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一、引言
黨的十九大提出了建設清潔低碳、安全高效的能源體系目標，中國能源發展戰略方向已然明朗，能源革命正在加速推進。能源中長期發展戰略路徑選擇和前瞻性政策部署尤為重要，關系到能源體系建設目標的實現。在構建綠色低碳全球能源治理格局、推動中國經濟轉向高質量發展階段、積極落實碳減排承諾和建設美麗中國的大背景下，面對能源發展新動向、技術新進步、消費新模式、產業新業態等不確定因素，如何研判電力在構建清潔低碳、安全高效能源體系中的地位和作用，如何研判我國未來電氣化分階段演進趨勢，需要以新格局、新方法來論證回答。采取定性與定量相結合的方式，深入分析和展望電力及能源系統前景，對于能源行業踐行創新、協調、綠色、開放、共享新發展理念，支撐全面建設社會主義現代化國家具有重要意義。
國網能源研究院基于能源和電力領域的長期研究，借助自主開發的全球能源研究統一平臺，以新時代能源革命的戰略思想為引領，立足于能源中長期發展方向、發展方式、發展動力、戰略步驟深刻調整的新格局，采用源-網-荷-儲協調等新理論和現代分析決策新技術，研判了中國能源和電力到2050年的轉型發展趨勢，以期為中國能源電力發展的中長期路徑選擇提供參考。研究設置了各類轉型措施實施力度相對平衡的常規轉型情景和電氣化水平更快提升的電氣化加速情景，在兩個情景下分別進行能源電力發展展望。
二、我國能源轉型發展展望
基于模型運行結果分析，對中國中長期能源發展形成八大判斷。
一是能源需求增速放緩，總量將較快進入平臺期。中國終端能源需求即將進入增長飽和階段，2035~2040年前后達到峰值后緩慢下降。一次能源需求2020~2025年進入增長飽和階段，約在2030年后進入平臺期，總量穩定在56~58億噸標準煤，其中化石能源需求在2025年前后達到峰值41~43億噸標準煤。如果按照電熱當量法計算可再生能源發電量，則一次能源需求將在2030~2035年達到峰值，峰值降至47~50億噸標準煤，如圖1。
圖1 一次能源需求
二是能源利用效率持續提升，人均用能水平維持低位。在經濟結構調整、用能技術進步和終端能源消費結構改善等因素共同作用下，能源利用效率持續提高。隨著節能技術的逐步推廣應用，我國基于用能技術的節能潛力釋放趨緩，基于用能結構升級的節能潛力貢獻持續提升。2030年和2050年單位GDP能耗分別降至2015年水平的50%~53%和24%~27%左右。人均能源需求緩慢增長，2040年以后基本穩定在4.0~4.2噸標準煤，如圖2。
圖2 終端能源利用效率
三是能源需求增長動力轉換，用能部門結構朝著均衡方向變化。工業用能需求在2025年前達到峰值后穩步下降，交通和建筑部門用能持續增長，能源需求增長動力從工業部門轉移到建筑和交通部門，工業、建筑、交通部門的終端用能占比從目前的6-2-1格局演變成4-3-3格局。鋼鐵、建材、化工、有色金屬等高耗能行業占工業用能比重由65%逐步降至2050年的47%左右，如圖3。
圖3 終端能源利用部門結構
四是能源結構加速優化升級，清潔化水平顯著提升。煤炭終端需求逐步被替代，2030年在終端能源消費中占比將降至20%左右，2050年降至10%以下。天然氣消費快速增長，油品增長相對緩慢，2050年油氣占終端能源消費的比重提升至40%上下。電能在終端能源消費結構中的比重持續上升，在2030年前超過煤炭成為最主要的終端用能品種。一次能源結構持續朝著清潔低碳方向調整，非化石能源在2035~2040年前后成為第一大能源品種，2050年占一次能源需求總量的比重達到46%~58%。如圖4，5。
圖4 終端能源消費結構
圖5 電氣化加速情景下一次能源需求結構變化
