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。