中国储能网讯：4月27日，由中国化学与物理电源行业协会主办的中国光储端信协同发展大会在重庆国际博览中心召开。
中国光储端信协同发展大会现场
此次大会以“协同创新 融合发展”为主题，设置开幕式暨碳达峰高峰论坛、工商业储能与车网互联专场、光储氢协同发展专场、储能系统集成与智能安全预警系统专场、人工智能与碳足迹专场五个专场论坛。
来自行业主管机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的300余家产业链供应链企业参加了本次大会对话与交流。
本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长/清华四川能源互联网研究院研究员、绿色储能研究所所长陈永翀教授担任开幕式主持人。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国储能网与数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。
出席大会开幕式的主要嘉宾有中国化学与物理电源行业协会理事长郑宏宇、工业和信息化部电子信息司电子基础处处长金磊、中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深、国家气候变化专家咨询委员会委员、国家发改革委能源研究所原所长周大地、重庆市能源局煤炭处副处长魏成亮、国家气候战略中心战略规划部主任柴麒敏、重庆市能源利用监测中心生态环境监测部副部长张程、华能清洁能源技术研究院徐若晨博士、中国宏观经济研究院能源研究所系统中心副主任、研究员刘坚、厦门科华数能科技有限公司总裁崔剑、中兴通讯股份有限公司储能产品规划总工程师张长岭、中国能建科信装备事业部科技发展处副处长王小博、上海交通大学教授程浩忠等行业领导和专家。
工业和信息化部电子信息司电子基础处处长金磊
工业和信息化部电子信息司电子基础处处长金磊在致辞中表示，能源电子产业各领域都具有技术属性强，升级迭代快，竞争强度大的特点，面对发展进程中的挑战，我们必须牢牢抓住工业革命、能源革命和数字革命带来的重大发展契机，加快实现产业健康稳定和高质量的发展，促进能源电力产业链供应链协同升级。
金磊指出，未来能源电子发展将体现“三化”特征。一是能源消费电力化；第二个是电力生产低碳化；第三是生产消费信息化。同时他指出能源电子的主体内容分为四个部分：第一是太阳能光伏；第二新型储能产品；第三重点终端应用；第四关键信息技术。
金磊指出，从传感物联、电力电子、信息通信再到工业软件、系统集成、人工智能等等，这些都是 “光储端信”的重要部分。
金磊指出，综合而言能源电子产业拥有坚实的发展基础，完整的产业布局和强大的先发优势，还有广阔的国内外市场。下一步将深入贯彻落实总书记的重要指示批示精神，按照推进新型工业化有关工作部署，精心谋划、统筹施策，加快推动产业链的协同发展，提升产业创新实力，会同有关方面共同促进光储端信的融合创新发展。
金磊表示，目前总书记在中央集体学习会议时强调我们顺势而为乘势而上，以更大力度推动我国新能源产业高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共建清洁美丽的世界做出更大贡献，这既为能源电子产业创新发展指明了方向，又对能源电子产业高质量发展提出了更高要求，产业发展未来任重道远。
中国化学与物理电源行业协会理事长郑宏宇
中国化学与物理电源行业协会理事长郑宏宇在致辞中表示，随着全球加快应对气候变化和能源转型，“能源消费电力化、电力生产低碳化、生产消费信息化”正加速演进。电子信息技术与新能源需求融合的不断深化，成为新一轮工业革命的重要标识，催生了以太阳能光伏、新型储能产品、重点终端应用、关键信息技术为主要领域的能源电子产业。
