舒印彪院士：要构建一个总量充裕、结构合理、成本最优的储能体系

　　储能中国网获悉，11月8日，在河北省工信厅、沧州市政府主办，远景科技集团和沧州市工信局承办的2024零碳能源与绿色工业创新论坛上，舒印彪院士受邀出席并做《构建新型电力系统的挑战与对策》主旨演讲，他从中国电力系统低碳转型取得的成效、新型电力系统构建的路径和挑战、新型电力系统构建的重点方向与关键技术三个方面，阐述了关于能源低碳转型下国内电力系统的现状与未来的思考。

　　其中在储能方面，

　　舒印彪表示，不同类型储能都各有特色，需要大家取长补短，要构建一个总量充裕、结构合理、成本最优的储能体系。包括抽水蓄能、电化学储能，电化学储能可在新能源场站、电网关键节点和用户侧广泛实现应用，重力和压缩空气适合大规模开发，要扩大商业化试验示范。探索面向周平衡、月平衡的长时储能技术，包括煤电+CCUS、氢储能、热储能等多种技术路线，以解决好长周期的电力电量平衡问题。

　　以下是舒印彪主旨演讲相关内容(有删减)：

　　中国电力系统低碳转型取得的成效

　　电源结构在持续优化。到2023年底，中国的发电装机已达到29亿千瓦，清洁能源的发电装机占比已经达到了58.2%，2023年新增清洁能源发电量占全社会用电量一半以上，建成全球最大的新能源供应体系，新能源装机连续多年全球第一，投资规模占全球三分之一以上。

　　2023年，新能源装机3亿千瓦，新增占总装机比例超过80%。新能源发电量占总发电量超过16%，利用率超过97%。截止到今年9月底，中国新能源发电装机规模已经达到了12.5亿千瓦，占总发电装机的比重超过40%。

　　电网资源优化配置等能力显著增强。中国形成了大电网互联的格局，建成以特高压为骨干网架，各级电网协调发展的全国联网格局，投运特高压直流输电20项工程，建成蒙西、西蒙、山西等特高压交流外送通道，年输送电量超过6000亿千瓦时，70%以上都是清洁能源。

　　电力市场化改革深入推进。统一市场两级运作的电力市场架构基本建立，交易量逐渐上升，发电侧、受电侧都形成了多元竞争的市场格局。2023年全国市场化的交易电量达到5.7万亿千瓦时，达到全社会用电量的61%。中国电价长期保持了较低水平，平均销售电价比美国低10%。

　　节能减排成效显著，综合能效提升。在过去的10年，中国单位GDP能耗累计下降27%，碳排放强度下降34%，单位发电量碳排放减少22%，电气化率快速提升。

　　绿色低碳创新成果丰硕。风光产业研发制造能力世界领先，中国风电光伏产业占全球主导地位，陆风海风最大并网单机容量达到了7兆瓦和18兆瓦。多晶硅、硅片、组件产量分别占全球产量的76%、96%和76%，近十年分别陆风、光伏发电成本分别下降了60%和82%。

　　水电、核电技术不断突破，投产全球最大单机容量百万千瓦水电机组，全球首座具有第四代安全特征的高温气冷堆核电站。

　　电动汽车等新型产业领跑全球，连续九年世界第一，截至今年6月，保有量1800万量，建成世界规模最大的充换电服务网络和智慧车联网平台，充电桩的保有量已经超过800万个。

　　新型电力系统构建的路径和挑战

　　新型电力系统的目标是要打造一个深度低碳或者零碳的电力系统，路径是能源生产侧逐步由新能源替代化石能源发电，能源消费侧逐步提高电气化率。具体看，实现这个目标大致分成三个阶段。

　　第一个阶段是碳达峰阶段，从目前到2030年。这个阶段，在电力需求侧，预计到2030年全社会的用电量达到13万亿千瓦时，未来六年年均电量要增长5000亿千瓦时。

　　在电力的供给侧，新能源装机达到25亿-30亿千瓦，煤电在这个期间还要进一步增容，但是我们提出来要控量，从电量提供主体向灵活调节和辅助服务的转变。新增用电需求的80%由清洁能源来满足，清洁能源发电量占比超过50%，煤电发电量占比降至40%。

　　第二阶段是快速降碳阶段，从2031年-2050年。全社会用电量增速将放缓，但是由于总量的基数大，即使我们按照1%到2%的年均增长速度来估算的话，2050年全社会的用电量也将达到16万亿到19万亿千瓦时，也就是说2050年的用电需求比现在还要翻番。

　　新增电力需求在这个时期全部由清洁能源满足。清洁能源的发电量占比要超过80%，煤电发电量占比要降至20%左右。

　　第三个阶段是碳中和阶段，从2051年-2060年。这个时期电力需求趋于饱和，煤电承担着兜底保供和应急的作用，保持一定的装机规模;新能源装机至少是60亿千瓦，形成与之相适应的规模化的储能体系，建成零碳电力系统。

　　要实现好以上三个阶段，在这个建设过程当中将面临三大技术经济挑战。

　　一是电力电量平衡问题。新能源出力由于受天气影响显著，目前我们对气候气象和新能源出力的特性耦合机理还没有完全认识或者认识不到位，这是一个科学问题。现有的系统调节方法和机制、调峰能力都无法适应新能源大规模发展带来的电力系统的实时平衡问题。同时在全国范围内都存在着新能源区域性连续多日低出力的自然特性。

