2023年6月29日—7月2日，2023國際數字能源展在深圳舉辦。展會期間的四場分論壇上，國內外專家學者、能源從業者、企業代表等圍繞新型電力系統、新能源數字化、電化學儲能、數字能源投融資等話題展開探討。
與會嘉賓表示，新型電力系統是構建新型能源體系的決定性因素，發展新能源，要借助數字化手段，提高電力系統韌性和可靠性，推動能源產業數字化、綠色化轉型。
嘉賓也提到，要重視儲能對電力系統的支撐和調節作用，通過技術創新降低儲能成本，實現規模化、商業化發展。
電力系統穩定運行挑戰大
在實現“雙碳”目標和建設新型能源體系背景下，我國新能源迅速發展。截至2022年底，我國風電、光伏發電總裝機達7.58億千瓦，占發電總裝機約29.6%。2022年，風電、光伏發電量占全社會用電量13.8%，接近全國城鄉居民生活用電量。隨著新能源發電滲透率逐步提高，我國電力系統也面臨調節難度增大、系統抗干擾能力降低等問題。
中國工程院院士、南方電網首席科學家饒宏認為，新型電力系統是構建新型能源體系的決定性因素，電源是決定新型電力系統演進路徑的關鍵影響因素，電網運行是檢驗演進路徑的重要依據，關鍵考驗是如何保障系統安全穩定運行。他提出，可通過研究全時間尺度電力電量平衡、全景電網實時仿真等關鍵技術，探索建立新的分析方法與平臺，支撐適應我國基本國情、新能源占比逐步提高的新型電力系統不斷向前演進。
國際能源署(IEA)能效部門能源數字化工作處處長Vida Rozite表示，中國可再生能源迅猛發展，將為全球脫碳帶來巨大好處，但也對電網可靠性造成挑戰。他提出，要加大對需求側和智能電網的投資，進一步推動發電側和負荷側可視化，并探索新的商業模式，確保電網具有韌性、高可靠性和低碳化。
香港中華電力智能電網戰略首席經理姜天翔提出，未來電網形態將更加復雜，數量龐大的分布式發電、相對復雜的配電網結構、電網潮流轉變為雙向潮流等將對企業管理產生影響。這要求電力企業積極擁抱數字化，打造數字化智能電網，并向能源網絡運營商轉型。
新能源+數字化方案
國際大電網會議(CIGRE)技術委員會主席、巴西國有電力公司首席傳輸官Marcio Szechtman表示，解決電力系統的安全穩定運行問題，離不開電力設備、市場監管、新興技術持續創新。他表示，技術是企業發展的主要動力，企業要通過培養創新文化、制定創新戰略、升級思維模式，進一步推動能源轉型，實現能源系統全面數字化。
與會嘉賓提出，光伏等新能源將成為我國的主力能源，但電網穩定性已成為高比例新能源消納的主要瓶頸。
中國科學技術協會決策咨詢首席專家、原國家電網有限公司調度控制中心副總工程師裴哲義提出，要提高新能源場站電網穩定運行支撐能力，發展構網型技術，實現主動快速功率支撐和大電流暫態支撐能力。
他也提到，要不斷改進提升儲能系統的支撐能力，發展儲能集群與風光水火等電源聯合優化運行的技術，以安全、經濟、新能源消納等為優化目標，基于時空耦合，建立中長期—日前計劃—日內滾動—實時控制的優化運行模型，實現規模化儲能系統和風光水火等電源聯合優化運行。
新能源+數字化是當前能源發展的趨勢。華為數字能源技術有限公司副總裁、首席戰略官張峰提出，該公司聚焦4T技術融合，即融合數字技術、電力電子技術、熱管理技術和儲能管理技術，持續開展新能源和數字化技術創新。
為實現新型電力系統更加穩定，華為數字能源采用Grid Forming構網型儲能技術，打造智能光儲發電機，使光儲系統具有主動增強電網的能力和傳統同步發電機的功能，促進新能源穩定并網和高質量消納，實現從跟隨電網到主動增強電網的轉變，推動光伏成為主力能源。
中國國際工程咨詢有限公司能源業務部總工程師朱寧提出，電力行業和IT行業的交流合作十分迫切。他指出，目前國內電力行業的智能化規劃設計較為落后，智能化方案與實際規劃設計無法很好對接。他建議，電力行業要和數字化、智能化技術深化融合，加快形成新型電力系統智能化的中國方案。
為更好地服務能源數字化、綠色化轉型，能源投融資是必選項，備受資本市場關注。
國家節能中心副主任、研究員康艷兵提出，“雙碳”目標將為能源行業帶來新機遇，包括產生能源高效利用等新技術、新模式、新業態等。在此背景下，我國將擁有巨大的綠色投資市場。初步測算，未來30年，為支撐能源系統轉型，在能源供應側的重大基礎設施領域投資將為90萬億元—130萬億元。疊加能源消費側，將形成一個數百萬億元的綠色投資市場。
新型電動出行是新型電力系統的重要場景之一，電動汽車和充電基礎設施被認為是一種可挖掘的儲能類型。
特銳德電氣公司董事長于德翔表示，未來充電網是支撐電動汽車大規模發展的基礎設施網絡，是構建新能源占比逐步提高的微電網，也是聚合電動汽車電池的儲能網。他介紹，特銳德正構建“充電網+微電網+儲能網”的虛擬電廠新產業生態，在實現電動汽車高效清潔充電的同時，參與電力系統調節，助力構建新型電力系統。
