□唐葆君 李 茹

一、引言

2020 年9 月22 日，我國在聯合國大會上明確表示將加大國家自主減排貢獻力度，采取更強有力的政策措施，力爭2030 年前達到碳排放峰值，并爭取2060 年前實現碳中和。作為溫室氣體的主要來源，化石能源的燃燒對低碳可持續(xù)發(fā)展提出了嚴峻的挑戰(zhàn)，逐步擺脫對化石能源的依賴是人類發(fā)展進程中不可逆轉的前進方向。為此，加快能源轉型已成為各國能源發(fā)展新趨勢。2018 年，我國發(fā)電產生的CO2排放量占全國碳排放總量的40%以上[1]，作為能源系統(tǒng)的核心，電力行業(yè)可將風能、太陽能、生物質能等清潔能源轉換成二次電力。由此可見，電力行業(yè)綠色轉型是帶動其他能源密集型行業(yè)綠色轉型的重要載體。因此，推動電力行業(yè)低碳轉型，對實現我國碳達峰與碳中和目標具有重要意義。

降低可再生能源發(fā)電技術投資成本是推動電力行業(yè)低碳轉型的重要因素[2]。我國是全球最大的水能、風能和太陽能利用國[3]。據數據顯示，2020 年，我國水電、風電和太陽能發(fā)電裝機容量已分別達到3.70 億千瓦、2.82 億千瓦和2.53 億千瓦[4]。若未來投資成本繼續(xù)維持穩(wěn)定的下降趨勢，可再生能源發(fā)電技術就將比傳統(tǒng)燃煤技術更具成本優(yōu)勢[5]。由此可見，可再生能源發(fā)電技術成本的變化將會影響發(fā)電企業(yè)投資決策，進而影響電力行業(yè)綠色轉型的進程和布局，這也是影響電力行業(yè)碳達峰與碳中和的重要不確定因素。本文以我國六大電網區(qū)域為例，建立含區(qū)域間清潔電力調度的技術選擇模型，綜合考慮區(qū)域資源稟賦及可再生能源投資成本下降潛力的不確定性，動態(tài)分析可再生能源成本變化對電力行業(yè)CO2減排潛力的影響，提出具有區(qū)域特色的綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃方案，為我國實現能源供應結構多樣化、促進中長期各類發(fā)電資源有效利用提供決策參考。

二、文獻綜述

在可再生能源規(guī)劃方面，大多數研究都比較關注可再生能源的發(fā)展時間、地點以及裝機容量規(guī)模。以最小化建造成本和電力損耗為目標，Zhao 等（2020）[6]建立了優(yōu)化模型，規(guī)劃了摩洛哥、埃及和突尼斯的風電、太陽能光伏、集中式光熱技術的發(fā)展路徑，并認為可再生電力的跨國傳輸可實現互惠互利。而Bagdadee 和Zhang（2020）[7]以投資成本、運行維護成本、燃料成本、生態(tài)成本等總成本最小為目標，在考慮可再生能源發(fā)展?jié)摿Φ那疤嵯?，探討了孟加拉國風電、水電、太陽能光伏等發(fā)電技術和傳統(tǒng)電源的競爭協(xié)調發(fā)展路徑。在允許可再生能源發(fā)展到最大潛力并限制燃煤技術產能情況下，Lenzen 等（2016）[8]同樣以成本最小化為目標，模擬了滿足澳大利亞小時級電力需求的低碳電力技術時空分布情況，并分析了碳價波動對生物質燃料發(fā)電的影響。Lei 等（2020）[9]基于自下而上的TIMES 模型分析了我國各?。ㄊ小^(qū)）不可再生能源和可再生能源發(fā)電技術的發(fā)展路徑，但研究并未考慮電力傳輸以及各?。ㄊ?、區(qū)）可再生能源技術開發(fā)潛力，也未細分燃煤發(fā)電技術類型。

