儲能中國網獲悉，11月8日，在河北省工信廳、滄州市政府主辦，遠景科技集團和滄州市工信局承辦的2024零碳能源與綠色工業創新論壇上，舒印彪院士受邀出席并做《構建新型電力系統的挑戰與對策》主旨演講，他從中國電力系統低碳轉型取得的成效、新型電力系統構建的路徑和挑戰、新型電力系統構建的重點方向與關鍵技術三個方面，闡述了關于能源低碳轉型下國內電力系統的現狀與未來的思考。

　　其中在儲能方面，

　　舒印彪表示，不同類型儲能都各有特色，需要大家取長補短，要構建一個總量充裕、結構合理、成本最優的儲能體系。包括抽水蓄能、電化學儲能，電化學儲能可在新能源場站、電網關鍵節點和用戶側廣泛實現應用，重力和壓縮空氣適合大規模開發，要擴大商業化試驗示范。探索面向周平衡、月平衡的長時儲能技術，包括煤電+CCUS、氫儲能、熱儲能等多種技術路線，以解決好長周期的電力電量平衡問題。

　　以下是舒印彪主旨演講相關內容(有刪減)：

　　中國電力系統低碳轉型取得的成效

　　電源結構在持續優化。到2023年底，中國的發電裝機已達到29億千瓦，清潔能源的發電裝機占比已經達到了58.2%，2023年新增清潔能源發電量占全社會用電量一半以上，建成全球最大的新能源供應體系，新能源裝機連續多年全球第一，投資規模占全球三分之一以上。

　　2023年，新能源裝機3億千瓦，新增占總裝機比例超過80%。新能源發電量占總發電量超過16%，利用率超過97%。截止到今年9月底，中國新能源發電裝機規模已經達到了12.5億千瓦，占總發電裝機的比重超過40%。

　　電網資源優化配置等能力顯著增強。中國形成了大電網互聯的格局，建成以特高壓為骨干網架，各級電網協調發展的全國聯網格局，投運特高壓直流輸電20項工程，建成蒙西、西蒙、山西等特高壓交流外送通道，年輸送電量超過6000億千瓦時，70%以上都是清潔能源。

　　電力市場化改革深入推進。統一市場兩級運作的電力市場架構基本建立，交易量逐漸上升，發電側、受電側都形成了多元競爭的市場格局。2023年全國市場化的交易電量達到5.7萬億千瓦時，達到全社會用電量的61%。中國電價長期保持了較低水平，平均銷售電價比美國低10%。

　　節能減排成效顯著，綜合能效提升。在過去的10年，中國單位GDP能耗累計下降27%，碳排放強度下降34%，單位發電量碳排放減少22%，電氣化率快速提升。

　　綠色低碳創新成果豐碩。風光產業研發制造能力世界領先，中國風電光伏產業占全球主導地位，陸風海風最大并網單機容量達到了7兆瓦和18兆瓦。多晶硅、硅片、組件產量分別占全球產量的76%、96%和76%，近十年分別陸風、光伏發電成本分別下降了60%和82%。

　　水電、核電技術不斷突破，投產全球最大單機容量百萬千瓦水電機組，全球首座具有第四代安全特征的高溫氣冷堆核電站。

　　電動汽車等新型產業領跑全球，連續九年世界第一，截至今年6月，保有量1800萬量，建成世界規模最大的充換電服務網絡和智慧車聯網平臺，充電樁的保有量已經超過800萬個。

　　新型電力系統構建的路徑和挑戰

　　新型電力系統的目標是要打造一個深度低碳或者零碳的電力系統，路徑是能源生產側逐步由新能源替代化石能源發電，能源消費側逐步提高電氣化率。具體看，實現這個目標大致分成三個階段。

　　第一個階段是碳達峰階段，從目前到2030年。這個階段，在電力需求側，預計到2030年全社會的用電量達到13萬億千瓦時，未來六年年均電量要增長5000億千瓦時。

　　在電力的供給側，新能源裝機達到25億-30億千瓦，煤電在這個期間還要進一步增容，但是我們提出來要控量，從電量提供主體向靈活調節和輔助服務的轉變。新增用電需求的80%由清潔能源來滿足，清潔能源發電量占比超過50%，煤電發電量占比降至40%。

　　第二階段是快速降碳階段，從2031年-2050年。全社會用電量增速將放緩，但是由于總量的基數大，即使我們按照1%到2%的年均增長速度來估算的話，2050年全社會的用電量也將達到16萬億到19萬億千瓦時，也就是說2050年的用電需求比現在還要翻番。

　　新增電力需求在這個時期全部由清潔能源滿足。清潔能源的發電量占比要超過80%，煤電發電量占比要降至20%左右。

　　第三個階段是碳中和階段，從2051年-2060年。這個時期電力需求趨于飽和，煤電承擔著兜底保供和應急的作用，保持一定的裝機規模;新能源裝機至少是60億千瓦，形成與之相適應的規模化的儲能體系，建成零碳電力系統。

　　要實現好以上三個階段，在這個建設過程當中將面臨三大技術經濟挑戰。

　　一是電力電量平衡問題。新能源出力由于受天氣影響顯著，目前我們對氣候氣象和新能源出力的特性耦合機理還沒有完全認識或者認識不到位，這是一個科學問題?，F有的系統調節方法和機制、調峰能力都無法適應新能源大規模發展帶來的電力系統的實時平衡問題。同時在全國范圍內都存在著新能源區域性連續多日低出力的自然特性。

