中国储能网讯：11月21日，南方电网公司专家委员会2023年度全体会议在广州召开，14名两院院士、专家学者共聚一堂，聚焦新型电力系统关键技术、战略性新兴产业布局和发展等出谋划策。《南方能源观察》（以下简称“eo”）在会议期间就能源电力规划、储能、氢能发展等问题采访了中国能源建设集团有限公司党委常委、副总经理，国家电力规划研究中心常务副主任吴云。
吴云表示，碳达峰碳中和目标给电力系统发展带来重大机遇和挑战，建议充分发挥电力规划的引领作用，以电力为核心，统筹谋划各能源品种的发展，强化电力规划对生产力结构和布局的引导，实现全社会资源的统筹优化配置。他认为，压缩空气储能具备应用于长时储能的广阔场景，氢储能作为一种零碳超长时储能技术，是氢能利用的新形式，是新型电力系统的有力支撑。
eo：在实现碳达峰碳中和目标背景下，未来我国能源电力发展面临怎样的形势？
吴云：在我国，能源行业碳排放占全社会碳排放总量80%左右，而电力行业碳排放在能源行业中的比重超过40%，践行碳达峰碳中和目标，能源是主战场，电力是主力军。一方面，加快提升非化石能源消费比重是推动全社会实现碳达峰碳中和的重要抓手，煤炭、石油、天然气等化石能源要逐步实现由非化石能源可靠替代。另一方面，绝大部分的非化石能源须转化成电力才能大规模使用，电力在能源领域的中心地位将更加突出，在积极发挥煤电调峰和兜底保供作用、统筹水电开发和生态保护、积极安全有序发展核电等基础上，电力行业将持续推动新能源的大规模高质量发展。
根据测算，为实现2030年非化石能源消费比重25%的目标，新能源发电量占比需要达到12%左右。在此形势下，中长期能源电力行业转型发展的任务艰巨而繁重，既要加快构建多元化的电力供应保障体系和新能源供给消纳体系，应对大规模高比例新能源发展，又要加速推进化石能源的清洁低碳转型，在新能源安全可靠替代基础上实现化石能源的逐步退出，同时还要应对国际能源价格波动、极端天气频发等带来的不确定性。这也是国家要求加快规划建设新型能源体系，着力构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能新型电力系统的根本原因。
eo：实现“双碳”目标，如何发挥能源电力规划的引领作用？
吴云：规划是电力行业发展的龙头。碳达峰碳中和目标给电力系统发展带来重大机遇和挑战。规划注重提出目标、解决问题、明确任务、辨析路径，发挥电力规划的引领作用，一是以电力为核心统筹谋划各能源品种的发展，协同服务“双碳”目标。二是强化电力规划对生产力结构、布局的引导，实现全社会资源的统筹优化配置。三是加快建立贯穿产供储销各环节的全产业链、全供应链并融合创新链的能源电力规划体系，实现大系统视角下的全局规划。四是推动电力行业内部源、网、荷、储四端协同，实现系统保障性资源与调节性资源的统筹规划。五是以规划推动有效市场和有为政府建设，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，并推动出台支撑能源电力行业转型发展的相关政策。
eo：截至2023年9月底，南方五省区非化石能源装机占电源总装机的比重达59%，清洁电源供给格局基本形成。在建设新型电力系统的过程中，您认为应当如何完善电力系统的长期规划？
吴云：在实现“双碳”目标，加快建设新型电力系统进程中，南方区域始终走在前列。当前，在保障能源安全和实现“双碳”目标的双重要求下，南方区域电力供需的时空匹配难度日益增大、电力供应保障和新能源消纳压力并存、电力系统“双高”带来的安全稳定运行难度显著增加，亟需以系统观念科学合理设计新型电力系统建设路径。
一是坚持底线思维，稳步夯实多元充裕绿色低碳的电力供给新体系。多措并举提升新能源可靠替代水平，巩固水电、核电等传统非化石电源基础保障地位，持续优化火电生产力布局，加快布局系统级储能，多措并举保障电力系统供需动态平衡。
二是坚持系统观念，推动打造兼容并举的电力资源配置平台。立足南方区域交直流异步互联电网格局，打造适应大规模新能源并网消纳的坚强主干网架；加快建设智能配电网，实现分布式新能源高效就地消纳；融入全国电力发展格局，积极引入西北、西藏清洁能源电力，持续提升跨省区电力互济能力。
三是坚持绿色高效，多措并举提升新型电力系统调节能力。充分挖掘存量煤电机组调节能力，以“风光火储”一体化模式推动增量新能源与系统友好融合发展；结合系统实际需要，开展储能总体发展规划，统筹做好新型储能与抽水蓄能的发展衔接与同效替代。
eo：在构建新型电力系统的过程中，长时储能技术将发挥怎样的作用？