在社會經濟轉型低碳背景下，電力行業(yè)不同轉型路徑對實現碳減排目標的影響不同。Chen 等（2011）[10]研究了我國電力行業(yè)低碳技術發(fā)展路線發(fā)現，不同情景下電力行業(yè)均可在2030 年前達到碳排放峰值，達峰量位于33.1 億-42.8 億噸之間?；谖覈慕K端能源使用模型，Khanna 等（2016）[11]量化了電力行業(yè)煤炭消費與二氧化碳排放的關系，認為在沒有可再生能源目標和清潔電力調度的情況下，電力行業(yè)碳排放難以在2030 年以前達峰。從整個電力系統(tǒng)角度出發(fā)，基于“源-網-荷”優(yōu)化模型，Zhang 等（2017）[12]認為我國電力行業(yè)碳排放將于2027 年達峰，峰值約為66.5 億噸?？梢钥闯?，由于考慮的因素（如電力負荷、發(fā)電技術、碳排放限制等）、使用的方法和設置的情景各不相同，不同研究得到的碳排放達峰年份和相應的排放水平差異巨大。

綜上所述可知，首先，現有研究大多從全國層面出發(fā)，忽略了地區(qū)資源特點以及電力跨區(qū)輸送等實際問題。其次，就技術層面，現有研究很少細分燃煤發(fā)電技術類型及容量級別，也就無法詳細指導電力行業(yè)技術布局。再者，各類發(fā)電技術的投資成本、發(fā)電效率和所用燃料的能源效率等會隨著社會、經濟、技術發(fā)展而變化，而現有研究采用的固定參數會影響運算結果的精確程度。因此，若不考慮未來成本的變化，將會嚴重低估可再生能源對化石能源的替代潛力。最后，就政策層面，多數研究忽略了淘汰落后產能、改造現有技術等政策要求，使得模擬結果脫離實際發(fā)展需求。為彌補已有研究不足，本文結合當前政策目標、發(fā)電技術特點、資源環(huán)境容量、成本變化趨勢等多重因素，將電源規(guī)劃與電網規(guī)劃結合起來，探討可再生能源成本變化對電力行業(yè)實現碳達峰與碳中和目標的影響，并提出符合低碳發(fā)展需要且具有實際可操作性的技術路徑布局方案。

三、模型構建

本文運用NET-Power 模型[13-14]研究可再生能源投資成本的變化對電力行業(yè)碳排放的影響。NET-Power模型集電源、電網、環(huán)境、政策為一體，可以動態(tài)模擬多能源共存的復雜電力系統(tǒng)運行路徑，其最大的優(yōu)勢在于自下向上地從發(fā)電技術角度出發(fā)，對各區(qū)域發(fā)電技術布局、區(qū)域間不同品種電力調度以及不同技術所需要的能源和產生的排放量進行準確預測，使模擬過程和結果更加可信。

（一）目標函數

NET-Power 模型以規(guī)劃期內各年的年度總成本最小為目標函數，包括各項發(fā)電技術年度初始投資成本、運營和維護成本、燃料成本和電力傳輸成本。總成本及各項成本計算公式見表1。

（二）約束條件

NET-Power 模型的約束條件主要包括5 類（表1）：

表1 目標函數及約束條件

1.電力需求約束。各區(qū)域的總發(fā)電量與凈輸入電力之和應大于該地區(qū)的電力需求量。

2.運行裝機容量約束。各區(qū)域電力技術每年實際運行的裝機容量不得超過該技術當年的庫存量。庫存量指前一年折舊后的裝機容量加上新建成的容量再除去政策強制淘汰后的裝機容量。

3.總裝機容量約束?？紤]到政策和環(huán)境物理容量約束，各區(qū)域的相關發(fā)電技術裝機容量存在上下限。例如，對于需要淘汰的落后產能，未來裝機容量不應超過基準年的裝機容量，則基準年的裝機容量為其容量上限；對于政策大力推廣的先進技術、清潔技術，基準年的裝機容量則為其容量下限；對于受物理資源容量限制的水電、風電及太陽能等可再生能源發(fā)電技術，其裝機容量不應超過該資源在當地的技術可開發(fā)量。

4.發(fā)電比例約束。根據技術發(fā)展趨勢或政策規(guī)劃目標，設置部分技術發(fā)電比例約束。例如，對于即將淘汰的落后產能，其發(fā)電占比最低為0，最高不得超過基準年的發(fā)電比重；對于清潔低碳技術，其發(fā)電占比不得低于基準年發(fā)電比重，最高不得超過100%。