郑宏宇指出，加快发展新质生产力成为今年的首要任务，身为国民经济重要支柱和中坚力量的中国储能产业，将继续通过创新驱动产业实现高质量发展，以更多新优势、新活力支撑新型能源体系体系和新型电力系统建设，为加快发展新质生产力注入充沛的“储能新动能”。
郑宏宇指出，推广光储端信是一个系统工程，也是一个长期工程。涉及到能源电子、光伏、储能、互联网、AI大数据等多个领域，还有技术标准、检测认证、产品研发制造，施工建设等多个方面，找到光储端信融合发展的路径已经迫在眉睫。
郑宏宇表示，光储端信产业呈现协同、融合发展的趋势，能源电子与光储融合可以为新型储能系统在提升数智化和安全性的同时，可以为能源系统将接入越来越多的高级“插件”，信息流和能源流充分融合形成一个能源云“操作系统”，联接能源生产和能源消费，促进源、网、荷、储、人等各能源参与方互联互通，真正实现互联网式的双向交互，最终将形成产业协同共建共赢的高质量发展生态体系。
为了积极有序推动推动新一代信息技术与新能源融合发展，促进“光储端信”深度融合和创新应用，避免产能过剩、恶性竞争，郑宏宇建议：一是在国家层面建立跨行业协同机制，开展光储端信协同发展的顶层设计，研究制定工作路线图。要借鉴国际先进经验，结合中国基础情况和实际需求，建立涵盖能源电子、光伏、储能，可以实现远程控制、智能运营策略、能源调度、微电网管理、API集成、智能算法分析、电池全生命周期管理、虚拟电厂交易等功能的跨行业工作协同机制，结合在双碳目标、新型能源体系、新型电力系统以及电力市场改革的基础上，综合研判光储端信技术的成熟度和商业模式，形成符合具有中国特色的光储端信协同发展目标与工作路径。
二是在跨行业协同机制的基础上统筹建立光储端信相关标准体系，重点推进光储端信协同相关技术的标准化和检测认证体系的建设，加强与现行能源电力系统标准衔接，建立产品制造、建设安装、运行监测等环节的安全标准及管理体系，推动信贷、债券、基金、保险等多种金融工具，加大对能源电子产业链供应链的支持力度，为满足光储端信规模化应用要求夯实基础。
三是聚焦关键核心技术突破。大力促进人工智能、大数据、区块链、云计算、5G等技术与能源技术的融合创新，加强能源数据资源的采集利用，支持开发基于云平台的能源管理系统与实时在线仿真软件等关键技术开发，实现核心技术和产业链自主可控。推动上下游供需对接，支持新型储能电池拓展应用，提升产业链供应链韧性。
四加强培训与宣传。使政府部门以及广大客户更加了解光储端信技术，积极推动光储端信融入新型电力系统发展，融入新型能源体系的构建，保障光储端信为电力的高品质供应作出更大贡献。
五是坚持开放合作，充分利用国际资源。发挥行业协会等平台作用，在科技交流、标准制定、示范推广、政策经验分享等方面进一步加强国际交流合作，推动构建国内国际双循环良性互动的产业体系。
国家气候变化专家咨询委员会委员周大地
国家气候变化专家咨询委员会委员、国家发改革委能源研究所原所长、国家十四五规划专家委员会委员周大地在《构建以光风储为基础的新型能源体系》主题报告中指出，“实现“双碳”目标是一场硬仗，不是别人让我们做，而是我们自己必须要做。
周大地指出，能源安全事关经济社会发展全局。积极发展清洁能源，推动经济社会绿色低碳转型，已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。我们要顺势而为、乘势而上，以更大力度推动我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共建清洁美丽的世界作出更大贡献。
周大地指出，我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战。应对这些挑战，出路就是大力发展新能源。
