未来我国的电源结构将形成“风光”领跑、多元协调的格局。预计2030年，风能和太阳能将合并成为第一大装机主体，2045年合并发电量将超过火电成为第一发电量主体。常规水电、抽水蓄能在2045年将基本开发完毕，规模约为6.9×108 kW;核电将在2050年达峰，规模约为2.3×108 kW;若将内陆核电包含在内，2060年将增长至4×108 kW。根据国网智能电网研究院有限公司开发的“电力系统碳中和路径优化程序”分析结果，我国非化石能源装机占比将从2020年的46%提高到2030年的57%、2060年的88%(见图2)。因此，稳步推进电源结构清洁化转型并构建新型能源供应体系，是保障新型电力系统在电源层面安全发展的首要措施。
图2 各类型电源装机容量(2020—2060年)
不宜简单“一刀切”地对待传统能源发电，而需将之与新型能源实现协同发展。煤炭是我国能够自主可控、具有储量优势的一次能源类型，保留必要的煤电装机容量，在新能源连续出力水平低的特殊条件下可起到兜底保障作用。合理预计，2030年我国煤电将达到峰值(装机容量约为1.37×109 kW)，随后进入快速下降通道，从主体电源转向调节性和保障性电源;与新能源发电优化组合，平稳有序地实现能源体系转型。准确界定煤电发展定位，发挥煤炭兜底保障与战略资源作用，以有效降低高比例新能源接入系统的保供压力，支持化石能源发电逐步转型为系统调节性和基础保障性电源。这是保障新型电力系统安全发展的应有之义。
燃气发电具有灵活启停、响应迅速、可季节性调峰等优势，在近中期较煤电不具有成本优势;但考虑碳排放+CCUS的应用成本后，在远期的成本差距将显著缩小。可突出天然气与新能源适宜密切协同的特征，通过煤电 / 气电优化配置起到电力供应安全的托底作用。
目前，我国电力系统的灵活性资源容量约为7.7×108 kW，未来随着常规能源装机量占比的持续下降，对灵活性资源的需求将逐步增加。灵活性资源预计2030年开始由盈余转为不足(缺口约为8.6×107 kW)，2060年的缺口将进一步扩大。发展多元化的灵活性调节电源是实现新型电力系统安全稳定运行的重要保障。
(二)从电网层面保障安全
我国幅员辽阔，不同地域的自然资源禀赋差异明显。西部和北部地区的新能源装机占比超过66%，而东中部地区的负荷比重长期维持在60%左右，区域性的供需逆向分布格局凸显。大容量、远距离输电的基本需求长期存在，跨省区输电通道规模将由2020年的2.7×108 kW增长到2060年的7×108 ~8×108 kW;跨省电网柔性共享和互济的需求也将进一步增加，未来省间潮流多为双向输送。
在现有的技术条件下，电网受频率约束导致对新能源的承载规模受限;未来“交流分区、直流成网、交 / 直流分网”将是电网发展极具潜力的模式。加强电网柔性互联和互济、提升新能源安全承载能力，是支撑新型电力系统安全发展的重要途径。
为了实现不同能源体系内部、相关能源体系之间的融合，需将电力安全防御系统的数据采集、知识提取、决策支持等环节进行拓展，覆盖一次能源、环境、信息等系统。考虑不同能源体系之间的交互影响以应对电力系统外部状态的不确定性，也是“双碳”目标下保障能源安全发展的必然要求。
(三)从负荷层面保障安全
在灵活性电源和柔性电网之外，需求侧响应也是保障电力系统灵活调节与安全运行的重要资源。未来电力系统负荷弹性化的趋势更为明显，分布式电源占比持续提高(如光伏发电的可开发容量为3.7×109 kW)，越来越多的用户成为“产消者”。负荷聚合商快速发展，预计2030年、2060年的需求侧响应分别可达1.2×108 kW、3.5×108 kW，各占最大负荷的7%、15%。
