新型电力系统背景下若干重要技术方向的思考 郭 辰 博士/正高级工程师 华能清能院院长助理，华能集团可再生能源领域首席专家 2023年10月17日 目录 1 对新型电力系统的理解 2 重要技术方向的最新动态 和思考 3 工作思路建议 4 写在最后 1 对新型电力系统的理解 构建新型电力系统 新型电力系统概念 新型电力系统的构建是清洁能源发展的必由之路 p 新型电力系统是以承载实现碳达峰碳中和，贯彻新发展理 念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求为前提， 确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力 需求为首要目标、以最大化消纳新能源为主要任务，以坚 强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为重 要支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、 开放互动基本特征的电力系统。 4 构建新型电力系统 p 我国的清洁能源替代是一个“先立后破”、循序渐进的过程。 电力系统的规模化转型 p 构建新型电力系统，实质上是原有电力系统的规模化转型。 整体电力结构发展展望 我国的能源问题与能源发展趋势 5 新型电力系统与传统电力系统的区别 电源的功能发生变化 电网的平衡模式发生变化 电力系统运行模式发生变化 6 区别1：电源的功能发生变化 根据我国风能、太阳能资源分布，新能源开发将以集中式与分散式并举，电源总体接入位置愈加偏 远、愈加深入低电压等级。 p 随着新能源逐步成为主体电源，新能源装机不仅是电力电量的主要提供者，还将具备相当程度的主动支撑、 调节与故障穿越等“构网”能力。 p 常规电源功能则逐步转向调节与支撑。 集 中 式 并举 分 散 式 远离 末 端 电 网 7 区别2：电网的平衡模式发生变化 新型电力系统供需双侧均面临较大的不确定性 p 电力平衡模式由“源随荷动”的发/ 用电平衡转向储能、多能转换参与缓冲的更大空间、更大时间尺度 范围内的平衡，即由“源随荷动”向“源荷互动”进行转变。 8 区别3：电力系统运行模式发生变化 p 电源并网技术由交流同步向电力电子转变，交流电力系统同步运行机理，由物理特性主导、大转动惯量， 将来会是人为控制算法主导。 p 电力电子器件引入微秒级开关过程，分析认知由机电暂态向电磁暂态转变。 p 运行控制由大容量同质化机组的集中连续控制向广域海量异构资源的离散控制转变。 功角特性变化复杂化 功角特性变化复杂化 9 新型电力系统发展阶段 n 文献引用：舒印彪等，构建以新能源为主体的新型电力系统框架研究 传统电力系统转型阶段 新型电力系统形成阶段 新型电力系统成熟阶段 10 新型电力系统发展阶段 01. 清洁 低碳 开放 互动 新型电力系统成熟阶段 新型电力系统形成阶段 p 发用电的实时平衡仍然是主要特征，依靠以抽水蓄能为主体 的成熟储能技术基本满足日内平衡需求。 安全 可控 新型电 力系统 智能 友好 传统电力系统转型阶段 02. 新型电力系统形成阶段 p 新能源成为装机主体，具备相当程度的主动支撑能力。 p 大规模储能技术取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节。 灵活 高效 03. 新型电力系统成熟阶段 p 新能源成为主力电源，发用电基本实现“解耦”。 p 新能源以多种二次能源形式、多种途径传输和利用，将因地 制宜发展多种形态（如输电与输氢网络共存等）。 能源生产加速清洁化 能源消费高度电气化 能源利用日益高效化 11 新型电力系统特点和技术方向 结合新型电力系统的三个区别和三个阶段，个人认为需高度注意新型电力系统的三个特点： p 一是大系统集成与数据终端的联合（数据终端，特别是智能化、网联化数据终端需高度重视）。 p 二是发电侧与网侧/负荷侧的结合（发电侧主动支撑能力、微电网及多能互补、基地开发联合布局等问题需高 度重视）。 p 三是传统数据传输与多元异构数据的融合（除传统数据传输外，还有现场场景融合监测方式产生的大量模拟 数据量（如视频、图片、音视频等），有助于数字孪生等技术的高效应用）。 