周大地表示，我国风电、光伏等资源丰富，发展新能源潜力巨大。经过持续攻关和积累，我国多项新能源技术和装备制造水平已全球领先，建成了世界上最大的清洁电力供应体系，新能源汽车、锂电池和光伏产品还在国际市场上形成了强大的竞争力，新能源发展已经具备了良好基础，我国成为世界能源发展转型和应对气候变化的重要推动者。
周大地表示，去年底太阳能和风电只有6.1和4.4亿千瓦，今后每年需新增风电1-2亿千瓦，光伏2-3亿千瓦，以后还要考虑存量替代（几千万到一两亿千瓦每年）。碳中和时用电量预计将达到17-20万亿千瓦时，需要开发5亿千瓦水电，30亿以上千瓦风电，50亿以上千瓦光伏发电，3-5亿千瓦核电。
周大地指出，新型能源体系将使全社会能源成本明显下降，经济和技术效率更高，更安全，更有保障。广大农村地区成为重要能源生产地，农村能源难题彻底解决。
周大地指出，去年火电装机新增约8000万千瓦，煤电发电时间增加76小时，发电量增加6.1%，总体上看并没有因为支撑风光电上网减少发电时间，灵活性改造效果难以体现。电网调度技术和安全技术还不能适应持续大规模高速度发展风光储等可再生能源。全国充电桩基本没有实现和电网的有效充储互动。电力系统对光风电的接纳能力成为光风发电发展的制约条件。
周大地指出，要大力推动大规模化学储能在电力系统的应用，储能将成为零碳电力的基本构成之一。
周大地认为，光风发展需要大规模储能和电力电子技术协同发展，同步确保电力系统安全运行和稳定供应。要系统考虑发电侧、输电配电侧、用电侧共同转型发展。要集中考虑风光发电结合储能，自我解决平滑供电和可调度，竞争上网。用户端储能难以支持光风电竞争性发展，光伏和风电配储能首先实现日可调度，合理建设和有效利用储能容量，做到上网电价优于火电。要从可再生电力丰富的地方开始，自下而上实现可再生能源为主的新型电力运行，推动电网分布式改造。
周大地指出，2030年电动车保有量1亿辆，电池总容量约70亿千瓦时，约占全国届时日用电量25%以上。可以成为重要负荷调整和电网支撑电源。2040年，中国电动汽车保有量达到3亿辆，新能源汽车对电网功率支撑的能力达到100亿千瓦时左右。充电桩未来将发展到数以亿计，以V2G充放电系统为主，因此，建立相应的和电网互动的数字信息和运行管理系统迫在眉睫。
周大地表示，全球能源转型，是比国内市场大几倍的新能源市场，西方国家已经不可能垄断，控制新能源市场。而发展中国家现在已经占全球能源消费总量的62%，以后比例仍然有进一步提高的空间。
周大地表示，我国新能源产品要在技术领先，性价比领先，成套方案领先，供给能力巨大，商业流通、市场开发以及服务到位，能够提供系统解决方案等方面保持引领地位。
周大地进一步指出，我国可以长期维持太阳能、风电、水电、核电、储能、电动交通工具、热泵、超低能耗建筑，高度电气化工业用能装备等低碳零碳领域的市场优势和引领地位。
华能清洁能源技术研究院徐若晨博士
华能清洁能源技术研究院徐若晨博士在《电池储能电站技术发展与工程实践》主题报告中指出，华能清能院深耕储能技术十余年，在行业内率先提出分散式电池储能架构，2021年建成全球首座百兆瓦级分散控制储能电站。随后又研发了“3S”一体化系统、构网型储能技术、高安全泡沫消防以及35kV高压直挂系统等新产品、新技术，先后建成世界首座百兆瓦级分散控制构网型独立储能电站、全球单机容量最大的35kV级联型高压直挂储能系统和装机容量最大的单层站房式储能电站等技术标杆项目。截止目前，清能院电池储能系统集成业绩超4GWh。
重庆市能源利用监测中心生态环境监测部副部长张程
重庆市能源利用监测中心生态环境监测部副部长张程在《企业碳资产管理政策经验分享》主题报告中指出，双碳背景下，碳市场交易体系是实现碳中和的重要政策工具，通过不断地降低正排放，增加负排放来实现碳中和目标。企业碳资产包含碳配额、核证自愿减排量以及企业内部节能降碳等，通过科学的管理、提前布局，实现碳资产价值最大化。
