结合我国人口、经济、能源等方面未来趋势，预计我国每年能源消费总量将从目前约43亿t标准煤，到2030年上升至约60亿t标准煤，到2050年达到约90亿t标准煤。随着电气化水平提升，我国年发电量将从目前约5.5万亿kW•h，到2030年上升至约10万亿kW•h，到2050年达到约15万亿kW•h。总装机容量将从目前约14亿kW，到2030年上升至约20亿kW，到2050年达到约23亿kW。在“十三五”时期和未来，我国能源发电产业在快速发展的同时，受到资源、环境、社会等因素影响，将面临从传统能源发电向新能源发电的转型替代过程。
发电形式技术经济性对比
1.技术指标
不同发电形式的技术原理、应用范围等存在较大差异，可以对比的技术指标主要包括能源转换效率、典型装机容量、年利用小时数、机组寿命、间歇波动情况、选址难度、技术成熟度等。
对于间歇性、波动性、选址难度、技术成熟度等定性指标，设定最高值为100%，不同发电形式根据相对程度予以量化。各类发电形式的技术指标对比见表1，其中综合评价同样按照最高值100%予以量化。
表1发电形式技术指标对比
由表1可见：整体来看，燃煤发电、燃气发电、燃油发电、常规水电和抽水蓄能等5种传统能源发电形式的技术竞争力较强;新型能源发电的技术指标普遍不够均衡，一些方面具备优势，而另一些方面存在不足。
新型能源发电中：陆上风电、海上风电、光伏发电等主流新型能源发电形式的技术指标相对较为均衡，风电和光伏的一些短板如能源转换效率、间歇波动性等若能得到改善，未来发展前景将更加广阔;核能发电、光热发电(蓄能)、潮汐能发电、地热发电、燃料电池等发电形式在效率、规模、寿命、稳定性、成熟度等方面具有一定竞争优势，未来发展潜力看好。
2.经济指标
发电形式的经济指标主要包括建设成本、度电成本、上网电价、投资回收期等。经济指标受到资源、技术、环保、政策、市场等多重因素影响，短期变化更为迅速，但长期趋势较为稳定。
经济指标中，度电成本综合了建设成本、运维成本等，可以较好地代表一种发电形式的直接经济竞争力。投资回收期和机组寿命的比值可以体现发电形式的综合经济竞争力。各种发电形式的经济指标对比见表2。由表2可见：综合来看，除燃油发电外，传统能源发电的经济性普遍较好，特别是燃煤发电和常规水电作为我国主要发电形式，经济竞争力很强;新型能源发电中，核能发电、陆上风电、光伏发电、地热发电、生物质发电和垃圾发电等经济竞争力较强，与这些发电形式在我国装机容量比例较高的市场规律一致。
表2 发电形式经济指标对比
图1为各类发电形式的度电成本组成。由图1可见：火力发电的燃料成本比例普遍较高，而建设成本相对其他发电形式较低;火力发电中生物质、垃圾和余热发电这3种新型发电形式的燃料成本相比燃煤、燃气、燃油等传统发电形式更低;生物质发电在燃料的收集、运输和处理环节成本较高，因此度电成本中的其他部分比例较高。
图1 各发电形式度电成本组成
核电的建设成本比例较高而燃料成本比例较低。水力发电的建设成本比例很高，而且柴油发电机等备用电源也产生一定的燃料成本。风力发电、太阳能发电、海洋能发电和地热发电等新型能源发电的建设成本和运维成本比例普遍较高，而燃料成本比例较低。
投资回收期方面，传统能源发电的度电利润较高而建设成本较低，因此投资回收期较短。传统能源发电的机组寿命通常较长，因此回收期与寿命比值较小。
新型能源发电投资回收期与政策补贴密切相关，上网电价支持力度较大的核能发电、陆上风电、光伏发电和地热发电等，投资回收期普遍较短，而上网电价政策尚不明确的余热发电、海上风电、波浪能发电等，投资回收期则普遍较长。
此外，新型能源发电的机组寿命普遍较短。对于技术成熟度较低，或者用于应急障特殊用途的新型发电形式，投资回收期较长时可能接近或者超过机组寿命，从经济角度而言难以实现盈利，需要等待未来技术、政策等方面的改善。
3.其他指标
发电形式的资源、环境和社会评价如图2所示。由图2可以看出，从资源制约、环境影响和社会效益角度，新型能源发电相比传统能源发电具备一定优势，也会对两者竞争趋势产生影响。
图2 发电形式的资源、环境和社会评价
资源制约方面，主要受矿产资源制约的发电形式包括燃煤发电、燃气发电、核能发电等，目前制约程度中等;主要受天然资源制约的发电形式中，水电、风电、地热发电等制约程度相对较高，而太阳能发电、海洋能发电等制约程度较低。环境影响方面，发电形式的环境影响主要包括污染物排放、温室气体、臭氧层破坏、放射性危害、气候地质变化、生物多样性减少等，这一方面新型能源发电普遍优于传统能源发电。