五是煤炭需求已進入下降通道，清潔高效利用勢在必行。煤炭需求已進入下降通道，峰值出現在2013年，峰值消費量28億噸標準煤。常規轉型情景下，煤炭需求在經歷峰值平臺期后較快下降，2030年降至24.4億噸標準煤，2050年降至10.0億噸標準煤。電氣化加速情景下，煤炭需求下降速度更快，2030年需求降至22.6億噸標準煤，2050年降至7.2億噸標準煤。隨著煤炭清潔高效利用步伐加快，終端散煤利用逐步轉為發電供熱集中利用，終端煤炭需求和污染物排放將大幅下降。
六是油氣需求增長平穩，能源安全整體可控。石油需求在2030~2035年達峰，峰值為6.7億~7.0億噸，2040年以后出現較明顯下降，2050年需求降至5.5~6.6億噸。石油對外依存度在2035年前后達峰，峰值約70%。天然氣需求持續增長，常規轉型情景下，2050年需求增至8900億立方米；電氣化加速情景下，天然氣需求在2040年左右達峰，峰值約7000億立方米，2050年需求降至6500億立方米左右。天然氣對外依存度在2040~2045年前后達峰，峰值約50%~60%。從一次能源自給率來看，能源自給能力整體保持在80%上下，電氣化加速情景下的能源安全水平明顯提高。
七是電氣化水平持續提升，電能成為能源供應和消費主體。電能在終端能源消費結構中占比持續提升，2030年提高至30%左右，2050年增至35%~46%。建筑部門是電氣化水平和提升潛力最高的部門，電氣化水平從2015年的29%提高到2015年的46%~66%。工業部門電氣化水平從2015年的23%提高到2050年的42%~49%。隨著終端電氣化水平的提高，發電能源占一次能源的比重也持續上升，常規轉型情景下在2035年超過50%，電氣化加速情景下在2025年即超過50%，并在2050年達到69%左右，如圖6。
八是能源燃燒碳排放提前達峰，碳強度下降目標超額實現。能源燃燒二氧化碳排放即將進入平臺期，2020~2025年達到峰值，峰值水平約為101~105億噸，應對氣候變化進入新階段。2020年、2030年碳排放強度比2005年下降50%以上、70%以上，均可超額實現自主減排目標。2050年碳排放強度將比2005年下降90%以上，使我國在GDP總量增長超過10倍的情況下，二氧化碳排放總量與2005年水平大致相當甚至更低。我國從碳排放快速增長階段進入穩定增長階段，為碳排放總量控制和排放權交易等應對氣候變化措施提供了更加成熟的客觀條件，如圖7。
圖7 能源燃燒二氧化碳排放
三、我國電力轉型發展展望
基于模型運行結果，對中國中長期電力發展形成九大判斷。
一是電力需求仍有較大增長空間。電力需求總量持續增長，增速逐步放緩，2035年左右進入增長飽和階段，飽和時點相比于能源需求延后10~15年，2050年電力需求將在當前水平基礎上翻番，達到12.3~14.4萬億千瓦時，人均電力消費達到8800~10300千瓦時。工業部門用電占比逐步下降，2050年仍是最主要的電力消費部門；建筑部門用電占比快速提高；交通部門由于用電量基數太小，盡管電量增長明顯，但在全部用電量中占比仍然較低，如圖8。
圖8 電力需求
二是電源裝機容量保持持續增長。2050年之前電源裝機將保持快速、持續增長，常規轉型情景與電氣化加速情景下，2030年裝機容量分別達到28.7億千瓦、36.3億千瓦左右，2050年裝機容量分別達到44.3億千瓦、57.5億千瓦左右。增量部分以清潔能源為主，電源結構逐步優化。兩情景下，2030年清潔電源裝機容量分別達到15.4億千瓦、21.7億千瓦左右，2050年分別達到35.1億千瓦、46.9億千瓦左右。如圖9，10。
圖9 常規轉型情景下各類電源裝機容量
圖10 電氣化加速情景下各類電源裝機容量