国家气候战略中心战略规划部主任柴麒敏
国家气候战略中心战略规划部主任柴麒敏在《碳足迹管理—政策规范与市场实践的前沿》主题报告中指出，政府间气候变化专门委员会( IPCC) 第六次评估报告 (A R6) 揭示温室气体排放处于人类历史上最高水平，全球平均气温已比工业化前 ( 1850年至1900年)高出了约1.1℃。世 界气象组织正式确认，2023年是有记录以来 最暖的一年，全球年均温度高于工业化前水平 1.45 ℃ (± 0 .12 ℃ ) 。科学评估认为，人类社会最高能承受的温升阈值是2℃, 更优的情景是控制在1.5℃以下，全球剩余碳排放空间仅够继续排放7至28年左右。
柴麒敏指出，碳排放容量成为最为稀缺的自然资源要素之一。如果不立即采取有效的政策和行动，将 造成不可逆的全球生态灾难和 巨大经济损失，从2025年到2100年，不作 为的总成本估计为 1266万亿美元。相比于目前水平，年均气候融资投 资需要增长六倍以上，达到9-10万亿美元。
柴麒敏表示，2023年全球能源转型投资总额达1.77万亿美元 ( 2020年6260 亿美元), 中国连续多年成为全球最大投资国。2023年全球绿色债 养发行规模5873亿美元( 2020年2970亿美元)。 中国是全球最大绿债发行国之一。2023年全球碳市场交易总额约8810亿欧元 (2020年2878亿欧元), 中国交易额位列欧盟、北美、英国之后。
柴麒敏指出，我国电力间接碳排放核算目前采用国家公布的全国或区域电网排放因子，存在计量时空颗粒度较粗、交易电量碳排责任不明等问题，高比例新能源接入背景下，电力系统碳计量的时空分辨率需要进一步提升。
柴麒敏在对策建议中强调要积极推动我国碳足迹碳标签制度试点示范。要实施创新驱动的“双碳 ”行动，抢占全球零碳产业和金融发展的“ 新赛道 ”；要建立符合我国产业和贸易特点的碳足迹评价技术体系在数据平台、标准制定、制度规章等方面持续完善，培育第三方核查/认证/法律服务机构；要实施关键产品碳标签标识制度，主动应对碳贸易壁垒，要在新能源、汽车及零部件、家用电器、电子信 息产品、纺织品、日用化工品等领域率先推动；要赋能企业高质量发展，增加绿色的投资、消费和就业，提供产业和金融碳中和综合解决方案，共同分享低碳转型的绿色效益。
中国宏观经济研究院能源研究所系统中心副主任、研究员刘坚
中国宏观经济研究院能源研究所系统中心副主任、研究员刘坚在《电力需求侧新型主体参与系统运行的现状与前景》主题报告中指出，截至2023年底，可再生能源发电装机超过15 亿千瓦，其中风电光伏超过10.5亿千瓦，发电量占比16%。预计到2060年风电、光伏发电装机66亿千瓦，装机 容量占比85%，发电量占比达71%。
在工商业储能峰谷电价套利收益案例分享中，刘坚引用相关数据中指出，江苏省储能系统造价为1.5元/Wh，每天“两充两放”，一年330天充放， 3小时储能工商业储能IRR=8.3%。而浙江省储能系统造价为1.7元/Wh，每天“两充两放”，一 年330天充放，工商业储能IRR=12%。
针对工商业储能参与需求响应，刘坚提出补偿价格基准值：削峰响应3元/千瓦.小时，填谷响应1.2元/千瓦.小时。补偿价格=响应电量×交易价格×价格调整系数。
在电力现货市场方面，刘坚指出，2017年南方（以广东起步）、山西、四川、甘肃、蒙西等八个地区作为第一批试点，2021年上海、江苏、安 徽、辽宁、河南、湖北等六省市为第二批电力现货试点。2023年1-6月，各地电力现货市场分时均价峰谷价差约320元/MWh，其中蒙西现货市场峰谷价差较高，超过500元/MWh，为储能参与现货市场营造了有利条件。
在储能参与电力市场进展方面，刘坚指出，截至2023年底，国内30个省级电力市场为储能开放了市场准入，新型储能陆续参与各地电能量（中长期、现 货）、各类辅助服务、需求响应等市场。在山东、宁夏、安徽等地，独立储能开始形成电能量市场+辅助服务市场相结合的盈利模式。
