結合我國人口、經濟、能源等方面未來趨勢，預計我國每年能源消費總量將從目前約43億t標準煤，到2030年上升至約60億t標準煤，到2050年達到約90億t標準煤。隨著電氣化水平提升，我國年發電量將從目前約5.5萬億kW•h，到2030年上升至約10萬億kW•h，到2050年達到約15萬億kW•h。總裝機容量將從目前約14億kW，到2030年上升至約20億kW，到2050年達到約23億kW。在“十三五”時期和未來，我國能源發電產業在快速發展的同時，受到資源、環境、社會等因素影響，將面臨從傳統能源發電向新能源發電的轉型替代過程。

發電形式技術經濟性對比

1.技術指標

不同發電形式的技術原理、應用范圍等存在較大差異，可以對比的技術指標主要包括能源轉換效率、典型裝機容量、年利用小時數、機組壽命、間歇波動情況、選址難度、技術成熟度等。

對于間歇性、波動性、選址難度、技術成熟度等定性指標，設定最高值為100%，不同發電形式根據相對程度予以量化。各類發電形式的技術指標對比見表1，其中綜合評價同樣按照最高值100%予以量化。

表1發電形式技術指標對比

由表1可見：整體來看，燃煤發電、燃氣發電、燃油發電、常規水電和抽水蓄能等5種傳統能源發電形式的技術競爭力較強;新型能源發電的技術指標普遍不夠均衡，一些方面具備優勢，而另一些方面存在不足。

新型能源發電中：陸上風電、海上風電、光伏發電等主流新型能源發電形式的技術指標相對較為均衡，風電和光伏的一些短板如能源轉換效率、間歇波動性等若能得到改善，未來發展前景將更加廣闊;核能發電、光熱發電(蓄能)、潮汐能發電、地熱發電、燃料電池等發電形式在效率、規模、壽命、穩定性、成熟度等方面具有一定競爭優勢，未來發展潛力看好。

2.經濟指標

發電形式的經濟指標主要包括建設成本、度電成本、上網電價、投資回收期等。經濟指標受到資源、技術、環保、政策、市場等多重因素影響，短期變化更為迅速，但長期趨勢較為穩定。

經濟指標中，度電成本綜合了建設成本、運維成本等，可以較好地代表一種發電形式的直接經濟競爭力。投資回收期和機組壽命的比值可以體現發電形式的綜合經濟競爭力。各種發電形式的經濟指標對比見表2。由表2可見：綜合來看，除燃油發電外，傳統能源發電的經濟性普遍較好，特別是燃煤發電和常規水電作為我國主要發電形式，經濟競爭力很強;新型能源發電中，核能發電、陸上風電、光伏發電、地熱發電、生物質發電和垃圾發電等經濟競爭力較強，與這些發電形式在我國裝機容量比例較高的市場規律一致。

表2 發電形式經濟指標對比

圖1為各類發電形式的度電成本組成。由圖1可見：火力發電的燃料成本比例普遍較高，而建設成本相對其他發電形式較低;火力發電中生物質、垃圾和余熱發電這3種新型發電形式的燃料成本相比燃煤、燃氣、燃油等傳統發電形式更低;生物質發電在燃料的收集、運輸和處理環節成本較高，因此度電成本中的其他部分比例較高。

圖1 各發電形式度電成本組成

核電的建設成本比例較高而燃料成本比例較低。水力發電的建設成本比例很高，而且柴油發電機等備用電源也產生一定的燃料成本。風力發電、太陽能發電、海洋能發電和地熱發電等新型能源發電的建設成本和運維成本比例普遍較高，而燃料成本比例較低。

投資回收期方面，傳統能源發電的度電利潤較高而建設成本較低，因此投資回收期較短。傳統能源發電的機組壽命通常較長，因此回收期與壽命比值較小。

新型能源發電投資回收期與政策補貼密切相關，上網電價支持力度較大的核能發電、陸上風電、光伏發電和地熱發電等，投資回收期普遍較短，而上網電價政策尚不明確的余熱發電、海上風電、波浪能發電等，投資回收期則普遍較長。