三是電源發展呈現“風光領跑、多源協調”態勢。陸上風電、光伏發電將是發展速度最快的電源，2030年、2050年兩者總裝機容量占比有望超過30%、50%。氣電受成本因素制約，增長空間有限，2030年、2050年的優化裝機容量將分別達到1.8億千瓦、3.7億千瓦左右。核電發展受到站址與建設速度等因素影響，預計2030年、2050年的裝機容量將分別達到1.2億千瓦、2.2億千瓦左右。水電可開發潛力已相對有限，預計2030年、2050年裝機容量將分別達到4.6億千瓦、5.4億千瓦左右。煤電將逐步轉變為具有深度調節能力的容量支撐電源，2030年、2050年裝機容量預計將達12億千瓦、7億千瓦左右。除風電、光伏發電外各類電源雖然裝機容量增長有限，但都將在電力系統中發揮重要作用，在波動性電源大規模發展的情況下保障電力系統的電力電量平衡與調峰靈活性，各類電源呈現協調發展態勢。
四是電源布局繼續向資源富集地區傾斜。近期受消納形勢與補貼政策等多重因素影響，電源布局當以東中部負荷中心與西部北部資源富集區并重。但長期來看，電源裝機向資源條件更好的西部、北部傾斜是全國一盤棋下更為科學的能源轉型方案。其中，煤電裝機布局將以華北、西北地區為主，華東等受端地區由于煤電機組密度大、環境減排形勢嚴峻，煤電退出趨勢明顯；氣電裝機近中期以東中部為主，政策支持的熱電聯產與園區分布式三聯供機組具備發展潛力，遠期氣價更具競爭力的西北地區增長潛力更大；風電布局仍將以“三北”地區為主，近期東中部分散式風電迎來發展機遇期，但隨著棄風問題緩解，在優質資源區開發風電是更具經濟性的優化方案；光伏發電宜集中式與分布式并重，東中部分布式光伏近中期具備較大增長空間，但受限于可用屋頂面積與光照資源條件，分布式光伏難以滿足負荷中心的用電需求，更無法作為我國大力發展清潔能源的主體部分，在優質資源區集中式開發仍將貢獻重要份額。
五是電網大范圍配置清潔能源能力增強。全國互聯電網將在新一代電力系統中發揮更加重要的作用。一方面，我國能源資源與負荷需求逆向分布的國情決定了全國范圍優化配置資源的客觀需求。另一方面，高比例新能源電力系統對靈活性提出更高要求，跨區互聯電網通過采用更加靈活優化的運行方式，在全國范圍內實現電力供需動態平衡，將有力促進高比例新能源消納利用。電力系統整體規劃結果表明，2030年、2050年我國跨區輸電通道優化容量分別達到3億、5億千瓦左右，“西電東送”規模呈逐步擴大趨勢，并且將以輸送清潔能源為主。電網作為大范圍、高效率配置能源資源的基礎平臺，重要性將愈加凸顯。
六是需求側資源與儲能將成為未來電力系統中的重要資源。能效電廠有助于挖掘需求側節能潛力，是推進能源消費革命的重要抓手，預計2050年規模將達4.5億千瓦左右。需求響應作為一種高效的靈活性資源，對未來高比例新能源電力系統的優化運行至關重要，在常規轉型情景與電氣化加速情景下，2050年分別達到2.1億千瓦、3.7億千瓦左右。當前對需求響應的認識多局限于削峰填谷、緩解峰荷時段電力供需緊張形勢，未來其價值將更多體現在促進新能源消納與系統優化運行。儲能同樣是未來電力系統不可或缺的組成部分，將作為新一代電力系統中重要的靈活性資源，為系統電力平衡、調峰調頻、新能源消納等做出重要貢獻。隨著儲能成本逐步下降，我國儲能裝機容量將持續增長，特別是在2030年之后儲能將進入快速發展期，2050年將達3億千瓦以上。
七是電力系統實現源-網-荷-儲協調運行。新一代電力系統中，各類電源、電網、需求側資源與儲能將存在更多協調互動，以靈活高效的方式共同推動電力系統優化運行，有力促進新能源消納。隨著新能源滲透率不斷提高，氣電、水電、光熱等靈活性電源將發揮重要調峰作用，煤電也將更多承擔調峰任務，僅部分高參數大容量煤電機組繼續承擔基荷。跨區輸電線路的運行方式將更加靈活，有效支撐清潔能源在更大范圍實現充分消納。需求響應與儲能等新興靈活性資源的運行方式隨風光電出力優化調整，支撐系統優化運行。如圖11，12。
圖11 電氣化加速情景下2050年西北地區冬季典型周各類電源出力優化結果
圖12 電氣化加速情景下2050年西北地區冬季典型周需求響應與儲能出力優化結果