作为领先的储能全场景整体解决方案供应商，多年来科华数能始终聚焦聚力科技创新，加快推进储能技术创新，推动新能源产业大发展。目前，科华数能研发了全新一代S³-EStation 智慧液冷储能系统，形成了全液冷散热、全站顶出风、全域构网等储能技术储备，为加快推进储能新质生产力，开创能源转型新格局贡献更多力量。
厦门科华数能科技有限公司总裁崔剑
厦门科华数能科技有限公司总裁崔剑在《新型电力系统下储能新质生产力发展方向探析》报告中指出，储能新质生产力是围绕技术创新、模式创新，最终从传统生产力向先进生产力发展、转变、提升的过程。在新型电力系统下，储能新质生产力的发展方向更加多元化、智能化。一方面，储能技术不断创新突破，从传统的铅酸电池、锂离子电池到压缩空气储能等新型储能技术不断涌现，为电力系统提供了更多样化、更高效的储能解决方案。另一方面，储能技术与先进数字技术的深度融合，使得储能系统的智能化水平不断提升，能够更好地适应电力系统的复杂需求，实现更加精准、高效的能源管理。
聚焦新型储能，充分发挥储能新质生产力在新型电力系统中的重要作用，崔剑总裁认为未来可围绕三个维度进行创新：设备维度、场站维度和电网维度。
从设备维度来看，不管是以电芯为基础的直流系统，还是以电力电子为基础的PCS并网系统，都向着更高能量密度、更高功率密度发展，随之而来的电芯、电力电子、PCS等设备散热问题也会越来越凸显。因此，储能企业需要紧随时代发展从储能设备的芯片、电子元器件、算法、散热、系统融合等各个维度推出新的解决方案。
从场站维度来看，储能需求已经从一小时发展到四小时，甚至更长时的储能。这种长时需求下，是否有更合适的设备能满足不同场地、不同配置下的灵活组合需求，以便节省土地资源。另外，随着储能场站从兆瓦时到百兆瓦时再到吉瓦时，对场站智能运维特别是整个场站的智能化水平，提出了更高要求。这些为提升储能新质生产力提供了重要的方向。
从电网维度来看，随着高比例风光等新能源的渗透率提升和电力系统的电力电子化，给电网带来了很大挑战。在强电网、弱电网甚至无电网的情况下，新型储能如何适应电网的各种需求已经成为亟待解决的问题。特别是在强电网状态下储能如何做到一次调频，在弱电网状态下储能如何支撑低SCR短路比下的应用，甚至在无电网状态下，储能如何自主构建电网实现黑启动等等难题，都需要通过对储能技术的持续优化和革新来破解。
中兴通讯股份有限公司储能产品规划总工程师张长岭
中兴通讯股份有限公司储能产品规划总工程师张长岭在《钠离子电池通信储能领域应用机遇与技术展望》主题报告中指出，受锂电供需失衡影响，2022碳酸锂价格增长近100%，钠离子电池成为电化学电池焦点。钠离子电池与锂电池同期起步，1990S因能量密度突破困难，发展停滞，2010技术突破，随着锂离子电池热度提升，钠离子电池研究热度和产业化开始加速，海外多家公司布局，中国公司处于领先地位。从长期视角，钠元素的地壳丰度远高于锂，以及锂矿资源全球分布不均带来的资源风险，钠离子电池具有极大发展潜力！
张长岭指出，钠离子电池和锂电池基本原理相同，核心差别是电荷载体，正负极和电解液等做出相应改变，发展钠离子电池技术的关键在于找到合适的正、负极材料及电解液。
张长岭表示，钠离子电池具有低成本、高安全、宽工作温度范围，及能量密度低特性，最先应用于空间要求不高，成本、安全诉求高的场景：如储能（含户用）、低速车（两轮车、A00电动汽车）、通信储能。
张长岭表示，按2025大规模商用，20%渗透率，则年需求量约35GWh，其中储能/交通/通信储能对应19/16/1GWh，对应市值约175亿（0.5/Wh）其中渗透率的提升有赖于成本下降速度和安全性能的提升。
上海交通大学教授程浩忠
