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“随着经济性成为发电方式的决定性因素，中国电力系统将在未来15年内经历一个非常重要的过渡期。”日前，落基山研究所常务董事Jon Creyts对记者表示。

眼下，中国电力系统正从高度集中的计划发电方式，向市场化方向转型，即从保证化石发电机组运行时间的电量分配制度，转向根据经济效益进行选择发电来源。

“目前，中国建设燃煤电厂的效率非常高，以至于煤电仍具有成本竞争力。”Jon Creyts说，但从边际成本看，预计太阳能、风电的经济性将在2025年之前超过煤电。

当前能源电力转型持续推进，电源结构调整势在必行。在常规转型情景和电气化水平提升更快、清洁能源开发规模更大的再电气化情景下，国网能源研究院对我国中长期电源发展趋势进行了研究。

总体来看，我国电源装机规模将保持平稳较快增长。系统规划结果显示，2035年电源装机容量将达到约35亿—41亿千瓦，2050年将达约43亿—52亿千瓦。

陆上风电、光伏发电将是我国发展最快的电源类型，我国电源结构朝着更加清洁低碳的方向发展。

考虑到新能源发电存在较强的波动性和不确定性，且利用小时数相对较低，为解决新能源大规模发展带来的电力、电量平衡与调峰挑战，仍需各类电源协调发展。

气电、核电、水电等常规电源的容量不会因新能源装机成本降低而停止增长，煤电装机容量虽将呈现先升后降趋势，但在规划期内仍将在我国电力系统中持续发挥重要作用。分品种来看，各类主要电源发展态势如下：

陆上风电、光伏发电快速增长，将逐步成为中国电源结构主体。补贴退坡虽将在短期内放缓风电、光伏发电的增速，但中长期来看二者的经济竞争力将逐步显现。

在整个规划期内，二者都将保持强劲的增长势头。特别是光伏发电，随着组件成本持续下降，将成为规划期内增长幅度最大的电源。

常规转型情景下，2035年陆上风电、光伏发电装机容量分别为7.0亿、7.3亿千瓦，2050年分别增至9.7亿、12.7亿千瓦。

再电气化情景下，2035年陆上风电、光伏发电装机容量分别为8.3亿、8.7亿千瓦，2050年分别增至13.0亿、15.6亿千瓦。2050年，陆上风电与光伏发电的合计装机容量在电源结构中的占比超过一半，发电量占比超过1/3。

风电装机布局仍将以“三北”地区为主，“三北”地区风电装机占比将长期保持在60%以上。光伏发电装机宜集中式与分布式并重发展，西北地区2050年装机占比仍将超过1/3。

海上风电、光热发电技术逐步成熟，装机容量持续增长，但总体规模有限。二者相较于陆上风电、光伏发电更具系统友好性：海上风电比陆上风电资源条件好、出力波动小、距离负荷中心近，光热发电作为一种可控电源能够为系统电力平衡与调峰作出贡献。

随着技术进步，二者的装机成本也将迎来持续下降，但到2050年相对于陆上风电、光伏发电仍不具经济竞争力，且电源选址受限较大，因此增长规模有限。

2035年、2050年海上风电装机容量将分别达到0.3亿—0.4亿千瓦、0.7亿—0.8亿千瓦。2035年、2050年光热发电装机容量将分别达到0.4亿—0.5亿千瓦、1.5亿—1.6亿千瓦。

煤电由电量供应主体逐渐转变为电力供应主体，将在我国电力系统中持续发挥重要作用。为有效应对波动性新能源发电给电力系统安全稳定运行带来的挑战，未来需要煤电机组更好地发挥调峰、备用等作用。

在两种情景下，2035年煤电装机分别为10.2亿、12.8亿千瓦，2050年分别为6.4亿、7.8亿千瓦。规划期内，煤电装机容量和发电量都将呈现出先升后降的趋势，预计在2025—2030年期间达峰。

随着煤电机组在系统中承担功能的转变，其利用小时数将逐渐降低，因此发电量达峰时间稍早于装机容量达峰时间。

布局方面，煤电机组将更多存在于电源送端，一是发挥煤炭基地就地发电的经济性优势，二是能够减轻东中部地区环境压力，三是可配合新能源消纳与送出。

气电受成本因素制约，增长空间有限。我国天然气资源稀缺，用气成本较高，制约了气电的发展。

从发电角度，燃气发电近期不具备经济性，随着新能源成本持续下降，未来气电的经济竞争力更加有限。

从调峰角度，在我国当前电源结构下，通过建立合理市场机制和开展灵活性改造能够激发出煤电可观的调峰潜力，今后随着储能成本不断降低、需求响应商业模式逐渐丰富、互联电网灵活优化运行能力日益提升，气电在调峰方面的角色并非不可替代。

从经济性角度考虑，2025年后，中国将不必新建煤电项目。

在9月4日举行的2019中国国际清洁能源博览会上，中国工程院院士杜祥琬呼吁，抑制不合理的煤电建设需求，警惕煤电产能过剩。

他指出，现今煤电年平均运行小时数只有4300小时，若煤电装机规模继续扩张，会造成新的产能过剩。

可再生能源的清洁能源替代作用已经日益突显。国家能源局数据显示，截至2018年底，中国可再生能源发电装机达到7.28亿千瓦，同比增长12%，约占全部电力装机的38.3%，同比上升1.7个百分点；可再生能源发电量达1.87万亿千瓦时，占全部发电量比重为26.7%，同比上升0.2个百分点。

作为全球最大的可再生能源装机国，中国的可再生能源上网电量在电网总量的比例仍然相对较小。这主要由于中国仍在运行大量的燃煤电厂和其他发电机组。

相比较而言，中国更注重集中化和规模化能源基地建设，通过高压输电线路将电传输到用能中心，而不是分布式部署。这也是其可再生能源上网电量占比不高的原因之一。

中国应更注重分布式电网、社区层面资源建设，让电网发展专注于服务本地，提供更具韧性的能源服务。

从投资端看，风能和太阳能将引领未来30年的可再生能源发电投资。到2050年，风力和太阳能发电将分别吸引5.3万亿美元和4.2万亿美元的投资，电池方面的投资将达到8430亿美元。与之形成鲜明对比的是，全球对化石燃料发电的投资将不会超过2万亿美元。这些可再生能源发电投资将用于建设新型发电厂，其中80%的电厂将实现零碳排放。

从产出端看，可再生能源在全球电能生产中所占比例越来越高。21世纪可再生能源政策网近日发布的《可再生能源全球状况报告》显示，目前全球有26%的电能生产来自可再生能源。到2018年，全球可再生能源的电力产能已经连续4年超过化石燃料和核能产能的总和。彭博新能源财经的预测数据也显示了相同的趋势：到2032年，全球风能和太阳能发电量将超过燃煤发电量。到2050年，全球燃煤发电将减少51%，占比将从现在的27%降至12%。

从区域上看，《可再生能源全球状况报告》显示， 2018年排名前三位的产能国分别是中国(404吉瓦)、美国(180吉瓦)、德国(113吉瓦)。联合国可再生能源咨询机构发布的报告显示，中国已连续7年成为全球可再生能源的最大投资国，2018年中国对可再生能源的投资约占世界总投资额的1/3，达912亿美元。