魏玢：新型储能技术赋能电力系统转型

3月27日，第三届中国储能大会在北京召开。国网能源研究院总经理（院长）、党委副书记魏玢出席会议并作主旨演讲。她以《新型储能赋能电力系统：调节、平衡与创新》为题，深入阐释了新型储能技术在构建新型电力系统中不可替代的战略价值，为破解新能源大规模发展难题提供了创新性解决方案。

魏玢在演讲中指出，我国新能源发展已驶入快车道。截至2024年底，新能源装机规模突破14.5亿千瓦大关，历史性超越煤电装机比例，年发电量占比达18.5%，利用率连续6年稳定在95%以上。然而，新能源的间歇性、波动性特征以及大规模电力电子设备的并网，正深刻改变电力系统运行规律，对保供能力、消纳水平和系统稳定性提出了严峻挑战。

进一步分析新能源出力特性与电力系统需求的矛盾，魏玢通过3组数据揭示了矛盾焦点。首先，气象条件的不确定性导致电力供应风险加剧，部分区域可能出现连续多日无光无风的极端天气，而新能源最小出力仅能达到装机容量的5%~15%，系统调节压力陡增。其次，装机增速与调节能力不同步，2024年国家电网经营区域新能源装机达2.67亿千瓦，日内最大波动幅度超过2.5亿千瓦，现有调节资源已难以匹配。最后，技术特性剧变也引发了新风险，高比例电力电子设备改变了传统电网的“同步机主导”特性，频率稳定、电压支撑等难题亟待破解。

针对这些挑战，新型储能技术凭借其毫秒级响应速度、灵活充放电特性和多元应用场景，正成为电力系统转型的关键支撑技术。目前国家电网区域新型储能充电功率已达3000万千瓦，年促消纳电量210亿千瓦时，相当于减少标准煤消耗650万吨。展望未来，在长周期调节领域，针对南方梅雨季节光伏出力受限等典型场景，预计2030年周调节需求将占同期用电负荷的20%，未来需探索“新能源+制氢”等跨季节储能技术路径。

电力平衡机制也在发生深刻变革。魏玢分析指出，随着“十五五”期间全国最大负荷年均增长超1亿千瓦，传统电源调节能力受碳排放约束和地理条件限制，新型储能的电力平衡价值愈发凸显。预计到2030年，新增新型储能装机将达到1.8亿千瓦，有效容量1.6亿千瓦，可承担27.4%的保供需求。然而，研究同时表明，储能边际效益存在饱和效应，当日电力缺口超过最大负荷20%时，需构建“储能+常规电源+跨区输电”的协同保障体系。

在电源功能定位方面，魏玢提出，在“双碳”目标引领下，煤电将向调节性电源转型，新能源将进化为发电主体并与储能深度融合。抽水蓄能将在长周期调节中扮演“压舱石”角色，新型储能则成为调峰调频的核心力量。这种角色转变不仅提升了新能源出力稳定性，更将重塑配电网运行逻辑，有效应对电动汽车等新型负荷的冲击。

储能技术革新还催生了能源新业态。魏玢展望了三大发展方向：分布式能源系统通过“源网荷储”一体化设计，实现区域自平衡和安全保障；虚拟电厂作为新兴市场主体，将储能资源与多元负荷智慧聚合；移动式储能装置为解决农村电网季节性用电矛盾提供创新方案。这些新业态的发展，标志着电力系统正在向小微化、绿色化和数字化方向演进。

面向未来，魏玢提出了3项发展建议。她强调，首先要强化规划统筹，建立调节资源需求模型，实现各类储能技术的优化配置。其次要突破技术瓶颈，重点攻关长周期储能等关键领域。最后要完善市场机制，通过价格信号引导储能产业健康发展。她特别强调，新型储能不仅是技术革新，更是能源体系变革的催化剂，其规模化应用将开启电力系统“清洁、灵活、智能”的新纪元。

随着新能源装机的持续增长，电力系统转型正步入深水区。新型储能技术作为赋能电力系统的核心力量，不仅能够有效应对新能源发展带来的调节难题，更将加速构建适应新能源占比持续提升的新型电力系统。这一转型过程，既是对当前能源发展挑战的积极回应，也是对未来能源革命的战略布局，预示着电力系统将迈向更加清洁、灵活、智能的新阶段，开启能源领域发展的新篇章。（杨   歌）