10月30日，由国网能源研究院有限公司主办的“统筹源网荷储碳数智治链 推动新型电力系统高质量发展”研讨会在京召开。国网能源院新型电力系统研究领域在会上发布《新型电力系统发展分析报告 2024》（以下简称“报告”），主要内容和观点如下。
当前，全球能源供需版图深度调整，统筹推进能源安全保障与绿色低碳转型，积极发展清洁能源、推动经济社会绿色低碳转型，成为各国应对气候变化的普遍共识。我国正在大力推动新能源高质量发展，电力系统结构和特性深刻变化，新型电力系统建设处于加速转型期。
报告坚持系统观念和问题导向，设置了国内新型电力系统建设、国际电力系统转型以及相关热点专题三部分。国内部分，研判新型电力系统面临形势和发展趋势，从物理形态、数智赋能等维度分析形态演进，从清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能五个维度建立发展评估体系，系统分析当前建设情况，从科技创新、机制创新双轮驱动力角度分析关键问题和对策；国际部分，基于所提发展评估体系，初步分析中国与其他典型国家和地区电力系统建设情况；专题部分，聚焦热点问题，从智能微电网建设、车网互动发展、气候风险防范等方面进行专题分析。
一、国内新型电力系统建设
新型电力系统建设受到政策、机制、技术、产业等内外部多重因素影响，需要统筹各要素协同推进，加快形成电力新质生产力和相适应的新型生产关系，夯实新型电力系统高质量发展基础。
多元化供应体系：风光新能源发电装机容量突破12亿千瓦，超过煤电装机规模，煤电机组灵活性改造任务提前完成。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。
多形态电网发展：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。安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统加快建设，城市配电网以大电网为主导，以柔性互动为关键，大量柔性负荷灵活互动；农村配电网以分布式资源合理利用、经济高效配置、电力安全供应为目标，源网荷储聚合管控，与大电网互联互通。具有“两自四化”（即自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化）特征的自治型微电网等形态有效补充。
多类型储能优化布局：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。
多场景数智赋能赋效：强化电力系统的精准感知、可靠传输、数据融通及安全可信能力。通过“电力”与“算力”“数力”“智力”的深度融合，优化能量流、业务流和价值流，支撑新业态新模式发展，助力电力创新链、产业链、供应链融通发展，为新型电力系统建设提供坚实技术支撑，助力国家双碳目标顺利实现。
基础性技术：复杂系统运行控制能力进一步提升。超大型电力系统电磁暂态仿真平台分析时间尺度、运行方式、典型场景更加多样，规模达到上万节点，可对包含多回直流和高比例新能源的大规模电网实现微秒级电磁暂态仿真。
关键性技术：主动支撑、柔性灵活、智慧互动的源网荷储关键性技术创新应用。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高、路线多，但常态化深度调峰、频繁启停对机组运行安全性的影响逐步加大，运维成本也在增加。新能源构网型技术示范应用持续推进，对系统的惯量、频率、电压、黑启动等主动支撑能力进一步提升，逐步从小容量系统向大规模系统推广应用，相关标准规范体系亟需建立健全。大容量柔性直流输电技术应用需求大幅增加，柔性直流双向输电、多端柔性直流输电、混合多端柔性直流输电技术发展及工程应用积极推进，全直流汇集送出输电技术总投资相比传统柔性直流可节省15%以上，是实现大规模远海风电高效经济送出的优选方案。高比例新能源接入对放电时间超过4小时的长时储能需求明显增加，需统筹好长时储能技术的安全性与经济性。