八是電力系統成本將呈現先升后降趨勢。當前至2030年，電力需求保持較快增長，且新能源發電等新技術仍處于發展期，電力系統總成本持續上升。2030-2050年，電力需求增長逐漸趨于飽和，新能源發電等技術日益成熟，系統成本進入下降期，此階段能源發展的低碳性目標與經濟性目標逐漸重合。相比于電力系統總成本，度電平均成本的達峰時間更早，預計2050年度電成本約為當前水平的一半左右，如圖13。
圖13 度電平均成本對比示意
九是電力行業碳排放強度將大幅降低。隨著清潔能源發電量占比逐漸提升，電力行業碳排放總量在2025年前后出現峰值，峰值水平約為42億噸。2050年排放量降至14億噸，占全國碳排放的比重降至30%以下。單位電量碳排放強度方面，常規轉型情景與電氣化加速情景下2030年分別降至400克/千瓦時、363克/千瓦時左右，2050年分別降至114克/千瓦時、96克/千瓦時左右，低于當前水平的五分之一，如圖14。
圖14 度電二氧化碳排放量
四、我國能源電力轉型面臨的關鍵挑戰
01 多元利益格局下的體制束縛問題能否得到順利解決
不同省份間、源網荷儲不同環節間、不同能源系統間的體制機制障礙如果長期無法得到破除，將阻礙我國能源轉型路徑的實現。
02 市場在能源資源配置中如何發揮決定性作用
各類資源高效參與系統運行、清潔能源跨省跨區靈活配置等，要求電力市場建設在輔助服務、跨省跨區交易規則等方面實現突破并進入成熟階段。
03 電力系統源-網-荷-儲協調運行能否充分實現
這將決定電力發展展望中涉及的各類要素在未來運行時能否高效發揮預期作用，以及電力系統能否成功應對高比例新能源間歇性特征所帶來的挑戰。
04 持續推進節能、電能替代的政策支持力度能否保持
這需要從制造業轉型升級、科學規劃城鄉建設和交通布局等源頭，合理控制工業、建筑和交通等行業化石能源消費，鼓勵終端電能消費水平提高。
05 電力系統關鍵技術能否獲得突破并實現商業化運行
建成清潔低碳、安全高效的能源體系，尤其是建設高比例新能源電力系統，需要充分研究新一代電力系統的機理特性與運行控制關鍵技術。
06 煤電合理作用能否充分發揮
鑒于我國國情，煤電的調峰、備用等價值對我國能源結構優化有重要意義，在推進煤電靈活性改造的同時，亟需建立合理的市場機制促進我國煤電完成角色轉變。
07 新能源、儲能等成本能否實現下降預期
具有全壽命周期內的經濟競爭力是新能源、儲能設備實現大規模發展應用的必要條件，相關技術進步、產業政策引導支持尤顯重要，需把握好政策扶持與市場倒逼的關系。
08 大電網能否具備有力支撐能源轉型的能力
隨著新能源滲透率不斷提高，仍有必要大規模建設發展跨區互聯電網，增強大電網安全穩定運行能力，國家需要從長計議，及時制定相關支持政策。
09 碳排放成本能否充分發揮轉型倒逼作用
碳排放成本對非化石能源占比有較大影響，如果采用市場機制實現環境外部成本內部化，則需要加強碳市場建設，依靠碳減排政策促進能源結構優化。
10 如何實現新能源與電力系統高效融合發展
在未來高比例新能源接入背景下，需要正確把握新能源發電邊際成本與系統成本的關系，綜合考慮新能源最大化消納利用與電力系統整體效率效益和安全穩定水平，促成兩者有機統一。
五、政策建議
1. 貫徹新發展理念，在能源領域強化綠色發展，將電氣化水平列入衡量社會主義現代化的重要指標，努力推動電氣化發展戰略上升為國家戰略。
2. 以深化能源領域供給側結構性改革為主線，堅持規劃先行，切實保障能源發展和電力發展規劃的權威性，加大對各專業、各地區規劃之間的協調力度，發揮好電力系統在能源轉型中的核心作用，發揮好電網在電力系統中的樞紐平臺作用。
3. 堅持全面深化能源領域改革，逐步破除影響能源由高速發展向高質量發展的體制機制弊端，盡快建立完善輔助服務市場、新能源消納全國統一市場、碳交易市場等機制，有效激發各類市場主體活力，全面發揮市場在資源配置中的決定性作用。
4. 以創新作為引領能源行業轉型發展的第一動力，布局新一代電力系統等國家重大技術研發計劃，建立以能源企業為主體、市場為導向、產學研深度融合的綠色技術創新體系，持續加大科技成果轉化應用力度。