此外，新型能源發電的機組壽命普遍較短。對于技術成熟度較低，或者用于應急障特殊用途的新型發電形式，投資回收期較長時可能接近或者超過機組壽命，從經濟角度而言難以實現盈利，需要等待未來技術、政策等方面的改善。

3.其他指標

發電形式的資源、環境和社會評價如圖2所示。由圖2可以看出，從資源制約、環境影響和社會效益角度，新型能源發電相比傳統能源發電具備一定優勢，也會對兩者競爭趨勢產生影響。

圖2 發電形式的資源、環境和社會評價

資源制約方面，主要受礦產資源制約的發電形式包括燃煤發電、燃氣發電、核能發電等，目前制約程度中等;主要受天然資源制約的發電形式中，水電、風電、地熱發電等制約程度相對較高，而太陽能發電、海洋能發電等制約程度較低。環境影響方面，發電形式的環境影響主要包括污染物排放、溫室氣體、臭氧層破壞、放射性危害、氣候地質變化、生物多樣性減少等，這一方面新型能源發電普遍優于傳統能源發電。

社會效益相關因素，包括公共安全、電網穩定、人員就業、產業拉動、回收回用、土地資源、景觀影響等方而效益和影響。以燃煤發電為例，傳統能源發電普遍具有安全穩定、產業成熟、就業健全等優點，在社會效益方面具備一定優勢。

新型能源發電中大部分發電形式的社會效益還有待顯現;但垃圾發電、余熱發電等發電形式，己經在回收利用、平抑電網波動等方而產生積極作用，社會效益較為明顯。

綜合發電形式的技術經濟指標，以及資源、環境和社會評價，未來發電產業的主流形式將是火電、水電、核電、風電和太陽能發電等5大形式。以火電、水電為主的傳統能源發電的技術經濟指標優勢明顯，但是受制于資源環境壓力，未來裝機容量增幅有限。在水能資源有限、嚴控火電污染物排放的背彔下，大力發展新型能源發電進行替代和補充，將成為未來主流趨勢。

發電形式替代定義與替代趨勢

1.替代定義

新型能源發電對傳統能源發電的替代定義如下：從技術指標方面，可以定義為裝機容量、發電量等達到一定相對變化;從經濟指標方面，可以定義為度電成本、建設成本、回收期等形成一定的比較優勢;從資源、環境和社會角度，也可以定義為新型能源發電具備了壟斷性優勢。

長期來看，傳統能源發電的技術經濟指標仍然占優，而新型能源發電的資源、環境和社會評價保持領先。因此，替代不應局限于絕對數值上的超過與否，而是劣勢減少、優勢擴大的趨勢發展至一定程度，即可視為替代。

2.替代趨勢

整體來看，新型能源發電將在2040年前后，對傳統能源發電產生較為明顯的替代效應。我國傳統與新型能源發電的累計裝機容量預測如圖3所示。由圖3可見：傳統能源發電的累計裝機容量在2030年前后增長逐步趨緩，在2040年后基本保持不變;新型能源發電的累計裝機容量在2050年前都將保持穩定增長，并在2040年前后占據總裝機容量的三分之一以上。

圖3 傳統能源發電與新型能源發電的累計裝機容量預測

從新增裝機容量角度分析傳統能源發電和新型能源發電的競爭趨勢，結果如圖4所示。由圖4可以看出：新型能源發電對傳統能源發電的替代趨勢更為清晰;在2040年后，傳統能源發電的新增裝機容量處于較低水平，而新型能源發電的新增裝機容量保持穩定，凈增裝機容量90%以上將來自于新型能源發電。

圖4 傳統能源發電與新型能源發電的新增裝機容量預測

發電形式替代范圍與替代時間點

新型能源發電對傳統能源發電的整體替代時間點為2040年前后，但需要進一步詳細分析兩種發電形式的替代可行性和替代時間。

1.替代范圍

兩種發電形式的替代需要充分考慮規模、效率、經濟性、環保、資源、地區等因素的相似性和相對優勢。例如沿海地區的核電機組，其可以較好地替代燃煤機組，是因為規模、穩定性、地區等因素的相似性，以及在環保、資源等方面的相對優勢。