儲能迎來發展機遇期
商業模式待成熟
當前，儲能迎來高質量發展機遇期。在2023國際數字能源展期間，總規模超過200億元的深圳新型儲能產業基金發布。在多場論壇上，專家和能源從業者對國內儲能發展路徑、商業模式及趨勢展開熱議。
中國工程院院士、中國科學院物理研究所研究員陳立泉介紹，截至2022年底，全球電力儲能裝機達237.2吉瓦，較2021年增長15%;中國儲能裝機59.8吉瓦，占全球總規模的四分之一，較2021年增長38%，抽水蓄能裝機首次低于80%。他認為，新型儲能是構建新型電力系統的重要基礎，也是搶占國際競爭新高地的重要領域，我國儲能市場將迎來爆發期。
西門子能源(深圳)有限公司總經理趙作智補充了一組數據，截至2022年底，全國儲能容量占風光發電量的0.011% ，全國已投運新型儲能容量占風光發電量的0.0015%。到2060年，“雙碳”目標下風光發電量同比2025年增幅將超過5倍，“目前儲能規模遠遠不夠”。
缺乏成熟的商業模式是阻礙儲能市場發展的因素之一。欣旺達動力科技股份有限公司總工程師王寶玉認為，總體上看目前國內儲能仍處于商業化早期或示范階段，在性能提升、成本下降等方面有較大發展空間。同時，市場暫缺乏明確的價格政策和成本分攤機制，儲能盈利模式不清晰，儲能規模化發展受限。
廣東省綠色能源技術重點實驗室主任、華南理工大學電力學院教授楊蘋進一步說，電網側配儲和共享儲能目前沒有直接的商業模式，現在具有明確商業模式的是新能源場站側配儲和新能源加儲能聯合運行。
新能源場站側配儲方面，現有部分省份規則強制性配儲比例為10%—20%。楊蘋認為，未來應分層級配置儲能，具體來說要注意風電場和光伏電場的不同，考慮新能源場站二次出力特性、所在節點并網運行特性，以收益最大化為目標配儲。新能源加儲能聯合運行也要基于多應用場景，考慮新能源場站的并網運行特性，制定新能源聯合儲能的協同控制策略。
王寶玉說，國外目前更關注儲能全生命周期的經濟可靠性，預計到2026年國內政策及價格傳導機制將成熟，國內外儲能行業必將殊途同歸，“安全+經濟性”是國內外儲能未來面臨的最大挑戰。
中國電力科學院電工與新材料所所長來小康介紹，儲能應用在電網服務方面大致可分為能源服務、容量服務和基本可靠性服務。因為相比其他服務而言容易形成商業模式，以往儲能主要為系統提供可靠性服務，能源服務和容量服務沒有得到充分應用。“能源服務和容量服務得到充分應用后，才是天量的儲能應用市場。未來儲能不能總靠電力設備按尖峰時的電量配置，要充分利用能源服務和容量服務功能。”
成本優先，呼吁長時儲能
中國科學院院士，南方科技大學碳中和能源研究院院長，香港科技大學能源研究院院長趙天壽提出，新型電力系統需要大規模、高安全、不同時長的儲能技術。現有的儲能技術仍有不足，要聚焦技術短板、突破技術挑戰，搶抓儲能產業發展機遇。
陳立泉提出，大規模儲能技術的總體發展目標，包括重點發展長時、中短時、高功率三類規模儲能技術，降低度電使用成本至0.2元/千瓦時以下，延長儲能器件壽命至15—30年。此外，要發展梯級利用、全壽命周期、可持續發展的關鍵技術，實現高度安全、高度可靠、高水平規模化制造的技術水平。
在技術方面，多位嘉賓提到應重視長時儲能技術發展。
研究表明，由于成本高、技術仍不成熟，目前長時儲能系統在全球風光發電系統中應用仍較少，多以配置小于5小時的短時儲能為主。
趙作智認為，隨著波動的可再生能源滲透率提高，儲能放電次數將減少，與此同時，放電持續時間將增長，不同可再生能源會導致地區間平均儲能放電時間出現差異，當可再生能源發電比例大于75%，季節性儲能的需求將會產生。
他說，長時儲能的潛力尚未完全釋放，原因包括長時儲能被認為只是一種資產，初期項目成本過高，客戶和投資者過度關注項目風險，項目收入缺乏確定性等。此外，目前對大于10小時的儲能需求還不夠強勁，套利、容量支付或輔助服務等激勵措施不夠有吸引力。
趙作智認為，制定中期存儲容量目標，將儲能納入電力規劃，允許接入儲能作為輸電網供應商的“電網設備”以提高電力系統運行質量，確定長期收入模式，降低或取消儲能接入電網的費用。
趙天壽提出，新型電力系統需要長時大規模儲能，氫燃料儲能、液流電池儲能有發展潛力。據介紹，氫燃料電池具有零碳排放、功率能量密度高、無時空限制的技術優勢，但存在氫能存儲運輸難度大、安全風險高等問題;液流電池儲能則具有本征安全、擴展性高、壽命長的優勢，但存在能量和功率密度低的挑戰。此外，兩者都面臨成本高的問題。
來小康說，通常發展儲能技術是性能路線優先，看重能量密度、循環壽命等指標，未來可能改為成本路線和規模路線優先。他還希望儲能產業可以加大數字仿真、數字孿生方面的技術研發，降低試錯成本。
來源 | 南方能源觀察
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