吴云：新型电力系统是规划建设新型能源体系、加快绿色低碳转型的中心环节，需要在新能源安全可靠替代的基础上，逐步降低传统能源比重。当前新能源在电力系统中的装机占比30%，发电量占比14%，但实际运行中参与平衡比例大多不超过5%，安全可靠替代水平亟待提升。未来高比例新能源电力系统中，新能源出力特性与用电需求月度、季节性不匹配的问题更加突出，系统平衡问题由当前日内平衡为主进一步延伸到跨日、跨月甚至跨季的长时平衡问题，亟需长时储能技术与新能源配合提升新能源可靠替代能力。当前国内外针对长时储能还没有统一的定义。2021年美国能源部发布相关报告，将长时储能定义为持续放电时间不低于10小时，且使用寿命在15-20年的储能技术。
压缩空气储能技术具备应用于长时储能广阔场景。压缩空气储能主要性能上与抽蓄相近，与锂离子电池储能相比具有容量大、储能时间长、寿命长、安全性高等多种优势。与抽蓄相比，压缩空气储能建设周期短，建设布局受站址资源约束较少，基于人工硐室的压缩空气储能在全国均可选址，布局相对灵活，具备与电力系统需求结合的有利条件。同时，压缩空气储能可提供转动惯量，能够缓解新能源高渗透率带来的系统运行安全稳定性问题。压缩空气储能目前多应用于4-8小时储能场景，其时长主要与储气室容量有关，与压缩空气储能的发电功率基本解耦，通过在设计阶段增大储气室容量，可实现10小时以上的长时储能。另外，由于其造价与时长相关度小，时长越长经济效益越显著，因此能够以相对较低的成本满足新能源大规模高比例发展场景下系统大规模长时间尺度储能需求。
eo：未来压缩空气储能的发展前景如何，大规模应用需要重点解决哪些问题？
吴云：新型电力系统建设需要大规模、长时间、高安全、低成本的储能技术作为支撑技术，以促进新能源大规模开发消纳、支撑电网安全稳定运行、保障用户灵活高效用能。压缩空气储能的特点契合新型电力系统发展需求，具有广阔的发展前景。
在电站规模方面，压缩空气储能单机规模正逐步接近抽水蓄能，当前国内已有多个300MW压缩空气储能电站在建。中国能建也在积极开展相关工作，湖北应城300MW盐穴储气压缩空气储能电站、甘肃酒泉300MW人工硐室压缩空气储能电站均在建设中。在储能时长方面，压缩空气储能技术功率与容量分离，通过扩大存储容积可延长储能时间，可实现4-8小时的长时间储能。在安全性方面，压缩空气储能电站核心设备与传统火力发电站类似，没有燃爆风险。在成本方面，压缩空气储能成本正逐步降低，目前单位千瓦造价在6000-10000元/kW范围内，部分地区单位千瓦造价可与当地抽水蓄能接近。此外，压缩空气储能电站采用大容量同步电机，可为电网提供转动惯量支撑。
未来压缩空气储能大规模应用还需要重点解决以下问题：一是需要进一步提升压缩、膨胀等环节的热利用与转化效能，将电站整体效率提高至70%以上；二是需加快推动高负荷高效压缩机、膨胀机以及储换热部件等关键设备研发，推动300MW级设备的定型和降本增效；三是提高地质勘探技术，优化地下工程施工技术，提高人工造穴技术水平，以提高电站布局灵活性；四是针对压缩空气储能等技术，研究建立充分体现长时储能价值的电价机制，完善相应电力市场规则。
eo：近年来，氢能产业发展迅速，氢储能技术也是新型电力系统重要支撑，您认为氢储能技术有何应用价值？
吴云：绿氢替代是构建新型能源体系的重要途径。我国可再生能源资源丰富，绿氢供给潜力巨大。氢能在化工、冶金、电力、交通等领域拥有多样的应用场景。氢储能作为一种零碳超长时储能技术，是氢能的重要利用形式，是新型电力系统的有力支撑。氢及其衍生物可满足大容量、跨季节储能需求。借助电解水制氢、氢燃料电池及燃气轮机发电技术可以实现氢能、电能的灵活互通互换。以“电-氢-电”或“电-氢-用”模式为主的氢电耦合将在支撑高比例可再生能源消纳利用、增强绿色电力安全可靠供应水平、保障新型电力系统安全稳定运行、支撑分布式新能源产消体系建设方面发挥重要作用。
以电解制氢技术为基础，将氢气进一步转化为甲醇、合成氨等燃料和化工原料，在降低储运成本、提高市场价值、拓宽下游应用场景等方面具有重要意义。中国能建也将氢能作为未来发展的重点方向之一，正在积极探索相关工程应用，推动“中能建吉林松原绿色氢氨醇一体化新技术示范项目”等氢能项目建设。该项目利用新能源制氢氨醇，年产绿色合成氨20万吨、绿色甲醇2万吨，是全球领先的柔性合成氨示范工程，也是全球最大体量的绿色氢氨醇一体化项目，这在开拓我国新能源和氢能利用新途径，探索氢储能技术在新型电力系统中应用等方面将发挥重要示范作用。
