6月29日至7月2日，2023国际数字能源展在深圳举办。展会期间的多场论坛上，国内外专家学者、能源从业者、企业代表等围绕新型电力系统、新能源数字化、电化学储能、数字能源投融资等话题展开探讨。
与会嘉宾表示，新型电力系统是建设新型能源体系的重要部分，发展新能源，要借助数字化手段，提高电力系统韧性和可靠性，推动能源产业数字化、绿色化转型;要更加重视储能对电力系统的支撑和调节作用，通过技术创新降低储能成本，实现规模化、商业化发展。
“新能源+数字化”应对系统挑战
在推进“双碳”目标和建设新型能源体系背景下，我国新能源迅速发展。随着新能源发电渗透率逐步提高，我国电力系统也面临调节难度增大、系统抗干扰能力降低等问题。
中国工程院院士、南方电网公司首席科学家饶宏认为，新型电力系统是建设新型能源体系的决定性因素，可通过研究全时间尺度电力电量平衡、全景电网实时仿真等关键技术，探索建立新的分析方法与平台，支撑新型电力系统不断演进。
国际能源署能效部门能源数字化工作处处长Vida Rozite表示，中国可再生能源的迅猛发展，将为全球脱碳带来巨大利好，与此同时也对电力系统可靠运行带来挑战。
如何面对挑战?不少与会嘉宾认为，“新能源+数字化”能提供解题方案。
香港中华电力智能电网战略首席经理姜天翔说，电力企业应积极拥抱数字化，打造数字化智能电网，并向能源网络运营商转型。
国际大电网会议技术委员会主席、巴西国有电力公司首席传输官Marcio Szechtman也表示，技术是企业发展的主要动力，企业要通过培养创新文化、制定创新战略、升级思维模式，进一步推动能源转型，实现能源系统全面数字化。
已有不少企业进行了创新实践，以寻求加强新型电力系统稳定性。华为数字能源技术有限公司副总裁、首席战略官张峰透露，华为数字能源采用Grid Forming构网型储能技术，打造智能光储发电机，使光储系统具有主动增强电网的能力，促进新能源稳定并网和高质量消纳。
中国国际工程咨询有限公司能源业务部总工程师朱宁提出，电力行业和IT行业的交流合作十分迫切。他建议，电力行业要和数字化、智能化技术深化融合，加快形成新型电力系统智能化的“中国方案”。
为更好服务能源数字化、绿色化转型，能源投融资是必选项，备受资本市场关注。国家节能中心副主任、研究员康艳兵提出，“双碳”目标将为能源行业带来新机遇，包括产生能源高效利用的新技术、新模式、新业态等。在此背景下，我国将拥有巨大的绿色投资市场。初步测算，未来30年，为支撑能源系统转型，在能源供应侧的重大基础设施领域投资将为90万亿元至130万亿元，叠加消费侧，将形成数百万亿元的绿色投资市场。
把握发展机遇培育储能商业模式
当前，储能迎来高质量发展机遇期。展会期间，总规模超过200亿元的深圳新型储能产业基金发布。在多场论坛上，专家和能源从业者对国内储能发展路径、商业模式及趋势展开热议。
中国工程院院士、中国科学院物理研究所研究员陈立泉介绍，截至2022年底，全球电力储能装机达237.2吉瓦，较2021年增长15%;中国储能装机59.8吉瓦，占全球总规模的1/4，较2021年增长38%，抽水蓄能装机首次低于80%。他认为，新型储能是建设新型电力系统的重要基础，也是抢占国际竞争新高地的重要领域，我国储能市场将迎来爆发期。
西门子能源(深圳)有限公司总经理赵作智补充了一组数据，截至2022年底，全国储能容量占风光发电量的0.011%，全国已投运新型储能容量占风光发电量的0.0015%。到2060年，“双碳”目标下风光发电量同比2025年增幅将超过5倍，“目前储能规模远远不够”。
