网讯：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
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。
