中国电力建设集团水电水利规划设计总院近日发布的报告显示，预计2024年中国风电新增装机约70吉瓦（1吉瓦等于10亿瓦），太阳能发电新增装机约为190吉瓦。这意味着中国将提前6年完成“到2030年太阳能和风能发电总装机容量达到1200吉瓦”的可再生能源目标。

中国新增可再生能源装机容量位居全球前列，2023年全球可再生能源新增装机约5.1亿千瓦，其中超过50%来自中国。据相关机构预测，今年中国的风电、光伏产业将继续快速增长。不过，其不稳定性、间歇性等发电特点也将为电网系统维持稳定供电带来挑战。可再生能源产业一头连着生产，一头通向消费。目前，虽然发电装机容量较高，但安全可靠的高比例可再生能源消纳体系尚未建立，新能源所产生的电能往往会在特定时段集中大规模上网，这将导致电力系统消纳成本攀升。截至2024年3月底，全国风电和光伏发电装机突破11亿千瓦，占总装机容量的36.7%；风电光伏发电量达4253亿千瓦时，占总发电量的比例超过19%。随着风电、光伏装机容量持续提升，新能源发电的出力不稳定性导致电力系统发电功率与负荷需求功率不平衡问题越发显著，在夏季高温天气或冬季寒潮等极端气候条件下将更加突出。此外，由于新能源消纳基础尚不牢固，部分地区和时段仍面临电力倒送等问题，负荷中心电源支撑能力和应急备用能力仍有待加强。这也为我国储能和电网行业留下了广阔的发展空间。

新的供需特点对可再生能源高质量发展提出了新的方向和要求。其中，储能将成为未来新型电力系统的重要组成部分。储能系统有助于提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，提升新能源富集地区的电力送出水平，减少新能源弃电量和对化石能源发电平峰的依赖。在电源侧，与储能系统共同运行能够改进发电机组的调频性能，有效降低可再生能源电力接入电网时造成的波动，提高可再生能源发电的可靠性，有利于新能源消纳；在电网侧，储能系统作为并网主体之一，可以为电网提供功率缓冲，通过与电网互动来辅助一次调频，支持电网的稳定运行和频率调节，缓解电网调峰压力；在用户侧，储能系统还可被用于平衡能源供需间的差异，避免突发性的供应不足或电网过负荷，遇到临时停电还可为用户提供备用电力。此外，储能将为用户节约能源成本。一方面，工业用户可以通过储能系统代替变压器容量，降低最高用电功率进而节省容量成本。另一方面，工商业用户也可以通过分时段调用储能系统，在低峰期或电力价格较低时充电，在高峰期或电力价格较高时使用储存的电力，实现峰谷套利降低电费成本。

未来，中国储能产业发展需要做到三点：一是完善电力市场机制，扩大储能盈利空间，通过现货节点电价、调峰电价等措施引导用户“削峰、错峰、移峰”，降低用电高峰期压力的同时增加用户积极性；二是建立健全储能标准规范，完善系统安全设计、测试验收等标准，细化储能电站接入电网和应用场景类型，助力储能产业健康发展；三是推动储能技术创新，通过研发更高单位容量能效比的储能方式，减少储能浪费，提高储能技术经济性。

除储能外，为持续提高电网对新能源电能的接纳能力，电网也需改造升级，包括变电站的改造扩容、输电线路建设、与数字基础设施的融合发展等。单凭以化石能源为主的电力系统的调节能力和替代能力，难以支撑以新能源为主的新型电力系统发展。对整个电力系统而言，电网智能化将有助于充分释放需求侧资源，缓解电网调度紧张，并降低电力系统供需平衡难度。因此，建设坚强、智能、柔性电网，构建电力系统智慧化运行体系，从而提升源网荷储灵活互动调节能力是下一步电网发展的重要方向。从网架结构优化和智能化升级、电网智慧化调控技术水平提升，到加强骨干网架柔性灵活度、核心业务数字化转型、健全网络安全管理机制等方面，未来电网的全面创新发展也将为电网设备行业创造良好发展机遇。电网与储能齐头并进，将是实现我国能源高质量发展的重要一环。