燃煤發電占據我國裝機容量和發電量的主要比例。以燃煤發電替代為例，將新型能源發電形式的替代潛力匯總見表3。余熱發電、燃料電池、光伏發電、波浪能發電、地熱發電等由于在規模、經濟性、地區等方面與燃煤發電存在顯著差異，不列入替代形式之中。

表3 新型能源發電形式對燃煤發電的替代潛力

由表3可以看出，新型能源發電形式中，還沒有可以全方位替代燃煤發電的發電形式。綜合各項因索，可能替代燃煤發電的發電形式中，替代能力由強到弱依次為核能發電、生物質發電、陸上風電、垃圾發電、潮汐能發電、光熱發電和海上風電。其中，核能發電作為替代能力最強的發電形式，隨著將來技術進步和內陸核電政策變化，地區因素和建設成本兩方

而的不足將逐步改善，可以較好替代燃煤發電。

生物質發電和垃圾發電作為火力發電中的兩種新型能源發電，在地區因素方面與燃煤發電具有較高相似性。生物質發電在年利用小時數、資源環境和社會評價方而替代能力不足，而垃圾發電在規模、成本方而替代能力不足，可以考慮將二者作為替代進程中的有效補充。

陸上風電和海上風電在規模、年利用小時數、地區等方而替代能力不足。潮汐能發電選址較為局限，建設成本和度電成本也偏高，替代同地區燃煤機組可行性較小。

光熱發電可以實現較大裝機容量，配合蓄能技術可以實現穩定發電;但建設成本和度電成本偏高，而且現有技術下需要在太陽能資源豐富地區建設。隨著光熱發電的技術和產業發展，以上不足改善后替代潛力較大。

2.替代時間點

以核能發電替代燃煤發電為例，分析替代時間點。根據兩種發電形式的固有特點，燃煤發電的能源轉換效率、建設成本等方面優于核能發電，而核能發電的裝機規模、年利用小時數、機組壽命等方面優于燃煤發電，資源制約、環境影響和社會效益等方面兩者基本相當。

地區因素和度電成本是影響替代較明顯的兩個指標。燃煤發電與核能發電選址難度趨勢對比如圖5所示。由圖5可以看出：燃煤發電隨著排放標準提高、發電煤耗降低、空冷技術和循環流化床技術的應用推廣等趨勢，選址與水源、煤礦、港口、市區等的距離因素約束將逐步淡化，選址范圍逐步擴大;核能發電隨著技術進步和政策變化，選址范圍也將逐步擴大，特別是內陸核電政策限制如果放開，將顯著加速這一進程。

圖5 燃煤發電與核能發電選址難度趨勢對比

燃煤發電與核能發電度電成本趨勢對比如圖6所示。由圖6可以看出：長期來看，燃煤發電的度電成本隨著環保要求和煤炭價格的上升將有一定幅度增加;核能發電的度電成本則更多來自于建設成本，預計將隨著第3代核電技術的推廣而短期上升，并隨著第4代核電技術成熟而逐步回落。我國核能發電的度電成本最終將低于燃煤發電，與法國、美國等核電先進國家趨勢相似。

圖6 燃煤發電與核能發電度電成本趨勢對比

由于核能發電的固有特點和安全要求，選址難度與燃煤發電的差距縮小至20%以內時，核能發電己經可以在相當比例的地區替代燃煤發電，相應的時間點約在2033年前后。度電成本方面，燃煤發電與核能發電的度電成本將在2036年前后出現交叉，隨后核能發電的度電成本優勢將持續增大。綜合以上兩個時間點，預計核能發電對燃煤發電的替代時間點約在2035年前后，早于新型能源發電對于傳統能源發電的整體替代時間點約5年，成為發電形式替代的典型代表。