5.電力調度約束。智能電網的建設將加大區(qū)域互聯程度，區(qū)域間電力調度能力也將逐漸增加。故本文假設區(qū)域調入電量占該區(qū)域當年用電量的比重不低于基準年該地區(qū)調入電力占比。同時，為響應國家發(fā)改委下發(fā)的《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》中提到的優(yōu)先調度風電、太陽能等可再生電力，以充分發(fā)揮區(qū)域間資源優(yōu)化配置的作用，本文假設調度電力種類為電力輸出地區(qū)資源豐富的電力類型。

四、數據來源及情景設置

（一）數據來源

本文考慮了煤、氣、核、風、水、太陽能、生物質能共7 種能源發(fā)電的18 種發(fā)電技術，為滿足終端用電需求，在NET-Power 模型中這些發(fā)電技術存在3 種競爭關系：一是可再生能源大類與不可再生能源大類發(fā)電技術之間的競爭；二是同種能源大類里不同技術之間的競爭，如氣電、核電、各類燃煤發(fā)電等不可再生能源發(fā)電技術之間的競爭，風電、太陽能、水電、生物質能等可再生能源發(fā)電技術之間的競爭；三是同一類發(fā)電技術但不同容量級別技術之間的競爭，如300MW 級超超臨界、600MW 級超超臨界和1000MW 級超超臨界這3種不同容量等級技術之間的競爭。

電力需求受社會、經濟、環(huán)境、技術等多方面的影響，本文根據《中國電力年鑒2019》整理了2018 年六大區(qū)域用電量，并參考已有研究預測未來六大區(qū)域的用電需求[15-16]（見表2）。根據2015 年各區(qū)域風能和太陽能發(fā)電技術的投資成本[17-18]，以及2018 年風能和太陽能投資成本分別比2015 年下降3.4%和8.9%等[19-20]信息，本文折算出2018 年各區(qū)域風電和太陽能發(fā)電技術投資成本（見表3）。

表2 六大區(qū)域用電需求 單位：億千瓦時

表3 風電和太陽能技術的初始投資成本 單位：元/千瓦

受發(fā)電技術自身性能以及發(fā)電廠的用電率和環(huán)境溫度影響，不同發(fā)電技術之間的燃料消費率存在差異。表4 展示了在技術和區(qū)域2 個維度上發(fā)電技術燃料消費率存在的差異。

表4 2018 年各發(fā)電技術在六大區(qū)域的燃料消費率

受各地區(qū)經濟增速、用電需求、資源稟賦等差異的影響，各技術發(fā)電小時數也存在地區(qū)差異。表5 展示了各區(qū)域發(fā)電技術運行小時數、可再生能源最大開發(fā)潛力、棄風棄光率、輸電線損、燃料價格等關鍵參數。其中，各發(fā)電技術年度運行小時數、棄風率和輸電線損為區(qū)域所含省市的平均值，數據分別來自《中國電力年鑒2019》[21]、Tang 等（2019）[14]和國家能源局《2018 年風電并網運行情況》；各地區(qū)風電、水電和太陽能可開發(fā)潛力來自國家可再生能源中心和Cheng 等（2015）[22]；棄光率來自中國光伏行業(yè)協(xié)會《2018-2019 年中國光伏產業(yè)年度報告》；各地區(qū)燃料價格來自中國煤炭市場網（https://www.cctd.com.cn/）、CEIC 數據庫及作者整理。

表5 發(fā)電技術運行小時數及其他關鍵參數

（二）情景設置

近年來，受原材料成本下降、技術工藝升級等因素影響，風電和太陽能發(fā)電技術投資成本顯著降低，且在未來仍具有大幅下降空間[23]，是最具發(fā)展?jié)摿Φ那鍧嵓夹g。如圖1 所示，國際能源署（IEA）、國際可再生能源署（IRENA）、國家發(fā)展改革委能源研究所（ERI）、美國國家可再生能源實驗室（NERL）、歐洲經濟與環(huán)境研究所（EIEE）、德國經濟研究所（DIW）、歐洲風能協(xié)會（EWEA）、德國Potsdam 氣候影響研究所（PIK）、歐盟聯合研究中心（EC JRC）、國際應用系統(tǒng)分析研究所（IIASA）、PBL 荷蘭環(huán)境評估署（PBL NEAA）等機構組織對未來風電和太陽能發(fā)電技術投資成本進行了預測。由預測結果可知，由于掌握的信息和出發(fā)的立場不同，各機構組織對于未來可再生能源發(fā)電技術投資成本的判斷也存在明顯差異。為了避免單一判斷帶來的局限，本文結合不同研究機構給出的信息，設置4 種未來可再生能源（主要指風能和太陽能）投資成本可能的變化情景，即基準情景、低速下降情景、中速下降情景和高速下降情景，各情景設置見表6?；鶞是榫白鳛閰⒄涨榫埃醇俣ǜ靼l(fā)電技術的投資成本不發(fā)生改變，低速、中速、高速下降情景是在基準情景基礎之上，假定風能和太陽能投資成本分別以各機構組織預測的最低速度、平均速度、最高速度下降。需要注意的是，低速和高速下降的成本數據直接采用機構預測的實際值，中速下降情景的成本變化數據選擇各機構組織預測的平均值。