社会效益相关因素，包括公共安全、电网稳定、人员就业、产业拉动、回收回用、土地资源、景观影响等方而效益和影响。以燃煤发电为例，传统能源发电普遍具有安全稳定、产业成熟、就业健全等优点，在社会效益方面具备一定优势。
新型能源发电中大部分发电形式的社会效益还有待显现;但垃圾发电、余热发电等发电形式，己经在回收利用、平抑电网波动等方而产生积极作用，社会效益较为明显。
综合发电形式的技术经济指标，以及资源、环境和社会评价，未来发电产业的主流形式将是火电、水电、核电、风电和太阳能发电等5大形式。以火电、水电为主的传统能源发电的技术经济指标优势明显，但是受制于资源环境压力，未来装机容量增幅有限。在水能资源有限、严控火电污染物排放的背彔下，大力发展新型能源发电进行替代和补充，将成为未来主流趋势。
发电形式替代定义与替代趋势
1.替代定义
新型能源发电对传统能源发电的替代定义如下：从技术指标方面，可以定义为装机容量、发电量等达到一定相对变化;从经济指标方面，可以定义为度电成本、建设成本、回收期等形成一定的比较优势;从资源、环境和社会角度，也可以定义为新型能源发电具备了垄断性优势。
长期来看，传统能源发电的技术经济指标仍然占优，而新型能源发电的资源、环境和社会评价保持领先。因此，替代不应局限于绝对数值上的超过与否，而是劣势减少、优势扩大的趋势发展至一定程度，即可视为替代。
2.替代趋势
整体来看，新型能源发电将在2040年前后，对传统能源发电产生较为明显的替代效应。我国传统与新型能源发电的累计装机容量预测如图3所示。由图3可见：传统能源发电的累计装机容量在2030年前后增长逐步趋缓，在2040年后基本保持不变;新型能源发电的累计装机容量在2050年前都将保持稳定增长，并在2040年前后占据总装机容量的三分之一以上。
图3 传统能源发电与新型能源发电的累计装机容量预测
从新增装机容量角度分析传统能源发电和新型能源发电的竞争趋势，结果如图4所示。由图4可以看出：新型能源发电对传统能源发电的替代趋势更为清晰;在2040年后，传统能源发电的新增装机容量处于较低水平，而新型能源发电的新增装机容量保持稳定，净增装机容量90%以上将来自于新型能源发电。
图4 传统能源发电与新型能源发电的新增装机容量预测
发电形式替代范围与替代时间点
新型能源发电对传统能源发电的整体替代时间点为2040年前后，但需要进一步详细分析两种发电形式的替代可行性和替代时间。
1.替代范围
两种发电形式的替代需要充分考虑规模、效率、经济性、环保、资源、地区等因素的相似性和相对优势。例如沿海地区的核电机组，其可以较好地替代燃煤机组，是因为规模、稳定性、地区等因素的相似性，以及在环保、资源等方面的相对优势。
燃煤发电占据我国装机容量和发电量的主要比例。以燃煤发电替代为例，将新型能源发电形式的替代潜力汇总见表3。余热发电、燃料电池、光伏发电、波浪能发电、地热发电等由于在规模、经济性、地区等方面与燃煤发电存在显著差异，不列入替代形式之中。
表3 新型能源发电形式对燃煤发电的替代潜力
由表3可以看出，新型能源发电形式中，还没有可以全方位替代燃煤发电的发电形式。综合各项因索，可能替代燃煤发电的发电形式中，替代能力由强到弱依次为核能发电、生物质发电、陆上风电、垃圾发电、潮汐能发电、光热发电和海上风电。其中，核能发电作为替代能力最强的发电形式，随着将来技术进步和内陆核电政策变化，地区因素和建设成本两方
而的不足将逐步改善，可以较好替代燃煤发电。
生物质发电和垃圾发电作为火力发电中的两种新型能源发电，在地区因素方面与燃煤发电具有较高相似性。生物质发电在年利用小时数、资源环境和社会评价方而替代能力不足，而垃圾发电在规模、成本方而替代能力不足，可以考虑将二者作为替代进程中的有效补充。
陆上风电和海上风电在规模、年利用小时数、地区等方而替代能力不足。潮汐能发电选址较为局限，建设成本和度电成本也偏高，替代同地区燃煤机组可行性较小。
光热发电可以实现较大装机容量，配合蓄能技术可以实现稳定发电;但建设成本和度电成本偏高，而且现有技术下需要在太阳能资源丰富地区建设。随着光热发电的技术和产业发展，以上不足改善后替代潜力较大。
2.替代时间点
以核能发电替代燃煤发电为例，分析替代时间点。根据两种发电形式的固有特点，燃煤发电的能源转换效率、建设成本等方面优于核能发电，而核能发电的装机规模、年利用小时数、机组寿命等方面优于燃煤发电，资源制约、环境影响和社会效益等方面两者基本相当。
地区因素和度电成本是影响替代较明显的两个指标。燃煤发电与核能发电选址难度趋势对比如图5所示。由图5可以看出：燃煤发电随着排放标准提高、发电煤耗降低、空冷技术和循环流化床技术的应用推广等趋势，选址与水源、煤矿、港口、市区等的距离因素约束将逐步淡化，选址范围逐步扩大;核能发电随着技术进步和政策变化，选址范围也将逐步扩大，特别是内陆核电政策限制如果放开，将显著加速这一进程。
