周勤勇 中国电科院「新一代电力系统」

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9月24日，第五届（2021）中国能源产业发展年会暨创新成就展在北京召开。在能源产业关键技术与“碳达峰、碳中和”行动专场，中国电科院电力系统碳中和研究中心主任周勤勇围绕新型电力系统的目标、挑战和技术发展方向进行了分享。

周勤勇提出，和传统的电力系统技术相比，新型电力系统技术框架体系特征包括三点：由源、网技术创新为主向源、网、荷、储全链条技术延伸；由电磁输变电技术为主向电力电子技术、数字化技术延伸；由单一的能源电力技术向跨行业、跨领域技术协同转变。

新型电力系统示范区建设是一项系统工程，通过各种技术的应用，达到源网荷储一体化协同运行，需要有系统性的研究方法和工具。不论基础支撑、数字化技术、关键设备、关键服务、系统分析，任何一种技术从概念设计到全面推广应用均有很长的周期。对此，他将技术应用分为三个阶段：传统技术最后红利期（2021-2030年）、新技术集成期（2031-2045年）和颠覆性技术应用期（2046-2060年）。

在演讲中，他还就可能改变演化路径的关键技术进行了阐述。

他指出，储能是未来提升电力系统灵活性、解决新能源消纳的重要手段。我国将形成以抽蓄和电化学为主，多类型储能协同发展的储能体系。预计2025年，GW级电化学储能电站集成技术实现突破，装机成本与抽蓄相当，到2030年将低于抽蓄，达到电化学储能长寿化、低成本化实现突破，等效度电成本接近0.1元千瓦时•次，大规模光 储联合发电成本将低于标杆机组电价。预计配置1亿千瓦/2小时储能，理想情况下可提升系统调峰能力约2亿千瓦，等效降低新能源弃电率约3%。到2060年，大容量、长寿命、跨季节储能技术将实现突破，形成源网荷储柔性协同。

储能对于电力系统灵活性调节的应用定位包括电力保障性调节与电力市场化调节。周勤勇建议，应建立多元化发展模式，完善政策和市场机制，进行合理成本疏导，赋予储能在多种市场中主体身份。建议加大对抽水蓄能的开发利用，2030年前实现抽水蓄能电站开发建设项目应上尽上。

周勤勇还强调，我国各地区资源禀赋和具体情况差异较大，不同地区在选择新型电力系统示范区建设技术“菜单”时需要有针对性，具体问题具体分析。

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责编丨齐琛冏

审核丨牟思南