国网能源研究院有限公司23日发布的《中国能源电力发展展望》（以下简称报告）认为，随着新型电力系统建设加快，电源侧和负荷侧将发生结构性变化，给电力系统安全运行、电力供应保障和清洁能源消纳带来新的挑战，对电力系统调节能力提出了更高的要求。

　　报告是于当日在北京举办的第四届“六铺炕能源论坛”暨央企智库联盟第42期智库沙龙上发布的。

　　报告认为，近期抽水蓄能仍是最经济、技术最成熟的储能类型，应根据站址资源优先开发，预计2030年全国抽水蓄能装机规模达到1.2亿千瓦，开发重点以华北、华中、华东地区和南方区域为主。中远期为满足电力保供和消纳需求，需要推动低成本、高安全、长寿命、可回收的新型储能技术发展，预计2030年全国新型储能装机达到1.3亿千瓦。

　　国网能源研究院有限公司副总经理（副院长）、党委委员王耀华在发布报告时表示，构建新型电力系统对系统调节能力提出规模化发展、多元化供给、智能化运行的要求，既要采取传统电源灵活性改造的措施，也要从源网荷储各个环节充分挖潜，实现协同互动，以提升电力系统的综合调节能力。

　　报告表示，未来要聚焦“增大调节供给”和“降低调节需求”，推动传统“源随荷动”向“源网荷储互动”转变，重点推动“荷”“储”侧资源参与系统调节。其中，负荷侧通过主动响应系统要求和价格信号引导，积极改变用电行为，进而深刻影响负荷特性，实现与源网之间的互动；在储能侧，随着新型储能在源、网、荷侧应用程度的不断加深，源网荷储协同互动将逐步具备可行性。

　　此外，构建新型电力系统还需要持续重视传统电源的基础性保障作用。王耀华表示，立足以煤为主的基本国情，我国需要在较长时间内持续重视火电基础支撑和兜底保障作用，根据供需形势变化情况布局煤电，在华北、南方、华东、西南地区布局气电，以增强系统灵活性。在这样的电源发展布局下，预计电力部门碳排放2030年以后进入峰值平台期，峰值平台期或将持续3～5年；其中，华东、华北、东北区域将早于全国实现电力碳达峰，南方、西北区域基本与全国同步实现电力碳达峰，华中、西南区域晚于全国实现电力碳达峰。