随着数字化水平的提升，未来可控负荷发展空间极大。在我国部分地区，空调负荷在夏季尖峰负荷中的占比甚至超过40%;商业空调的可调节性更强，在主流温度区间每调高1 ℃可降低用电负荷约10%。预计2030年、2060年我国电动汽车用电分别占社会用电量的3.5%、11.5%，2030年电动汽车有序充电以及电动汽车给电网送电方式的理论调峰潜力约为6×107 kW，相当于三峡工程装机容量的3倍，约占整个电网最大负荷的3.3%。预计2030年我国数据中心用电量占社会总用电量的5%，需通过“东数西算”工程来显著改善绿色能源使用比例，缓解资源与负荷的时空矛盾。也要注意到，网络恶意攻击等手段可能导致电力系统中的设备和过程失去控制，需针对突发情况提升电力系统网络的安全防御能力，切实支撑供需双向互动。
(四)从储能层面保障安全
推动多形式储能发展，提升供应链安全保障水平，支撑电力电量的时空平衡。在当前及未来一段时期内，以抽水蓄能为主体的储能技术可满足日内平衡需求，抽水蓄能装机容量将持续增长;以电化学储能为代表的新型储能容量快速增加，伴随大规模储能技术实现突破，将实现日以上的平衡调节。预计2030年抽水蓄能装机容量为1.2×108 kW，新型储能容量为1×108 kW;2060年抽水蓄能的装机容量约为4.5×108 kW，新型储能装机容量约为3×108 kW;在中长期，氢能将发挥长时段储能作用，2040年、2060年电解水制氢可分别实现8×1011 kW·h、2.4×1012 kW·h的电量转移，未来电制氢可作为跨季平衡模式。
在极端气象条件下，新能源电力供给与短期负荷高峰之间的供需不平衡被进一步放大，未来高比例新能源接入的新型电力系统对调峰缺口的弥补需求也将显著增长。2030年前，抽水蓄能作为最具经济性和可靠性的储能形式得到推广应用，形成以抽水蓄能、灵活煤电及气电为主要手段的调节形式。随着储能技术的发展，2030年后新型储能(含氢能)与灵活煤电及气电保持协调发展，可满足系统调节的缺口需求。2040年后，抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能成为主力储能形式。
未来20年，由于储能电池应用规模的扩大，锂资源的需求量甚至攀升至当前的40倍。电动汽车所需的铜材料是内燃机汽车的4倍。因此，关键矿产供应链安全及成本问题也成为构建新型电力系统的新增风险因素。
(五)从市场层面保障安全
新型电力系统的安全稳定运行需要多层次的市场体系与机制，才能适应新型电网形态和各类电源角色的转变。构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，需要推进全国统一电力市场建设，形成电力系统大范围内的共享互济能力。以电力市场为载体，推动电力资源在全国范围内的优化配置，促进新能源在更大范围内的充分消纳并保持灵活资源的共享互济;健全调峰等辅助服务补偿及跨省区交易机制，支持大范围内输电通道安全运行及调峰资源高效平稳配置。构建多层次的统一电力市场，逐步融合省间与省内电力市场，便于各类市场主体通过分散资源聚合平台等形式参与统一电力市场。实现电力资源价格稳定与大范围安全交易，是充分发挥电网共享互济功能、保障新型电力系统安全有序运行的必要手段。
(六)从技术层面保障安全
着眼能源安全格局，为实现源、网、荷、储、市场等环节的转型升级，需要攻克核心关键技术、探索前沿新兴技术，为新型电力系统建设筑牢科技支撑。重点研究新型电力系统的基础共性、战略性、前沿性技术，新型高端装备、系统、器件、新材料等方面的基础理论，聚焦新能源“构网”主动支撑、大规模远距离新能源发电送出、储能支撑电网安全运行、源网荷储资源协调控制、新型电力系统仿真评估与故障防御等关键技术，构建涵盖源、网、荷、储、市场等要素的新型电力系统关键技术体系，支持破解未来电力系统“安全保障、供应可及、环境可持续”的矛盾三角。
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