　　二是電力系統的安全穩定問題。構建新型電力系統源網合側都將出現大量的電力電子裝備，主導系統運行特性的物理基礎發生根本性的變化，由此帶來系統的頻率穩定、電壓穩定和供給穩定的問題突出。

　　三是經濟性問題。根據國際能源署的評估，2050年全球實現近零排放的技術中還有50%尚未成熟，因此技術的成熟度及商業化應用將決定轉型成本，需要科學選擇新型電力系統的發展路徑，確保電力供應的可獲得、可持續、可支付。

　　同時，政策和市場將發揮重要作用，對轉型的經濟性也將產生重要影響。新能源發電的邊際成本降低的同時，電力輔助服務與容量成本將大幅上升，傳統與化石能源為主的市場設計理論已經不再適應高比例新能源的電力系統，電力市場的理論基礎和交易規則也將重構。

　　新型電力系統構建的重點方向與關鍵技術

　　一是要大力發展清潔能源技術。首先是新能源技術，重點要開發西北部基地、東部海上風電與中東部分布式能源開發并舉，推進高效太陽能海上風電等關鍵技術和裝備研究的攻關。水電要加快西南大基地建設，優先建設具有多年調節的龍頭水庫，積極推進大型水電站的優化升級。核電在電力供應方面可以起到基礎保障和關鍵支撐作用，是完全有效替代煤電的重要發電技術。要優先在東部發展核電，研發第三代壓水堆技術，推進高溫氣冷堆技術應用，實現核能在發電、供熱、制氫等領域綜合利用。

　　我們國家新能源發展技術的格局，一是在西北部大型能源基地，一是在西南形成水風光互補的清潔能源發展帶，在東部沿海地區發展海上風電，在中東部大力發展分布式光伏，這就是我們說的集中與分布式并舉，北部、西南和海上風電協同發展的新能源發展格局。

　　二是煤電要發展靈活清潔高效利用技術。煤電是電力系統安全穩定運行的“壓艙石”，大力推動煤電清潔高效利用，提升煤電的靈活性，加強煤電超低負荷穩燃、超寬負荷控制等技術研究;推進煤電摻燒技術改造，加強煤電摻燒生物質、綠氨、固廢等技術攻關，因地制宜推進煤電機組耦合生物質發電機組的改造;加快CCUS技術研發應用，發展低能耗低成本碳捕集技術，突破陸地和海洋碳封存的關鍵技術。

　　三是加強智能電網建設。在電網的送端，要研究沙戈荒能源基地化開發、布局連片化、出力同質化、通道集群化帶來的安全特性的變化，探索新能源孤島柔直送出、送端直流組網、特高壓直流GIL技術，防范連鎖故障引發的大停電事故風險。

　　在電網的受端，要研究大容量直流集中落點、電源空心化帶來的電網安全風險，優化直流落點與接入方案，加強和拓展1000千伏區域主網架，提升區域內資源優化配置能力。采用特高壓柔性直流輸電技術，減少多回路直流同時換向失敗帶來的電網安全風險。

　　隨著分布式新能源大規模接入，配電網也將從傳統的單向“無源”網絡向雙向“有源”系統轉變，實現互動化、綠色化、柔性化、數智化。構建新型配電網需要創新發展思路，在規劃方面要分層分區平衡優化資源配置，既規范分布式電源的有序接入，又統籌主配微協同發展。在電網的運行方面強化平衡單元的柔性互聯和集群自洽，推動分布式資源動態聚合與協同優化，實現配電網對大電網的主動支撐。

　　四是科學規劃建設儲能體系。不同類型儲能都各有特色，需要大家取長補短，要構建一個總量充裕、結構合理、成本最優的儲能體系。包括抽水蓄能、電化學儲能，電化學儲能可在新能源場站、電網關鍵節點和用戶側廣泛實現應用，重力和壓縮空氣適合大規模開發，要擴大商業化試驗示范。探索面向周平衡、月平衡的長時儲能技術，包括煤電+CCUS、氫儲能、熱儲能等多種技術路線，以解決好長周期的電力電量平衡問題。

　　五是大力推進再電氣化。大力發展能源消費側電能替代關鍵技術，重點提升工業、建筑、交通等領域的電氣化水平。

　　六是加快構建全國統一電力市場。完善電力市場規則，健全多層次統一電力市場，打破省間壁壘，加快現貨市場建設，實現現貨市場與中長期市場的有機銜接，推動新能源全面參與市場競爭。健全價格激勵機制，完善輔助服務容量補償機制，加強電動汽車可中斷復合等需求側響應的市場機制建設，引導用戶主動參與系統互動調節，促進電碳市場協同，擴大全國碳市場覆蓋行業范圍，有序實現碳市場與電力交易、綠證制度的深度融合和有效銜接。

　　七是加強碳足跡管理體系建設。建立產品碳足跡數據庫，提升碳排放數據實時監測計量質量，開展精細化建模和核算認證，搭建數據服務平臺;建立分時分區電碳因子數據庫，加強電力系統碳排放核算標準體系建設，完善碳排放核算核查碳減排量化評估、降碳減污控制監測等標準，加快形成電力產品全生命周期碳足跡的標準;建立與國際接軌的碳排放標準認證體系，積極對接國際綠色貿易規則規制，健全碳排放標準認證體系;與貿易伙伴建立認證機構和資質互認的機制。

　　來源：華夏能源網等