黨的十九大提出了建設清潔低碳、安全高效的能源體系目標，中國能源發展戰略方向已然明朗，能源革命正在加速推進。能源中長期發展戰略路徑選擇和前瞻性政策部署尤為重要，關系到能源體系建設目標的實現。在構建綠色低碳全球能源治理格局、推動中國經濟轉向高質量發展階段、積極落實碳減排承諾和建設美麗中國的大背景下，面對能源發展新動向、技術新進步、消費新模式、產業新業態等不確定因素，如何研判電力在構建清潔低碳、安全高效能源體系中的地位和作用，如何研判我國未來電氣化分階段演進趨勢，需要以新格局、新方法來論證回答。采取定性與定量相結合的方式，深入分析和展望電力及能源系統前景，對于能源行業踐行創新、協調、綠色、開放、共享新發展理念，支撐全面建設社會主義現代化國家具有重要意義。
國網能源研究院基于能源和電力領域的長期研究，借助自主開發的全球能源研究統一平臺，以新時代能源革命的戰略思想為引領，立足于能源中長期發展方向、發展方式、發展動力、戰略步驟深刻調整的新格局，采用源-網-荷-儲協調等新理論和現代分析決策新技術，研判了中國能源和電力到2050年的轉型發展趨勢，以期為中國能源電力發展的中長期路徑選擇提供參考。研究設置了各類轉型措施實施力度相對平衡的常規轉型情景和電氣化水平更快提升的電氣化加速情景，在兩個情景下分別進行能源電力發展展望。
二、我國能源轉型發展展望
基于模型運行結果分析，對中國中長期能源發展形成八大判斷。
一是能源需求增速放緩，總量將較快進入平臺期。中國終端能源需求即將進入增長飽和階段，2035~2040年前后達到峰值后緩慢下降。一次能源需求2020~2025年進入增長飽和階段，約在2030年后進入平臺期，總量穩定在56~58億噸標準煤，其中化石能源需求在2025年前后達到峰值41~43億噸標準煤。如果按照電熱當量法計算可再生能源發電量，則一次能源需求將在2030~2035年達到峰值，峰值降至47~50億噸標準煤，如圖1。
圖1 一次能源需求
二是能源利用效率持續提升，人均用能水平維持低位。在經濟結構調整、用能技術進步和終端能源消費結構改善等因素共同作用下，能源利用效率持續提高。隨著節能技術的逐步推廣應用，我國基于用能技術的節能潛力釋放趨緩，基于用能結構升級的節能潛力貢獻持續提升。2030年和2050年單位GDP能耗分別降至2015年水平的50%~53%和24%~27%左右。人均能源需求緩慢增長，2040年以后基本穩定在4.0~4.2噸標準煤，如圖2。
圖2 終端能源利用效率
三是能源需求增長動力轉換，用能部門結構朝著均衡方向變化。工業用能需求在2025年前達到峰值后穩步下降，交通和建筑部門用能持續增長，能源需求增長動力從工業部門轉移到建筑和交通部門，工業、建筑、交通部門的終端用能占比從目前的6-2-1格局演變成4-3-3格局。鋼鐵、建材、化工、有色金屬等高耗能行業占工業用能比重由65%逐步降至2050年的47%左右，如圖3。
圖3 終端能源利用部門結構
四是能源結構加速優化升級，清潔化水平顯著提升。煤炭終端需求逐步被替代，2030年在終端能源消費中占比將降至20%左右，2050年降至10%以下。天然氣消費快速增長，油品增長相對緩慢，2050年油氣占終端能源消費的比重提升至40%上下。電能在終端能源消費結構中的比重持續上升，在2030年前超過煤炭成為最主要的終端用能品種。一次能源結構持續朝著清潔低碳方向調整，非化石能源在2035~2040年前后成為第一大能源品種，2050年占一次能源需求總量的比重達到46%~58%。如圖4，5。
圖4 終端能源消費結構
圖5 電氣化加速情景下一次能源需求結構變化
五是煤炭需求已進入下降通道，清潔高效利用勢在必行。煤炭需求已進入下降通道，峰值出現在2013年，峰值消費量28億噸標準煤。常規轉型情景下，煤炭需求在經歷峰值平臺期后較快下降，2030年降至24.4億噸標準煤，2050年降至10.0億噸標準煤。電氣化加速情景下，煤炭需求下降速度更快，2030年需求降至22.6億噸標準煤，2050年降至7.2億噸標準煤。隨著煤炭清潔高效利用步伐加快，終端散煤利用逐步轉為發電供熱集中利用，終端煤炭需求和污染物排放將大幅下降。
