7月16日，电力规划设计总院发布《中国能源发展报告2024》《中国电力发展报告2024》。专家表示，新型电力系统建设加速推进，新能源电力消纳难度加大、新能源逐步实现可靠性替代等将对电价改革提出新要求，应加强协同规划。
新型电力系统建设加速推进
《中国能源发展报告2024》显示，我国新型电力系统建设加速推进。新能源利用保持较高水平，全国风电、光伏利用率达到97.3%、98%。重点领域的节能降碳改造持续推进，燃煤发电、电解铝、水泥等重点行业能效水平进入世界先进行列，6000千瓦及以上火电供电标准煤耗降至302克/千瓦时。清洁能源技术装备水平全球领先。风电、光伏发电等新能源技术处于国际先进水平，百万千瓦级水电机组建设能力领跑全球，核电形成了自主品牌的“华龙一号”“国和一号”“玲龙一号”等三代先进压水堆技术。
随着新型电力系统建设进入新阶段，接下来将面临新的情况。《中国能源发展报告2024》提出，西部地区新能源开发与当地产业发展须统筹布局。为应对并网、消纳、环境等挑战，西部地区新能源基地开发需要统筹能源、产业和生态等关键要素，积极引导有转移潜力的产业向西布局，同时做好存量产业负荷的绿色供能替代。
《中国电力发展报告2024》提出，推动新能源可靠替代是突破“不可能三角”的核心抓手。当前新能源可参与电力平衡容量比例极小，须通过建设系统友好型电站等模式，依托高精度长时间尺度功率预测、新能源主动支撑、一体化调控等技术和机制创新，应用新的规划技术，逐步提升新能源电力替代能力。预计2030年新能源电力替代将提升至装机规模的8%以上。
《中国电力发展报告2024》还提出，调节能力提升的核心是“源网荷储四端统筹优化”。新能源消纳压力持续增大，须以保障新能源合理消纳利用为目标，确定调节能力需求，源网荷储四端统筹优化。预计到2025年，源网荷储各侧调节能力协调发展，可调用的最大调节能力提升约3亿千瓦。
加强协同规划
“以市场化方式推动大型新能源基地高效经济消纳势在必行，完善跨省跨区市场是推动大型新能源基地市场化消纳的关键。”电规总院能源政策与市场研究院博士武赓表示，当前大型新能源基地参与市场面临多重障碍：政府协议送电曲线协调难度大；政府协议外送价格与受端省内市场化上网电价衔接难度大；新能源出力不确定性和波动性给大型新能源基地交易带来风险；大型新能源基地将面临多层次市场，交易复杂程度高等。
为了让大型新能源基地参与市场，武赓建议，进一步推动完善跨省跨区市场机制，加快全国统一电力市场建设。相关部门要明确大型新能源基地环境属性价值。大型新能源基地要提升市场化条件下投资决策和运营优化能力。
在电规总院能源政策与市场研究院博士程晨璐看来，为构建新型电力系统，波动性随机性新能源发电加快发展，预计未来系统平衡调节成本逐步上升将带动终端电价上涨。应协同推进电价改革、体制改革等制度创新和重大颠覆性、原创性科技创新，以有效破解能源“不可能三角”，实现更经济更可持续电力转型。
“未来，应加快构建电力规划与电价协同互动良好格局，主动适应国家重大规划任务部署，创新完善电价机制，更好保障规划落地。特别是当前电力市场有待进一步完善，电价改革可更加积极有为，通过理顺相关各方经济关系、发挥对新技术新模式新业态发展支持和引导功能，助力培育发展新质生产力。”程晨璐说。
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