上海交通大学教授程浩忠在《大规模储能及其在新型电力系统应用形势》主题报告中指出，磷酸铁锂因其电池寿命、响应速度、环境适应性好、安全性高等成为电化学中的佼佼者，使用最为广泛，初步具备商业化发展条件，虽然近期由于原材料价格上升，但待其价格稳定后，适合大规在电网模发展。
压缩空气是最具发展潜力的物理储能，虽然传统压缩空气储能受地理因素的限制，但随着技术进步，未来通过大型储气罐储存摆脱地理因素限制后，可在电网大规模发展。2021-23年在储能示范项目主流技术：磷酸铁锂电池和压缩空气储能。
液流电池、钠离子电池、氢能，技术特点突出，发展趋势正在显现和提速，值得电网保持持续关注。
针对电化学储能电站安全性，需加强储能系统安全防护，提高储能电站检测预警能力，制定不同类型事故应急方案和消防处置措施，保障人员安全。
程浩忠指出，电源侧和电网侧占据了市场主导；从独立储能、风储、光储、工商业储能等30个场景维度看：独立储能、工商业储能这两类场景去年大发展；从储能项目提供服务类型（六大类）看：可再生能源并网、辅助服务、用户能源管理服务是提供最多的服务类型。
针对新型储能在用户侧的规模化应用上，程浩忠认为，从轻量化和经济性角度来看，电化学储能所具备的性能特性更符合用户侧储能分布式能源系统的应用场景。从国际上应用情况以及调研结果来看，由于欧美电价高，所以在用户侧储能应用范围、规模和发展速度上都高于国内市场。国内电价低、用户侧储能经济性不高（但目前储能度电成本大于电价差，套利能力不行），国内需出台政策拉大峰谷价差，推动户储需求加速释放，部分地区出台强制配储规划，有力推动储能装机放量。
程浩忠认为，将来有必要和可以通过新型储能提升大电网灵活调节和支撑能力！有必要采用多种储能方式多种路径相结合的方式，积极发展新型储能；重点发展低成本、高安全、长寿命的锂离子电池、压缩空气储能；持续关注液流电池、钠离子电池、氢储能；试点应用兆瓦级大容量储能设备，支持试点示范。
程浩忠表示，电源侧储能在常规机组+储能、风光储、风储、光储领域都有应用，运行方式更加多样化，但容量普遍不高，还在进行规模化发展的探索；国内已有20多个省份明确了新建新能源配套储能设备的比例，配比多在10%—20%之间，有省市最高达到30%。
电网侧新型储能已经进入真正意义上的规模化发展，是未来重点发展方向，但目前普遍存在利用率不高甚至闲置。以江苏镇江储能电站为例，调峰作用：降低最大网供负荷4%；一次调频作用：贡献率是常对机组的一倍以上；AGC模式：提升电网CPS考核指标7%，排名远高于其他省市。
程浩忠建议电网侧新型储能是电力系统重要的调节支撑性资源，未来要将电网侧新型储能规划作为电力规划的专项配套规划，合理确定发展规模、布局选点、并网接入和建设时序，引导电网侧新型储能科学发展，同步健全电网侧新型储能调度运行机制。
程浩忠建议要借鉴国际经验，电网侧和电源侧储能需加强政策支撑和引导，加快建立电力现货市场以提升储能电量时空价值，制定分时、分位置的储能电价，引导储能改进生产运行策略，升级电网盈利模式，倒逼发电商主动采用储能技术，实现良性发展；推动调峰调频辅助服务市场运营工作，对提供调峰辅助服务的这些储能企业给予一定的费用补偿，充分调动市场活力，提高其参与华东电力调峰调频的积极性；完善储能产业政策，推进电动汽车相关的充电站、电池组管理系统、电池箱技术标准，充分发挥标准体系建设对储能行业发展的规范带动作用。
程浩忠建议要重视储能技术面临的安全问题，第一道防线要加强储能系统的安全，研发难燃不燃的电池材料，构建本体安全电池体系；第二道防线要加强储能电站的检测预警能力，通过多信号融合和基于热失控模型的预警，保障电池使用过程安全的；第三道防线要针对不同类型的储能事故隐患，制定故障应急预案和消防处置措施，研发多次灭火技术，抑制电池复燃，形成消防安全第三道防线，并严格遵守，首先保障人员的生命安全。
