成都世纪城举行。清华四川能源互联网研究院绿色储能研究所所长陈永翀表示，在“新能源发电+储能”度电成本快速下降的驱动下，能源电力系统正在发生新的变化。以发电侧为例，已有火电机组逐步由主力电源向调峰电源过渡。与此同时，以电化学储能为代表的新型储能系统，以及就地消纳新能源为主要目的的新质生产力产业(算力中心、新型制造业、可再生能源制氢等)将会围绕新能源发电侧形成多能互补的局面，传统意义上的发电侧将逐渐由以虚拟电厂为代表的分布式能源替代。

　　他表示，2023年光伏发电平均度电成本已降至0.31元，局部一类地区(光照充足地区)度电成本甚至低于0.2元，目前电化学储能度电成本降至0.40元左右。随着储能度电成本的下降，分布式能源的发展将势不可挡，预计一类地区“分布式光伏+储能”的平均度电成本在2026年前后可降至0.45元，“2030年降至0.30元是大概率的事情”。

　　他分析了储能成本下降的主要原因：一方面，产业应用端有强烈的降价需求。例如，新型锂电储能度电成本在2023年前高达0.6元，2023年电池大幅降价后折合储能度电成本0.40元—0.45元，仍然高于抽水蓄能的度电成本0.25元—0.3元，市场对于低价有迫切需求。另一方面，成本下降是技术进步的结果，特别是随着中国企业电池产业生产技术和储能系统集成技术的进步。

　　陈永翀预计，到2060年我国新能源装机将达5900GW，按储新比20%计算，2060年中国抽水蓄能和新型储能的装机规模将达1180GW。

　　陈永翀提到火电和新型储能之间的关系。他的观点是：火电是传统电力系统的“压舱石”，储能是新型电力系统的“压舱石”。尽管火电同样具有灵活性调节功能，但它只能发电(“放电”)，不能储电，因此在新能源发展规模较小时可以起到很好的调节作用。但若新能源大规模发展，仅仅依靠火电的“放电”调节是远远不够的，必须要有具备“储电”和“放电”功能的储能技术参与“压舱”调节。另外，火电与新能源发电存在发电量占比的直接竞争关系。因此随着储能成本的快速下降，火电的有序退出(但不是完全退出)是新能源大规模发展的必然要求和结果。