协同规划机制方面，加强源网荷储各层级、多环节协同规划，保障电力系统全环节协同联动。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。需要强化源网统一规划建设，科学规划风电与光伏装机比例，最大限度平抑新能源波动。加强新能源基地与国家产业规划的有效协同，推动高载能产业布局与新能源基地统筹规划，以地区间产业转移协同推进新能源发电布局优化。因地制宜发展“两自四化”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。
安全保障机制方面，明晰新型主体安全责任界面，加强全过程电力安全风险管控，提高级联自然灾害、互联基础设施应急协同保障能力。以政策标准、调度协议、技术监督等多种方式明确新型主体安全责任及边界，进一步强化新型主体并网运行安全管理。完善全过程电力安全风险管控机制，将安全风险评估纳入各阶段安全性评价。综合考虑复杂灾害和基础设施跨系统风险，建立健全基础设施协同的立体应急协同机制，推动社会资源参与电力基层安全治理，以更加经济高效的方式提升应急能力。
二、国际电力系统转型分析
截至2023年底，全球电源总装机容量超过91亿千瓦，其中新能源装机占比超过27%，火电占比下降至51%。结合国际电力系统转型特征，考虑区域分布、资源禀赋以及电力系统发展实际，选取一些典型国家和地区进行初步的对比分析。
清洁低碳维度，中国新能源发展领跑全球，多数国家和地区终端电气化水平较高，中国电力系统碳排放水平相对较高。源端清洁化水平，2023年中国新能源装机容量、发电量规模第一，分别占全球比重达到42%、37%，德国、丹麦新能源发电装机占比均超过50%，丹麦、德国、英国、巴西、澳大利亚新能源发电量占比均超过20%。考虑全年小时级等更小时间尺度运行情况，欧洲新能源渗透率超过20%的累积时段占全年时长的占比，从2015年的5%上升到2023年的62%。终端电气化水平，中国2023年超过28%，高于欧美等国家。系统碳排放水平，中国度电能耗（碳排放）水平、单位GDP能耗（碳排放）持续下降，但总体水平还相对较高。
经济高效维度，中国的风光度电成本快速下降，新能源利用保持较高水平。技术成本与运行经济性，2023年中国陆上风电、光伏加权平均度电成本相比2014年下降幅度分别超过60%、70%；中国线损率4.54%，处于较低水平。新能源利用水平，随着新能源渗透率的提高，多数国家和地区弃电率呈上升趋势，中国维持在较低水平。以风电为例，2023年，中国风电渗透率为15.9%、弃风率为2.3%；德国、英国风电渗透率超过25%，弃风率保持在5%以内；丹麦风电渗透率较高（达47%），弃风率也相对较高（8.2%）。
供需协同维度，各国源网荷发展协调性差异较大，需求响应在保供调节中发挥作用加大。源网荷协调性，新能源的快速发展使部分国家和地区电网与电源发展规模、投资差距逐渐拉大，欧美等国家和地区电网发展较为滞后。需求响应水平，中国需求响应规模大幅增长，2023年分时电价调整推动度夏高峰负荷削减1080万千瓦，美国需求响应规模达到1075万千瓦；中国V2G充电桩量、速处于领先水平，高于美国、德国等。
灵活智能维度，中国电网互联互通水平、电力数字化智能化水平相比其他国家更高。电网互联互通，截至2023年底，中国跨省跨区输电容量占最大负荷的29%，跨省跨区输电量占全社会用电量的29.3%，欧洲跨境输电量占比为15.4%；中国直流输电容量超过2.3亿千瓦，占全球比重超过一半。电力数字化智能化，中国、美国、欧洲等国家和地区电力数字化智能化处于较高水平。
三、专题研究
针对车网互动发展，加快完善市场激励机制和平台示范应用，充分发挥新能源汽车对电网调节支撑价值。探索车网互动放电价格机制、容量电价机制及其参与现货市场和辅助服务市场路径，激励车网充分协同，使用户充电需求和电力供需优化需求得到兼顾。加快建立支撑规模化车网互动的数据和平台体系，尽快出台政策明确国家级、省级平台、运营商等各级充换电基础设施运营监管平台互联互通、数据共享和治理监管架构。因地制宜推动充换电基础设施关键技术、重大工程、政策机制、发展模式等重大示范。
针对气候风险防范，构建电力防灾抗灾主动安全防御策略，夯实电力系统本质安全基础。提升极端情况下电力系统容灾备份能力，按照灾害严重程度分级分区落实电力基础设施规划标准，统筹推进“平急两用”电力基础设施建设，促进平急快速切换。因地制宜利用分布式能源、微电网等新型应急保障单元和社会应急力量。加强电力气象灾害精细化、精准化监测预警，有效提升气象风险综合防控能力。