缺乏成熟的商业模式是阻碍储能市场发展的因素之一。欣旺达动力科技股份有限公司总工程师王宝玉认为，总体上看目前国内储能仍处于商业化早期或示范阶段，在性能提升、成本下降等方面有较大空间。同时，市场暂缺乏明确的价格政策和成本分摊机制，储能盈利模式不清晰，储能规模化发展受限。
华南理工大学广东省绿色能源技术重点实验室主任杨苹进一步说，电网侧配储和共享储能目前没有直接的商业模式，具有明确商业模式的是新能源场站侧配储和“新能源+储能”联合运行。
新能源场站侧配储方面，现有部分省份规定强制性配储比例为10%—20%。杨苹认为，未来应分层级配置储能，具体来说，要注意风电场和光伏电场的不同，考虑新能源场站二次出力特性、所在节点并网运行特性，以收益最大化为目标配储。“新能源+储能”联合运行也要基于多应用场景，考虑场站并网运行特性，制定新能源联合储能的协同控制策略。
王宝玉说，国外目前更关注储能全生命周期的经济可靠性，预计到2026年国内政策及价格传导机制将成熟，届时，国内外储能行业必将殊途同归，“安全+经济性”是国内外储能未来面临的最大挑战。
中国电力科学院电工与新材料所所长来小康介绍，储能应用在电网服务方面大致可分为能源服务、容量服务和基本可靠性服务。以往储能主要为系统提供可靠性服务，能源服务和容量服务没有得到充分应用，“只有后两者充分应用后，才是天量的储能应用市场。未来，储能不能总靠电力设备按尖峰时电量配置，要充分利用能源服务和容量服务功能。”
应更重视长时储能技术发展
中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿提出，新型电力系统需要大规模、高安全、不同时长的储能技术。现有的储能技术仍有不足，要聚焦技术短板、突破技术瓶颈，抢抓储能产业发展机遇。
陈立泉提出，大规模储能技术的总体发展目标，包括重点发展长时、中短时、高功率等三类技术，降低度电使用成本至0.2元以下，延长储能器件寿命至15—30年。此外，要发展梯级利用、全寿命周期、可持续发展的关键技术，实现高度安全、高度可靠、高水平规模化制造的技术水平。
在技术方面，多位嘉宾均提到，应重视长时储能技术发展。
研究表明，由于成本高、技术仍不成熟，目前长时储能系统在全球风光发电系统中应用仍较少，多以配置小于5小时的短时储能为主。
赵作智认为，随着可再生能源渗透率提高，储能放电持续时间将增长，而不同可再生能源会导致地区间平均储能放电时间出现差异，当可再生能源发电比例大于75%，季节性储能的需求将会产生。
他说，长时储能的潜力尚未完全释放，原因在于：长时储能被认为只是一种资产，初期项目成本过高，客户和投资者过度关注项目风险，项目收入缺乏确定性等。此外，目前对大于10小时的储能需求还不够强劲，套利、容量支付或辅助服务等激励措施不够有吸引力。
赵作智建议，制定中期存储容量目标，将储能纳入电力规划，允许接入储能作为输电网供应商的电网设备以提高电力系统运行质量，确定长期收入模式，降低或取消储能接入电网的费用。
关于大规模储能类型，赵天寿认为，氢燃料储能、液流电池储能有发展潜力。氢燃料电池具有零碳排放、功率能量密度高、无时空限制的技术优势，液流电池储能具有本征安全、扩展性高、寿命长的优势，但二者却也存在安全风险高、能量密度低、成本高等问题。
来小康说，通常发展储能技术是性能路线优先，看重能量密度、循环寿命等指标，未来可能改为成本路线和规模路线优先。他还希望，储能产业可以加大数字仿真、数字孪生方面的技术研发，降低试错成本。
洪嘉琳 韩晓彤 杨彬 姜黎
(转载自《南方能源观察》杂志微信公众号，有删节)