表6 可再生能源投資成本相對2015 年變化情景

圖1 太陽能和風能發(fā)電技術投資成本相對2015 年下降情況

五、結果分析與討論

（一）各區(qū)域不同發(fā)電資源配置情況分析

可再生能源發(fā)電技術的興起對各區(qū)域傳統(tǒng)燃煤發(fā)電技術產生了不同程度的替代：風電和太陽能技術在華北、西北和東北地區(qū)有較大發(fā)展；南方和華中地區(qū)的水電較多；受到廠址資源的限制，核電主要在華東、南方和東北地區(qū)發(fā)展。發(fā)電裝機結構差異大，具體而言：華北地區(qū)因電力需求最多，其裝機容量明顯高于其他地區(qū)，所以當可再生能源投資成本高速下降時，2030 年該地區(qū)風電技術裝機容量將增至9.3 億千瓦，2060 年將增至23.0 億千瓦；對華東地區(qū)，由于可再生資源稀缺，預計在未來直到2060 年，華東地區(qū)將一直以燃煤發(fā)電為主；對華中地區(qū)，該地區(qū)水資源豐富，在高速下降情景下，其水電裝機將保持年均1.1%的速度增長，且風電和太陽能技術的大力發(fā)展會替代部分燃煤發(fā)電技術，使得2060 年風電和太陽能技術將分別占該地區(qū)總裝機容量的15.2%和44.0%；南方地區(qū)的可再生能源發(fā)電技術發(fā)展較快，在高速下降情景下，預計2030 年該地區(qū)燃煤技術裝機容量占該地區(qū)總裝機容量的16.2%，2060 年將降至3.8%，屆時，該地區(qū)電力主要來自清潔能源；對西北地區(qū)，盡管太陽能發(fā)電技術投資成本下降速度比風電快，但風電技術利用小時數高于太陽能技術，所以風電在西北地區(qū)得到大力發(fā)展。預計到2030 年，當風電技術投資成本下降22.0%時，西北地區(qū)風電裝機容量將達到8.9 億千瓦，約占該地區(qū)總裝機容量的59.4%，到2060 年，西北地區(qū)發(fā)電裝機容量基本為可再生能源，在可再生能源成本高速下降情景下，該地區(qū)風能和太陽能技術裝機容量分別占66.1%和32.7%；對東北地區(qū)，若風電技術投資成本下降34.5%，2060 年該地區(qū)風電裝機容量將達到9.6 萬億千瓦，且由于風能和太陽能技術的增加，2060 年東北地區(qū)將不再使用燃煤發(fā)電。

（二）區(qū)域間可再生電力調度情況分析

跨區(qū)電力傳輸有利于統(tǒng)籌協(xié)調全國和區(qū)域間能源資源使用?？稍偕茉赐顿Y成本下降可促進清潔電力跨區(qū)域傳輸。由前文分析可知，在可再生能源成本低速、中速和高速下降情景下，2060 年，區(qū)域間電力傳輸總量將分別達到1.51 萬億千瓦時、1.60 萬億千瓦時和1.78 萬億千瓦時，占當年總發(fā)電量的11.4%，12.0%和13.4%。其中，西北地區(qū)對外輸電方向最多，分別向華中、華東和南方地區(qū)輸出風電和太陽能電。在可再生能源成本高速下降情景下，西北地區(qū)2060 年輸出電量將達到1.03 萬億千瓦時，占全國跨區(qū)清潔電力輸出總量的57.6%。華東地區(qū)是主要的電力調入區(qū)域，到2060 年，其輸入電量將達到0.78 萬億千瓦時，占該地區(qū)用電總量的26.5%。華中地區(qū)的跨區(qū)輸入、輸出電量均較大，但輸入電量高于輸出電量，到2060 年，若風能和太陽能投資成本分別下降34.5%和66.8%，則華中地區(qū)將凈輸入電量863.3 億千瓦時。南方、東北地區(qū)則分別是凈輸入、凈輸出電量區(qū)域。