从这三个特点出发，个人认为有六个重要技术产业方向，会迅速成为重点和热点： 电站储能 主动支撑发电设备 2 智能终端 1 6 重要产业 技术方向 3 4 智慧化信息化技术 5 多能互补融合技术 深度再电气化装备 12 2 重要技术方向的最新动态和思考 重要技术方向1：电站储能 ——光热熔盐储能及多能耦合 储能技术路线 电化学储能技术 光热型熔盐储能技术 Ø适用于储能时长较短 Ø光资源好的三北地区优先 Ø在盐穴、非矿井资源较好地 Ø 在水资源丰富且存在较大 Ø应用范围广 考虑 区优先考虑 落差地区优先考虑 压缩空气储能技术 抽水蓄能技术 Ø新疆、甘肃等地区配储时 长较长、电网较薄弱，可考 虑采取光热型熔盐储能技术， 光热与光伏电站搭配运行 14 重要技术方向1：电站储能 ——光热熔盐储能及多能耦合 全球和中国太阳能热发电装机容量 p 至2022年，全球光热发电装机容量约7050MW，其中槽式占比77%、塔式约20%、线性菲涅尔式约3%； p 中国光热装机约588MW，共8个电站，三种技术路线分别占2个、5个、1个。 15 重要技术方向1：电站储能 ——光热熔盐储能及多能耦合 光伏-光热多能耦合 p 全球光伏发电的LCOE从2010年的0.417美元降至2021年的0.048美元，降幅为88%；光热发电的LCOE 从2010年的0.358美元降至2020年的0.114美元，降幅为70%。 p 光伏-光热互补发电，白天光伏发电，光热承担调峰功能、转动惯量支撑；早晚高峰由光热支撑，满负荷 发电。随着光热主要部件国产化率提高，互补发电在特定场景下具备技术经济可行性。 p 光伏-光热多源耦合方式，在配储时长较长的应用场景及光热造价尚不支撑大规模开发的大背景下，可能 会具备较高的经济性。 p 金塔项目测算显示，光热 光伏配比为1:6时，成本 电价接近燃煤标杆电价 0.3078元/kWh(甘肃地 区) 16 重要技术方向1：电站储能 ——城市电站新业态拓展 城市电站新业态拓展 p 2023年1月，国家发改委于发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，鼓励支持10千伏及 以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。 p 工商业储能作为分布式储能系统在用户侧的典型应用备受瞩目； p 随着储能技术的不断发展和峰谷价差的不断扩大，工商业储能正在工业园区规模化应用，并成为企业实现 可持续发展和经济效益的重要手段； 17 重要技术方向1：电站储能 ——城市电站新业态拓展 2021 2022 2023 2024E 2025E 新增分布式光伏装机 （GW） 29.28 51.11 76.67 107.33 138.53 新增装机工商业与户用比 例 1:01 1:01 1:01 1:01 1:01 新增工商业分布式光伏装 机（GW） 14.64 25.56 38.33 53.67 69.77 配储比例（%） 5% 10% 15% 17.50% 20% 新增工商业光伏储能装机 功率（GW） 0.73 2.56 5.75 9.39 13.95 配储时长（h） 2 2 2 2 2 新增工商业光伏储能装机 容量（GWh） 1.46 5.11 11.5 18.78 27.91 p 截至2022年底，用户侧配置储能总能量约1.8GWh，同比增 长49%，2022年新增总能量0.60GWh； p 其中工商业配置储能累计投运总能量0.76GWh、占比42%， 同比增长106.3%；2022年新增能量0.39GWh、占比66%； p 目前工商业配储主要分布在江苏、广东、浙江等工商业大省， 累计总能量占工商业总能量的82%。 18 重要技术方向1：电站储能 ——城市电站新业态拓展 自发自用+峰谷价差 • 对大工业用电而言，安装工商业储能能有效 降低两部制电价的两部分电费支出 • • 工商业储能 主要盈利模式 分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合 p 当前，我国工商业储能发展提速，部分省份实现2 充2放，大多省份工商业储能都具备较高经济性。 p 配有储能系统的工商业用户可以利用更大的尖峰- 理利用储能系统，有效减少实际用电费用 谷时价差进一步扩大单次峰谷套利的收益，缩短 工商业储能系统可大幅降低容量电费 成本回收周期，这将推动工商业储能行业持续快 作为备用电源使用 速发展。 分布式光伏配储实现电量电费、容量电费双降 19 重要技术方向1：电站储能 ——城市电站新业态拓展 p 进入7月以来夏季用电处于高峰 期，各省份区域纷纷采用尖峰电 价，峰谷价差明显增大。 p 从电价差来看，上海、广东、浙 江、海南、湖南、重庆、河北、 北京、四川等9省市最大尖峰低 谷电价差超过1元/kWh。 p 其中上海市最高，执行两部制 1.5倍尖峰电价时，峰谷价差为 1.7483元/kWh，新疆最低，峰 谷价差为0.4379元/kWh。 p 为了适应储能系统两充两放的运 行策略，达到收益最大化，峰谷 价差+峰平价差是工商业储能系 统峰谷套利收益测算的关键。 按照目前储能电池成本水平，峰谷电价差+峰平电价 差在1.2元/kWh以上，可商业化推广 20