　　二是电力系统的安全稳定问题。构建新型电力系统源网合侧都将出现大量的电力电子装备，主导系统运行特性的物理基础发生根本性的变化，由此带来系统的频率稳定、电压稳定和供给稳定的问题突出。

　　三是经济性问题。根据国际能源署的评估，2050年全球实现近零排放的技术中还有50%尚未成熟，因此技术的成熟度及商业化应用将决定转型成本，需要科学选择新型电力系统的发展路径，确保电力供应的可获得、可持续、可支付。

　　同时，政策和市场将发挥重要作用，对转型的经济性也将产生重要影响。新能源发电的边际成本降低的同时，电力辅助服务与容量成本将大幅上升，传统与化石能源为主的市场设计理论已经不再适应高比例新能源的电力系统，电力市场的理论基础和交易规则也将重构。

　　新型电力系统构建的重点方向与关键技术

　　一是要大力发展清洁能源技术。首先是新能源技术，重点要开发西北部基地、东部海上风电与中东部分布式能源开发并举，推进高效太阳能海上风电等关键技术和装备研究的攻关。水电要加快西南大基地建设，优先建设具有多年调节的龙头水库，积极推进大型水电站的优化升级。核电在电力供应方面可以起到基础保障和关键支撑作用，是完全有效替代煤电的重要发电技术。要优先在东部发展核电，研发第三代压水堆技术，推进高温气冷堆技术应用，实现核能在发电、供热、制氢等领域综合利用。

　　我们国家新能源发展技术的格局，一是在西北部大型能源基地，一是在西南形成水风光互补的清洁能源发展带，在东部沿海地区发展海上风电，在中东部大力发展分布式光伏，这就是我们说的集中与分布式并举，北部、西南和海上风电协同发展的新能源发展格局。

　　二是煤电要发展灵活清洁高效利用技术。煤电是电力系统安全稳定运行的“压舱石”，大力推动煤电清洁高效利用，提升煤电的灵活性，加强煤电超低负荷稳燃、超宽负荷控制等技术研究;推进煤电掺烧技术改造，加强煤电掺烧生物质、绿氨、固废等技术攻关，因地制宜推进煤电机组耦合生物质发电机组的改造;加快CCUS技术研发应用，发展低能耗低成本碳捕集技术，突破陆地和海洋碳封存的关键技术。

　　三是加强智能电网建设。在电网的送端，要研究沙戈荒能源基地化开发、布局连片化、出力同质化、通道集群化带来的安全特性的变化，探索新能源孤岛柔直送出、送端直流组网、特高压直流GIL技术，防范连锁故障引发的大停电事故风险。

　　在电网的受端，要研究大容量直流集中落点、电源空心化带来的电网安全风险，优化直流落点与接入方案，加强和拓展1000千伏区域主网架，提升区域内资源优化配置能力。采用特高压柔性直流输电技术，减少多回路直流同时换向失败带来的电网安全风险。

　　随着分布式新能源大规模接入，配电网也将从传统的单向“无源”网络向双向“有源”系统转变，实现互动化、绿色化、柔性化、数智化。构建新型配电网需要创新发展思路，在规划方面要分层分区平衡优化资源配置，既规范分布式电源的有序接入，又统筹主配微协同发展。在电网的运行方面强化平衡单元的柔性互联和集群自洽，推动分布式资源动态聚合与协同优化，实现配电网对大电网的主动支撑。

　　四是科学规划建设储能体系。不同类型储能都各有特色，需要大家取长补短，要构建一个总量充裕、结构合理、成本最优的储能体系。包括抽水蓄能、电化学储能，电化学储能可在新能源场站、电网关键节点和用户侧广泛实现应用，重力和压缩空气适合大规模开发，要扩大商业化试验示范。探索面向周平衡、月平衡的长时储能技术，包括煤电+CCUS、氢储能、热储能等多种技术路线，以解决好长周期的电力电量平衡问题。

　　五是大力推进再电气化。大力发展能源消费侧电能替代关键技术，重点提升工业、建筑、交通等领域的电气化水平。

　　六是加快构建全国统一电力市场。完善电力市场规则，健全多层次统一电力市场，打破省间壁垒，加快现货市场建设，实现现货市场与中长期市场的有机衔接，推动新能源全面参与市场竞争。健全价格激励机制，完善辅助服务容量补偿机制，加强电动汽车可中断复合等需求侧响应的市场机制建设，引导用户主动参与系统互动调节，促进电碳市场协同，扩大全国碳市场覆盖行业范围，有序实现碳市场与电力交易、绿证制度的深度融合和有效衔接。

　　七是加强碳足迹管理体系建设。建立产品碳足迹数据库，提升碳排放数据实时监测计量质量，开展精细化建模和核算认证，搭建数据服务平台;建立分时分区电碳因子数据库，加强电力系统碳排放核算标准体系建设，完善碳排放核算核查碳减排量化评估、降碳减污控制监测等标准，加快形成电力产品全生命周期碳足迹的标准;建立与国际接轨的碳排放标准认证体系，积极对接国际绿色贸易规则规制，健全碳排放标准认证体系;与贸易伙伴建立认证机构和资质互认的机制。

　　来源：华夏能源网等