六是油氣需求增長平穩，能源安全整體可控。石油需求在2030~2035年達峰，峰值為6.7億~7.0億噸，2040年以后出現較明顯下降，2050年需求降至5.5~6.6億噸。石油對外依存度在2035年前后達峰，峰值約70%。天然氣需求持續增長，常規轉型情景下，2050年需求增至8900億立方米；電氣化加速情景下，天然氣需求在2040年左右達峰，峰值約7000億立方米，2050年需求降至6500億立方米左右。天然氣對外依存度在2040~2045年前后達峰，峰值約50%~60%。從一次能源自給率來看，能源自給能力整體保持在80%上下，電氣化加速情景下的能源安全水平明顯提高。
七是電氣化水平持續提升，電能成為能源供應和消費主體。電能在終端能源消費結構中占比持續提升，2030年提高至30%左右，2050年增至35%~46%。建筑部門是電氣化水平和提升潛力最高的部門，電氣化水平從2015年的29%提高到2015年的46%~66%。工業部門電氣化水平從2015年的23%提高到2050年的42%~49%。隨著終端電氣化水平的提高，發電能源占一次能源的比重也持續上升，常規轉型情景下在2035年超過50%，電氣化加速情景下在2025年即超過50%，并在2050年達到69%左右，如圖6。
八是能源燃燒碳排放提前達峰，碳強度下降目標超額實現。能源燃燒二氧化碳排放即將進入平臺期，2020~2025年達到峰值，峰值水平約為101~105億噸，應對氣候變化進入新階段。2020年、2030年碳排放強度比2005年下降50%以上、70%以上，均可超額實現自主減排目標。2050年碳排放強度將比2005年下降90%以上，使我國在GDP總量增長超過10倍的情況下，二氧化碳排放總量與2005年水平大致相當甚至更低。我國從碳排放快速增長階段進入穩定增長階段，為碳排放總量控制和排放權交易等應對氣候變化措施提供了更加成熟的客觀條件，如圖7。
圖7 能源燃燒二氧化碳排放
三、我國電力轉型發展展望
基于模型運行結果，對中國中長期電力發展形成九大判斷。
一是電力需求仍有較大增長空間。電力需求總量持續增長，增速逐步放緩，2035年左右進入增長飽和階段，飽和時點相比于能源需求延后10~15年，2050年電力需求將在當前水平基礎上翻番，達到12.3~14.4萬億千瓦時，人均電力消費達到8800~10300千瓦時。工業部門用電占比逐步下降，2050年仍是最主要的電力消費部門；建筑部門用電占比快速提高；交通部門由于用電量基數太小，盡管電量增長明顯，但在全部用電量中占比仍然較低，如圖8。
圖8 電力需求
二是電源裝機容量保持持續增長。2050年之前電源裝機將保持快速、持續增長，常規轉型情景與電氣化加速情景下，2030年裝機容量分別達到28.7億千瓦、36.3億千瓦左右，2050年裝機容量分別達到44.3億千瓦、57.5億千瓦左右。增量部分以清潔能源為主，電源結構逐步優化。兩情景下，2030年清潔電源裝機容量分別達到15.4億千瓦、21.7億千瓦左右，2050年分別達到35.1億千瓦、46.9億千瓦左右。如圖9，10。
圖9 常規轉型情景下各類電源裝機容量
圖10 電氣化加速情景下各類電源裝機容量
三是電源發展呈現“風光領跑、多源協調”態勢。陸上風電、光伏發電將是發展速度最快的電源，2030年、2050年兩者總裝機容量占比有望超過30%、50%。氣電受成本因素制約，增長空間有限，2030年、2050年的優化裝機容量將分別達到1.8億千瓦、3.7億千瓦左右。核電發展受到站址與建設速度等因素影響，預計2030年、2050年的裝機容量將分別達到1.2億千瓦、2.2億千瓦左右。水電可開發潛力已相對有限，預計2030年、2050年裝機容量將分別達到4.6億千瓦、5.4億千瓦左右。煤電將逐步轉變為具有深度調節能力的容量支撐電源，2030年、2050年裝機容量預計將達12億千瓦、7億千瓦左右。除風電、光伏發電外各類電源雖然裝機容量增長有限，但都將在電力系統中發揮重要作用，在波動性電源大規模發展的情況下保障電力系統的電力電量平衡與調峰靈活性，各類電源呈現協調發展態勢。