預計到2035年時，燃煤發電的累計裝機容量將下降至8.0億kW左右，而核能發電的累計裝機容量將上升至1.7億kW左右，達到燃煤發電累計裝機容量的五分之一。2035年后的新增裝機容量方面，核能發電相比燃煤發電將保持穩定的優勢，替代進程也將持續推進。

3.不同情景下的替代時間點

在上述替代時間點分析中，各項指標和趨勢取當前典型值。當煤炭價格等指標出現變化時，替代時間點也會出現相應的提前或滯后。

上節分析中燃煤價格取500元/t并逐步上升，設為情景1。對于較低燃煤價格(300元/t)、較髙燃煤價格(700元/t)和髙燃煤價格(900元A)，分別設為情景2、3、4。以度電成本為例，分析不同燃煤價格情景下的替代時間，結果如圖7所示。由圖7可以看出：燃煤發電不同情景之間的度電成本差異，將隨著整體效率提升而緩慢縮小;燃煤發電和核能發電的度電成本較為接近，因此燃煤價格的差異對于替代進程影響明顯;從度電成本角度而言，燃煤價格適中的情景1的替代時間點為2035年前后，而燃煤價格較低的情景2的替代時間點為2040年前后，相比推遲5年;燃煤價格較高的情景3中核電替代優勢擴大，替代時間點提前至2030年前后;燃煤價格很高的情景4中，替代時間點將提前至2025年前后;當燃煤價格出現超過情景4的極高價格情況下，燃煤發電的度電成本將持續高于第3代核電和第4代核電，將進一步加速替代進程。

圖 7 不同情景下燃煤發電與核能發電度電成本趨勢對比

替代背景下的發展戰略

在未來新型能源發電替代傳統能源發電的宏觀背彔下，發電領域的技術研究和產業應用的發展戰略，需要結合發電形式之間的競爭趨勢和替代時間來制定。

對于新型能源發電，技術研究應關注技術指標的普遍弱項，改善機組規模、年利用小時數、間歇波動性等薄弱環節。將解決新型能源發電的共性問題列為重點研究課題，結合儲能、分布式發電、冷熱電聯供、多能互補等技術手段，提升新型能源發電的整體技術成熟度。產業應用方面，應當通過批量化和商業化，降低新型能源發電的建設成本和度電成本。政策方而也應當繼續予以扶持，提升補貼精準度，并在技術可靠性提升后，逐步減少政策性的約束和限制。培育有競爭力的新型能源發電產業鏈，促進新型能源發電在資源、環境、社會等方面的效益發揮。針對各種傳統能源發電形式，分別開展替代研究，篩選相對應的替代潛力較高的新型能源發電形式。對于顯著影響替代時間點的關鍵因素和關鍵技術，應當開展專項研究，加速替代進程。

傳統能源發電的技術研究應當圍繞向高效、清潔方向轉型升級中的關鍵技術展開，減輕傳統能源發電造成的資源環境壓力。對于700°C超超臨界發電、超臨界CO2布雷頓循環、燃煤污染物控制、先進燃氣輪機技術、1000MV高性能大容量水電機組等前沿技術，應當保障資金重點投入和技術攻關力度。

產業應用方面，2050年前傳統能源發電在累計裝機容量方面仍然占據較大比例，現有機組應當通過技術改造進行轉型升級，充分發揮技術成熟可靠、度電成本較低的技術經濟優勢，創造社會效益。傳統能源發電產業應當積極配合向新型能源發電的替代過程，政策方面也應當鼓勵傳統能源發電企業開展新型能源發電業務，并探索水光互補、水風互補太陽能互補聯合循環(ISCC)等傳統與新型發電形式相結合的產業模式。

此外，傳統能源發電中的一些新興形式和用途，如IGCC、微燃氣輪機分布式冷熱電聯供、煤層氣和頁巖氣等非常規油氣發電等方向，也可以作為轉型升級中的研發重點，從而促進傳統能源發電的轉型。