图5 燃煤发电与核能发电选址难度趋势对比
燃煤发电与核能发电度电成本趋势对比如图6所示。由图6可以看出：长期来看，燃煤发电的度电成本随着环保要求和煤炭价格的上升将有一定幅度增加;核能发电的度电成本则更多来自于建设成本，预计将随着第3代核电技术的推广而短期上升，并随着第4代核电技术成熟而逐步回落。我国核能发电的度电成本最终将低于燃煤发电，与法国、美国等核电先进国家趋势相似。
图6 燃煤发电与核能发电度电成本趋势对比
由于核能发电的固有特点和安全要求，选址难度与燃煤发电的差距缩小至20%以内时，核能发电己经可以在相当比例的地区替代燃煤发电，相应的时间点约在2033年前后。度电成本方面，燃煤发电与核能发电的度电成本将在2036年前后出现交叉，随后核能发电的度电成本优势将持续增大。综合以上两个时间点，预计核能发电对燃煤发电的替代时间点约在2035年前后，早于新型能源发电对于传统能源发电的整体替代时间点约5年，成为发电形式替代的典型代表。
预计到2035年时，燃煤发电的累计装机容量将下降至8.0亿kW左右，而核能发电的累计装机容量将上升至1.7亿kW左右，达到燃煤发电累计装机容量的五分之一。2035年后的新增装机容量方面，核能发电相比燃煤发电将保持稳定的优势，替代进程也将持续推进。
3.不同情景下的替代时间点
在上述替代时间点分析中，各项指标和趋势取当前典型值。当煤炭价格等指标出现变化时，替代时间点也会出现相应的提前或滞后。
上节分析中燃煤价格取500元/t并逐步上升，设为情景1。对于较低燃煤价格(300元/t)、较髙燃煤价格(700元/t)和髙燃煤价格(900元A)，分別设为情景2、3、4。以度电成本为例，分析不同燃煤价格情景下的替代时间，结果如图7所示。由图7可以看出：燃煤发电不同情景之间的度电成本差异，将随着整体效率提升而缓慢缩小;燃煤发电和核能发电的度电成本较为接近，因此燃煤价格的差异对于替代进程影响明显;从度电成本角度而言，燃煤价格适中的情景1的替代时间点为2035年前后，而燃煤价格较低的情景2的替代时间点为2040年前后，相比推迟5年;燃煤价格较高的情景3中核电替代优势扩大，替代时间点提前至2030年前后;燃煤价格很高的情景4中，替代时间点将提前至2025年前后;当燃煤价格出现超过情景4的极高价格情况下，燃煤发电的度电成本将持续高于第3代核电和第4代核电，将进一步加速替代进程。
图 7 不同情景下燃煤发电与核能发电度电成本趋势对比
替代背景下的发展战略
在未来新型能源发电替代传统能源发电的宏观背彔下，发电领域的技术研究和产业应用的发展战略，需要结合发电形式之间的竞争趋势和替代时间来制定。
对于新型能源发电，技术研究应关注技术指标的普遍弱项，改善机组规模、年利用小时数、间歇波动性等薄弱环节。将解决新型能源发电的共性问题列为重点研究课题，结合储能、分布式发电、冷热电联供、多能互补等技术手段，提升新型能源发电的整体技术成熟度。产业应用方面，应当通过批量化和商业化，降低新型能源发电的建设成本和度电成本。政策方而也应当继续予以扶持，提升补贴精准度，并在技术可靠性提升后，逐步减少政策性的约束和限制。培育有竞争力的新型能源发电产业链，促进新型能源发电在资源、环境、社会等方面的效益发挥。针对各种传统能源发电形式，分别开展替代研究，筛选相对应的替代潜力较高的新型能源发电形式。对于显著影响替代时间点的关键因素和关键技术，应当开展专项研究，加速替代进程。
传统能源发电的技术研究应当围绕向高效、清洁方向转型升级中的关键技术展开，减轻传统能源发电造成的资源环境压力。对于700°C超超临界发电、超临界CO2布雷顿循环、燃煤污染物控制、先进燃气轮机技术、1000MV高性能大容量水电机组等前沿技术，应当保障资金重点投入和技术攻关力度。
产业应用方面，2050年前传统能源发电在累计装机容量方面仍然占据较大比例，现有机组应当通过技术改造进行转型升级，充分发挥技术成熟可靠、度电成本较低的技术经济优势，创造社会效益。传统能源发电产业应当积极配合向新型能源发电的替代过程，政策方面也应当鼓励传统能源发电企业开展新型能源发电业务，并探索水光互补、水风互补太阳能互补联合循环(ISCC)等传统与新型发电形式相结合的产业模式。
此外，传统能源发电中的一些新兴形式和用途，如IGCC、微燃气轮机分布式冷热电联供、煤层气和页岩气等非常规油气发电等方向，也可以作为转型升级中的研发重点，从而促进传统能源发电的转型。