四是電源布局繼續向資源富集地區傾斜。近期受消納形勢與補貼政策等多重因素影響，電源布局當以東中部負荷中心與西部北部資源富集區并重。但長期來看，電源裝機向資源條件更好的西部、北部傾斜是全國一盤棋下更為科學的能源轉型方案。其中，煤電裝機布局將以華北、西北地區為主，華東等受端地區由于煤電機組密度大、環境減排形勢嚴峻，煤電退出趨勢明顯；氣電裝機近中期以東中部為主，政策支持的熱電聯產與園區分布式三聯供機組具備發展潛力，遠期氣價更具競爭力的西北地區增長潛力更大；風電布局仍將以“三北”地區為主，近期東中部分散式風電迎來發展機遇期，但隨著棄風問題緩解，在優質資源區開發風電是更具經濟性的優化方案；光伏發電宜集中式與分布式并重，東中部分布式光伏近中期具備較大增長空間，但受限于可用屋頂面積與光照資源條件，分布式光伏難以滿足負荷中心的用電需求，更無法作為我國大力發展清潔能源的主體部分，在優質資源區集中式開發仍將貢獻重要份額。
五是電網大范圍配置清潔能源能力增強。全國互聯電網將在新一代電力系統中發揮更加重要的作用。一方面，我國能源資源與負荷需求逆向分布的國情決定了全國范圍優化配置資源的客觀需求。另一方面，高比例新能源電力系統對靈活性提出更高要求，跨區互聯電網通過采用更加靈活優化的運行方式，在全國范圍內實現電力供需動態平衡，將有力促進高比例新能源消納利用。電力系統整體規劃結果表明，2030年、2050年我國跨區輸電通道優化容量分別達到3億、5億千瓦左右，“西電東送”規模呈逐步擴大趨勢，并且將以輸送清潔能源為主。電網作為大范圍、高效率配置能源資源的基礎平臺，重要性將愈加凸顯。
六是需求側資源與儲能將成為未來電力系統中的重要資源。能效電廠有助于挖掘需求側節能潛力，是推進能源消費革命的重要抓手，預計2050年規模將達4.5億千瓦左右。需求響應作為一種高效的靈活性資源，對未來高比例新能源電力系統的優化運行至關重要，在常規轉型情景與電氣化加速情景下，2050年分別達到2.1億千瓦、3.7億千瓦左右。當前對需求響應的認識多局限于削峰填谷、緩解峰荷時段電力供需緊張形勢，未來其價值將更多體現在促進新能源消納與系統優化運行。儲能同樣是未來電力系統不可或缺的組成部分，將作為新一代電力系統中重要的靈活性資源，為系統電力平衡、調峰調頻、新能源消納等做出重要貢獻。隨著儲能成本逐步下降，我國儲能裝機容量將持續增長，特別是在2030年之后儲能將進入快速發展期，2050年將達3億千瓦以上。
七是電力系統實現源-網-荷-儲協調運行。新一代電力系統中，各類電源、電網、需求側資源與儲能將存在更多協調互動，以靈活高效的方式共同推動電力系統優化運行，有力促進新能源消納。隨著新能源滲透率不斷提高，氣電、水電、光熱等靈活性電源將發揮重要調峰作用，煤電也將更多承擔調峰任務，僅部分高參數大容量煤電機組繼續承擔基荷。跨區輸電線路的運行方式將更加靈活，有效支撐清潔能源在更大范圍實現充分消納。需求響應與儲能等新興靈活性資源的運行方式隨風光電出力優化調整，支撐系統優化運行。如圖11，12。
圖11 電氣化加速情景下2050年西北地區冬季典型周各類電源出力優化結果
圖12 電氣化加速情景下2050年西北地區冬季典型周需求響應與儲能出力優化結果
八是電力系統成本將呈現先升后降趨勢。當前至2030年，電力需求保持較快增長，且新能源發電等新技術仍處于發展期，電力系統總成本持續上升。2030-2050年，電力需求增長逐漸趨于飽和，新能源發電等技術日益成熟，系統成本進入下降期，此階段能源發展的低碳性目標與經濟性目標逐漸重合。相比于電力系統總成本，度電平均成本的達峰時間更早，預計2050年度電成本約為當前水平的一半左右，如圖13。
