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储能+制氢迎来政策端进一步催化
根据前文提到的新能源利用率问题，可以看出电网对新能源利用率的限制是存在一定自我调节的。而《方案》中有关储能的装机需求变化自然也与此有关。
在旺盛的新能源市场需求下，新型储能项目累计装机规模于2023年末已经达到3139万千瓦，截至2024年一季度末则已经达到了3530万千瓦的规模，超过了“十四五”规划中一开始设想的增速。本次的《方案》上调了装机目标至4000万千瓦，而提升储能装机的目的无疑是为了增强当前电网的消纳能力。而同期抽水蓄能的累计装机规模达到5094万千瓦，距离规划目标尚有增长空间，因此《方案》中有关抽水蓄能的目标并未产生变化。
正如前文所言，截至目前火电依旧是中国电力的主要来源，在储能实现进一步的规模突破/技术突破前，煤电都将是中国保障用电安全的主力，但这本身又与“提升非化石能源占比规模”，甚至是“节能降碳”的大方向存在一定矛盾。《方案》对此给出的方案，更倾向于煤炭的清洁利用，以及提高分布式新能源建设，从电网端提升新能源消纳能力。
从技术方向来说，通过风光新能源进行电解水制氢是充满想象力的方向，电力行业节能，可以在提高新能源发电消纳的同时完成电力储能。截至2024年1月，国内公开在建及规划电解水制氢项目制氢装机总规模超过41GW，电力系统节能，其中98%为可再生能源制氢项目，绿氢项目投建呈现爆发式增长态势。
而有关煤电的低碳化改造则指向了落后煤电产能的出清，以及煤制氢&氢发电的产业。目前煤制氢依旧是国内制氢的主要模式，主因便是国内煤炭储量丰富以及工艺成熟。只是碳排放角度来看，煤制氢依旧会产生较大的碳排放量，对节能减排的帮助并不大，因此主要方向或还是集中于发电端的降碳改造、灵活性改造、供热改造等。
电厂节能合理化建议
电厂节能合理化建议的在于通过设备升级、操作优化、管理改进等多方面的措施，提高能源效率，减少成本，同时保护环境。以下是一些具体的建议：设备升级与替换推广使用电机：选择YE3电机，其采用高导磁低损耗材料，节能环保且维护方便。变频器的安装：使用变频器控制电机输出功率，减少能源浪费。低阻电缆的选择：选用电阻较小的电缆，减少热能损失和输电线路损伤。操作优化照明系统改造：采用节能灯和?LED灯，减少照明能耗。空调系统的优化：使用热回收型冷水机或热泵机组，同时提供冷气和热水。自控装置的安装：在低使用率区域安装传感器，自动控制空调开关。管理改进节能管理与制度：制定合理的节能管理与降耗制度，明确节能目标。员工培训与意识提升：加强员工节能意识培训，鼓励员工参与节能活动。定期维护与检查：定期检查和维护设备，确保设备运行。成本效益分析在实施节能措施时，应进行成本效益分析，确保所选措施在经济上是可行的。考虑到长期节能效果和投资回报，选择符合成本效益的方案。
通过上述措施的综合应用，电厂可以有效提高能源利用效率，减少运营成本，同时减少对环境的影响。这些措施不仅适用于新建电厂，也适用于现有电厂的改造和升级。?
未来的新型电力系统，结构形态将由'源-网-荷-储'四要素拓展为'源-网-荷-储-碳-数'六要素。
源：新型电力系统将以清洁电源为主，同时结合多种类型的电源提供支持。清洁电源将成为主导，提供电力系统90%以上的能源。其中，强随机性的风电、光伏等清洁电源将占据50%以上的发电量，成为主要的发电来源。而水电、、生物质、光热等可控清洁电源则作为重要组成部分，共同支持大比例新能源的整合。
网：新型电力系统的电网将具备明显的平台枢纽特性，呈现多层次、强互动、多元化的特点。
多层次方面：将形成跨区域大电网、省级坚强电网、主动配电网、多能微网兼容协同模式，电力节能改造，各级电网将分别承担资源互济、安全支撑、灵活响应、就地平衡等多种职能。
强互动方面：电网将不仅承担电能传输功能，还转型为电力供需平衡跨区互济、备用共享、源荷互动的平台枢纽。
多元化方面：电网不再仅是电力流的优化配置平台，还涵盖碳排放流、成本流、信息数字流等多种信息-能量-价值融合的管理平台。
荷：未来的电力系统负荷将展现出弹性化、多样化与多能融合化的特点。弹性化方面：通过数字化技术聚合海量分布式用户，电力，建立虚拟电厂与主动配电网，实现源荷互动。
多样化方面：将出现大量新型负荷主体，如数据中心、电动汽车等，其中一部分带有储能设备和分布式发电设备，兼具生产和消费功能。
多能融合方面：依托电制热、电制冷、电制气等多能转化技术，实现电-热-冷-气等多能源在时序上的弹性替代。
储：新型电力系统的储能体系将构建跨时空多元融合的结构。
碳：未来电力系统的发展趋势将从电视角转向电碳耦合视角。
数：依托数字化转型，新型电力系统将实现能源-信息-物理系统的深度融合。
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