從發(fā)電情況來看，不同時間及情景下我國各區(qū)域發(fā)電構成呈不同狀態(tài)?？傮w而言，隨著可再生能源成本不同程度下降，2060 年全國可再生能源發(fā)電比例介于65.6%-77.6%范圍之間。在可再生能源成本高速下降情景下，2060 年華北地區(qū)可再生能源發(fā)電占比達到60.0%；由于可再生能源資源稀缺，華東地區(qū)燃煤發(fā)電仍然較多。在可再生能源成本低速下降情景下，2060 年華東地區(qū)燃煤發(fā)電量約占該地區(qū)用電量的47.8%；華中地區(qū)擁有豐富的水資源，2060 年水電占該地區(qū)總發(fā)電量的50.7%；隨著風電成本優(yōu)勢凸顯，2060 年南方地區(qū)風電將達到1.0 萬億千瓦時，占該地區(qū)總發(fā)電量的33.5%，風電快速發(fā)展取代了該地區(qū)的部分燃煤發(fā)電；由于西北地區(qū)擁有豐富的風電和太陽能資源，在高速下降情景下，2060 年該地區(qū)風電和太陽能發(fā)電占比分別達到67.7%和27.8%；在低速和中速下降情景下，東北地區(qū)以風電為主，但在高速下降情景下，隨著太陽能投資成本降幅增大，2060 年該地區(qū)太陽能發(fā)電占比將達到34.2%。

（三）電力行業(yè)二氧化碳減排潛力分析

圖2 展示了不同情景下電力行業(yè)CO2排放及減排情況。從左圖可以看出，可再生能源投資成本下降可以推動電力行業(yè)碳排放盡早達峰。若可再生能源投資成本保持不變，則電力行業(yè)最早可在2042 年達到56.6億噸的排放峰值；在可再生能源投資成本低速和中速下降情景下，電力行業(yè)碳排放可分別于2035 和2029 年達峰，峰值分別為49.7 億噸和43.9 億噸；若可再生能源投資成本高速下降，電力行業(yè)就有望于2023 年達到碳排放峰值，排放量為41.5 億噸，而后逐步減少。可以看出，僅降低可再生能源投資成本難以在2060 年實現電力行業(yè)層面的碳中和。右圖陰影部分表示由可再生能源成本變化帶來的減排潛力，由于在2025 年之前可再生能源成本優(yōu)勢還未明顯凸顯，故不同情景下減排潛力差異不大。而2025 年后，可再生能源成本優(yōu)勢在西北、華北、東北等部分地區(qū)逐步顯現，所以電力行業(yè)減排量在2025 年后隨著可再生能源發(fā)電份額的增加而增加。若可再生能源投資成本維持高速下降，規(guī)劃期內電力行業(yè)年均減排19.3億噸，至2060 年，電力行業(yè)累計減排潛力在291.8 億-831.0 億噸范圍內，可見減排程度與可再生能源成本下降幅度密切相關。

