国网能源研究院量化研究结果对中国电力中长期发展趋势形成六大判断：

——电力需求仍有较大增长空间。

我国电力需求将持续增长，增速逐步放缓，2035年达10.9——12.1万亿千瓦时，2050年达到12.4——13.9万亿千瓦时。建筑部门是电气化水平提升最快的部门，而工业部门仍长期将是我国最重要的电力消费部门。2050年我国人均用电量将达到约8800——10000千瓦时，介于当前日、德等高能效国家水平与美、加等高能耗国家水平之间。

——电源装机增速快于电力需求。

电源结构呈现“风光领跑、多源协调”态势，风电和光伏发电将逐步成为电源主体，煤电装机将在2025至2030年前后达峰。我国电源装机规模将保持平稳较快增长，2035年将达到约35亿——41亿千瓦，2050年将达约43亿——52亿千瓦。

作为重要的清洁电源，陆上风电、光伏发电的经济竞争力也呈逐步提升趋势，将成为我国发展最快的电源类型，预计2050年两者装机容量占比之和超过一半，发电量占比之和超过1/3。

——电网大范围资源配置能力持续提升。

由于我国优质资源区与负荷中心呈现明显的逆向分布特征，并且为应对未来高比例新能源的波动性需加强区域间的互联互济，我国跨区输电通道容量将持续增长，2035年、2050年将由当前的1.3亿千瓦分别增长至4亿、5亿千瓦左右。西北地区、西南地区为主要送端，华东地区、华中地区为主要受端，“西电东送”、“北电南送”规模呈逐步扩大趋势，尤其是在2035年之前将保持快速发展。电网作为大范围、高效率配置能源资源的基础平台，重要性将愈加凸显，以特高压骨干网架为特征的全国互联电网将在新一代电力系统中发挥更加重要的作用。

——需求侧资源与新型储能迎来发展机遇期。

随着能源消费新模式新业态逐步涌现，需求侧资源将在我国电力系统中发挥重要作用。

一方面，在节能降耗的发展要求下，以能效电厂模式推动需求侧节能节电，可在规划中替代部分常规电厂建设，预计2035年、2050年我国能效电厂总容量将分别达到3.8亿、4.5亿千瓦左右。

另一方面，在智能电网与能源互联网环境下，供需双向互动成为可能，激励可削减、可时移负荷以需求响应的形式参与系统运行，成为电力系统重要的灵活性资源，预计2035年、2050年我国需求响应总容量将分别达到2.1亿、4.1亿千瓦左右。

此外，储能技术的逐步成熟将改变电力发、输、配、用同时完成的特性，丰富了电力平衡的手段，可为电力系统调峰调频、新能源消纳等作出重要贡献。新型储能在2030年之后迎来快速增长，预计2035年、2050年装机将达0.5亿、4.2亿千瓦左右。

——电力系统成本将呈现先升后降趋势。

当前至2025年，电力需求保持较快增长，新能源发电技术等仍处于发展期，能源转型需付出一定经济代价，电力系统成本持续上升。此后，随着新能源发电成本与系统灵活性资源成本持续下降，电力发展的清洁目标与经济目标逐渐重合，能源转型将更多基于市场自主选择。在考虑环境外部成本内部化的情况下，2050年度电成本约为当前水平的70%左右。如果不计环境成本，2050年度电成本约为当前水平的60%左右。

——电力系统二氧化碳排放拐点将显。

随着清洁能源发电量占比逐渐提升，电力系统二氧化碳排放总量在2025年前后出现峰值，峰值水平约为45——50亿吨，2050年排放量约18——19亿吨，占全国二氧化碳排放的比重降至30%以下。2050年单位电量二氧化碳排放强度约为当前水平的22%-26%。

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