2023年6月29日—7月2日，2023国际数字能源展在深圳举办。展会期间的四场分论坛上，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，新型电力系统是构建新型能源体系的决定性因素，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。
嘉宾也提到，要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。
电力系统稳定运行挑战大
在实现“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。截至2022年底，我国风电、光伏发电总装机达7.58亿千瓦，占发电总装机约29.6%。2022年，风电、光伏发电量占全社会用电量13.8%，接近全国城乡居民生活用电量。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、南方电网首席科学家饶宏认为，新型电力系统是构建新型能源体系的决定性因素，电源是决定新型电力系统演进路径的关键影响因素，电网运行是检验演进路径的重要依据，关键考验是如何保障系统安全稳定运行。他提出，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，支撑适应我国基本国情、新能源占比逐步提高的新型电力系统不断向前演进。
国际能源署（IEA）能效部门能源数字化工作处处长Vida Rozite表示，中国可再生能源迅猛发展，将为全球脱碳带来巨大好处，但也对电网可靠性造成挑战。他提出，要加大对需求侧和智能电网的投资，进一步推动发电侧和负荷侧可视化，并探索新的商业模式，确保电网具有韧性、高可靠性和低碳化。
香港中华电力智能电网战略首席经理姜天翔提出，未来电网形态将更加复杂，数量庞大的分布式发电、相对复杂的配电网结构、电网潮流转变为双向潮流等将对企业管理产生影响。这要求电力企业积极拥抱数字化，打造数字化智能电网，并向能源网络运营商转型。
新能源+数字化方案
国际大电网会议（CIGRE）技术委员会主席、巴西国有电力公司首席传输官Marcio Szechtman表示，解决电力系统的安全稳定运行问题，离不开电力设备、市场监管、新兴技术持续创新。他表示，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。
与会嘉宾提出，光伏等新能源将成为我国的主力能源，但电网稳定性已成为高比例新能源消纳的主要瓶颈。
中国科学技术协会决策咨询首席专家、原国家电网有限公司调度控制中心副总工程师裴哲义提出，要提高新能源场站电网稳定运行支撑能力，发展构网型技术，实现主动快速功率支撑和大电流暂态支撑能力。
他也提到，要不断改进提升储能系统的支撑能力，发展储能集群与风光水火等电源联合优化运行的技术，以安全、经济、新能源消纳等为优化目标，基于时空耦合，建立中长期—日前计划—日内滚动—实时控制的优化运行模型，实现规模化储能系统和风光水火等电源联合优化运行。
新能源+数字化是当前能源发展的趋势。华为数字能源技术有限公司副总裁、首席战略官张峰提出，该公司聚焦4T技术融合，即融合数字技术、电力电子技术、热管理技术和储能管理技术，持续开展新能源和数字化技术创新。
为实现新型电力系统更加稳定，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和传统同步发电机的功能，促进新能源稳定并网和高质量消纳，实现从跟随电网到主动增强电网的转变，推动光伏成为主力能源。
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。他指出，目前国内电力行业的智能化规划设计较为落后，智能化方案与实际规划设计无法很好对接。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。
为更好地服务能源数字化、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等新技术、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—130万亿元。叠加能源消费侧，将形成一个数百万亿元的绿色投资市场。
新型电动出行是新型电力系统的重要场景之一，电动汽车和充电基础设施被认为是一种可挖掘的储能类型。
特锐德电气公司董事长于德翔表示，未来充电网是支撑电动汽车大规模发展的基础设施网络，是构建新能源占比逐步提高的微电网，也是聚合电动汽车电池的储能网。他介绍，特锐德正构建“充电网+微电网+储能网”的虚拟电厂新产业生态，在实现电动汽车高效清洁充电的同时，参与电力系统调节，助力构建新型电力系统。
储能迎来发展机遇期
商业模式待成熟
当前，储能迎来高质量发展机遇期。在2023国际数字能源展期间，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，占全球总规模的四分之一，较2021年增长38%，抽水蓄能装机首次低于80%。他认为，新型储能是构建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发展空间。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。
广东省绿色能源技术重点实验室主任、华南理工大学电力学院教授杨苹进一步说，电网侧配储和共享储能目前没有直接的商业模式，现在具有明确商业模式的是新能源场站侧配储和新能源加储能联合运行。
新能源场站侧配储方面，现有部分省份规则强制性配储比例为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。新能源加储能联合运行也要基于多应用场景，考虑新能源场站的并网运行特性，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，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。因为相比其他服务而言容易形成商业模式，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。“能源服务和容量服务得到充分应用后，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的电量配置，要充分利用能源服务和容量服务功能。”
成本优先，呼吁长时储能
中国科学院院士，南方科技大学碳中和能源研究院院长，香港科技大学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、突破技术挑战，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、高功率三类规模储能技术，降低度电使用成本至0.2元/千瓦时以下，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，随着波动的可再生能源渗透率提高，储能放电次数将减少，与此同时，放电持续时间将增长，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，原因包括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。
赵作智认为，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。
赵天寿提出，新型电力系统需要长时大规模储能，氢燃料储能、液流电池储能有发展潜力。据介绍，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，但存在氢能存储运输难度大、安全风险高等问题；液流电池储能则具有本征安全、扩展性高、寿命长的优势，但存在能量和功率密度低的挑战。此外，两者都面临成本高的问题。
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。
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