国网能源研究院日前发布的《新型电力系统发展分析报告2024》(以下简称报告)指出,新型电力系统建设受政策、机制、技术、产业等多重因素影响,需坚持科技创新、机制创新双轮驱动,统筹各要素协同推进,夯实新型电力系统高质量发展基础。

在电源侧,多元化电力供应体系正在形成。报告显示,截至2024年7月底,全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿千瓦,提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省(区)新能源发电装机容量占比已经超过50%,成为装机主体。截至2023年底,煤电灵活性改造规模达到3.2亿千瓦。预计2030年全国电源装机容量超过50亿千瓦,其中新能源发电装机超过28亿千瓦。

在电网侧,多形态电网协同发展。报告指出,柔性交直流等新型技术广泛应用,主配微等多形态协同发展的新型电网要素承载能力持续提升。有序推进大型风光基地和外送通道规划建设,送受端电网支撑能力稳步提升。各区域电网坚强性、互济性稳步提升,服务新能源高质量发展。互联通道的“直接送电”和“互济调节”作用更加统筹平衡。

在负荷侧,多样化负荷柔性互动能力提升。报告显示,“新三样”、数据中心、绿电制氢等“高耗电”战略新兴和未来产业加速发展,终端电气化水平逐步提升,加之气候气温对电力需求增长产生持续影响,未来电力需求继续保持较快增长,预计2030年全国全社会用电量可能超过13万亿千瓦时。

在储能侧,多类型储能布局逐步优化。报告指出,新型储能是增长主力,在源网荷各侧加快布局,应用能效逐步改善。截至2024年6月底,全国新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时,较2023年底增长超过40%,其中独立储能、共享储能占比45.3%,新能源配建储能占比42.8%。新能源配储、独立储能、工商业储能日均运行小时数相较去年同期分别提升1.69、1.81、3.49小时。储能呈现多元化发展态势,预计2030年全国新型储能需求至少超过1.5亿千瓦。

在市场价格机制方面,报告显示,我国持续完善安全保供、新能源消纳市场机制,充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上,逐步形成更加市场化的容量电价形成机制,夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策,推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。区分存量、增量项目,差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等,加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计,引导各主体合理公平承担系统成本。

当前,新能源规划布局、风光装机配比需要进一步优化,大电网与分布式系统的发展协调性有待提升,新能源快速发展对电网接纳调控能力提出更高要求。报告建议,需要强化源网统一规划建设,科学规划风光装机配比,最大限度平抑新能源波动,整体降低系统调节资源需求。加强新能源基地与国家产业规划的有效协同,特别是因地制宜发展自治型分布式新能源系统,实现与广域大系统深度共融发展。(经济日报记者 王轶辰)