圖13 度電平均成本對比示意
九是電力行業碳排放強度將大幅降低。隨著清潔能源發電量占比逐漸提升，電力行業碳排放總量在2025年前后出現峰值，峰值水平約為42億噸。2050年排放量降至14億噸，占全國碳排放的比重降至30%以下。單位電量碳排放強度方面，常規轉型情景與電氣化加速情景下2030年分別降至400克/千瓦時、363克/千瓦時左右，2050年分別降至114克/千瓦時、96克/千瓦時左右，低于當前水平的五分之一，如圖14。
圖14 度電二氧化碳排放量
四、我國能源電力轉型面臨的關鍵挑戰
01 多元利益格局下的體制束縛問題能否得到順利解決
不同省份間、源網荷儲不同環節間、不同能源系統間的體制機制障礙如果長期無法得到破除，將阻礙我國能源轉型路徑的實現。
02 市場在能源資源配置中如何發揮決定性作用
各類資源高效參與系統運行、清潔能源跨省跨區靈活配置等，要求電力市場建設在輔助服務、跨省跨區交易規則等方面實現突破并進入成熟階段。
03 電力系統源-網-荷-儲協調運行能否充分實現
這將決定電力發展展望中涉及的各類要素在未來運行時能否高效發揮預期作用，以及電力系統能否成功應對高比例新能源間歇性特征所帶來的挑戰。
04 持續推進節能、電能替代的政策支持力度能否保持
這需要從制造業轉型升級、科學規劃城鄉建設和交通布局等源頭，合理控制工業、建筑和交通等行業化石能源消費，鼓勵終端電能消費水平提高。
05 電力系統關鍵技術能否獲得突破并實現商業化運行
建成清潔低碳、安全高效的能源體系，尤其是建設高比例新能源電力系統，需要充分研究新一代電力系統的機理特性與運行控制關鍵技術。
06 煤電合理作用能否充分發揮
鑒于我國國情，煤電的調峰、備用等價值對我國能源結構優化有重要意義，在推進煤電靈活性改造的同時，亟需建立合理的市場機制促進我國煤電完成角色轉變。
07 新能源、儲能等成本能否實現下降預期
具有全壽命周期內的經濟競爭力是新能源、儲能設備實現大規模發展應用的必要條件，相關技術進步、產業政策引導支持尤顯重要，需把握好政策扶持與市場倒逼的關系。
08 大電網能否具備有力支撐能源轉型的能力
隨著新能源滲透率不斷提高，仍有必要大規模建設發展跨區互聯電網，增強大電網安全穩定運行能力，國家需要從長計議，及時制定相關支持政策。
09 碳排放成本能否充分發揮轉型倒逼作用
碳排放成本對非化石能源占比有較大影響，如果采用市場機制實現環境外部成本內部化，則需要加強碳市場建設，依靠碳減排政策促進能源結構優化。
10 如何實現新能源與電力系統高效融合發展
在未來高比例新能源接入背景下，需要正確把握新能源發電邊際成本與系統成本的關系，綜合考慮新能源最大化消納利用與電力系統整體效率效益和安全穩定水平，促成兩者有機統一。
五、政策建議
1. 貫徹新發展理念，在能源領域強化綠色發展，將電氣化水平列入衡量社會主義現代化的重要指標，努力推動電氣化發展戰略上升為國家戰略。
2. 以深化能源領域供給側結構性改革為主線，堅持規劃先行，切實保障能源發展和電力發展規劃的權威性，加大對各專業、各地區規劃之間的協調力度，發揮好電力系統在能源轉型中的核心作用，發揮好電網在電力系統中的樞紐平臺作用。
3. 堅持全面深化能源領域改革，逐步破除影響能源由高速發展向高質量發展的體制機制弊端，盡快建立完善輔助服務市場、新能源消納全國統一市場、碳交易市場等機制，有效激發各類市場主體活力，全面發揮市場在資源配置中的決定性作用。
4. 以創新作為引領能源行業轉型發展的第一動力，布局新一代電力系統等國家重大技術研發計劃，建立以能源企業為主體、市場為導向、產學研深度融合的綠色技術創新體系，持續加大科技成果轉化應用力度。
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