圖2 電力行業(yè)碳排放及減排潛力

（四）電力行業(yè)技術發(fā)展路徑分析

表7 展示了不同情景下全國電力行業(yè)技術發(fā)展路徑。由表中數據可知，若提升火電技術效率的同時大力發(fā)展可再生能源發(fā)電技術、降低可再生能源投資成本，在由低到高下降情景下，全國發(fā)電裝機容量在2030年、2050 年和2060 年將分別介于36.4 億-41.8 億千瓦、62.4 億-65.7 億千瓦和68.1 億-80.8 億千瓦之間。從裝機結構來看，2060 年煤電裝機份額將降至6.3%-9.5%。受投資成本下降的影響，風電技術裝機容量在2030 年和2060 年分別位于8.5 億-17.6 億千瓦、34.2 億-44.5 億千瓦范圍內，太陽能技術裝機容量在2030 年和2060 年分別位于9.0 億-13.4 億千瓦、19.6 億-22.9 億千瓦范圍內，風電技術發(fā)展時間將早于太陽能技術，開放容量也多于太陽能技術。在可再生能源高速下降情景下，2030 年全國裝機容量有望突破40 億千瓦，比當前翻一番。至2060年，全國累計裝機容量有望突破80 億千瓦，其中風、光、水等可再生能源發(fā)電裝機約72.8 億千瓦，且新增裝機基本來自可再生能源發(fā)電技術，2060 年可再生能源裝機份額約90.8%。總體而言，可再生能源成本下降越多，煤電裝機份額越低，可再生能源對傳統(tǒng)化石能源的替代就越顯著，也越有利于電力系統(tǒng)綠色轉型。

表7 不同情景下電力行業(yè)技術發(fā)展路徑

六、研究結論與政策建議

（一）研究結論

1.可再生能源成本下降越快，對傳統(tǒng)燃煤發(fā)電技術的替代就越顯著

可再生能源資源相對豐富的地區(qū)，如西北、南方、東北地區(qū)，當可再生能源投資成本大幅下降時，其傳統(tǒng)燃煤發(fā)電技術將大量被風電、太陽能等可再生能源發(fā)電技術替代。具體而言，若2060 年風能和太陽能投資成本分別相對2015 年下降34.5%和66.8%，西北和東北地區(qū)就將不再使用燃煤技術發(fā)電；若2060 年風能和太陽能投資成本分別相對2015 年下降19.5%和42.9%，那么西北和東北地區(qū)燃煤技術分別為0.1 億千瓦和0.2 億千瓦。

2.受資源條件和可再生能源成本變化影響，未來各區(qū)域發(fā)電裝機結構差異較大

風電和太陽能技術在華北、西北地區(qū)有較大發(fā)展；南方和華中地區(qū)的水電居多；受到廠址資源限制，核電主要在華東、東北和南方地區(qū)發(fā)展。2060 年，所有地區(qū)可再生能源發(fā)電裝機將超過50%。若可再生能源投資成本高速下降，那么2060 年華北地區(qū)風電技術裝機占比為58.4%，西北地區(qū)風電技術裝機占比為66.1%。在高速下降情景下，2060 年，東北地區(qū)的核電裝機最多，占全國核電裝機總量的63.2%，華中地區(qū)的水電最多，占全國水電裝機的44.0%。

3.可再生能源投資成本下降程度會影響清潔電力跨區(qū)域傳輸規(guī)模成本下降越多，電力跨區(qū)域傳輸規(guī)模也越大。2060 年，在可再生能源成本低速、中速和高速下降情景下，區(qū)域間電力傳輸總量分別為1.51 萬億千瓦時、1.60 萬億千瓦時和1.78 萬億千瓦時，各占當年總發(fā)電量的11.4%，12.0%和13.4%。西北地區(qū)是主要的電力輸出地區(qū)，在可再生能源成本高速下降情景下，將對外輸出清潔電力1.03 萬億千瓦時。華北地區(qū)主要向華中和華東兩個地區(qū)送電。在高速下降情景下，2060 年華北地區(qū)對外送電比低速下降情景多22.1%，比中速下降情景多12.7%。東北和華中地區(qū)對外送電也將隨著可再生能源投資成本的下降而增加。

4.可再生能源投資成本下降將推動電力行業(yè)碳減排若可再生能源投資成本保持不變，那么在現有政策趨勢下，電力行業(yè)減排壓力較大，最早可在2042 年達到56.6 億噸的排放峰值。但若可再生能源成本高速下降，則可再生能源技術有望憑借成本優(yōu)勢得到大力發(fā)展，可推動電力行業(yè)在2023 年達到41.5 億噸的碳排放峰值。此外，隨著可再生能源投資成本不同程度的下降，規(guī)劃期即2018-2060 年內電力行業(yè)累計碳減排量位于291.8 億-831.0 億噸范圍內。全國發(fā)電裝機容量有望于2060 年突破80 億千瓦，其中風電和太陽能發(fā)電技術裝機容量占比約83.4%。若可再生能源投資成本維持低速下降，則2040 年前以發(fā)展太陽能技術為主，2040 年太陽能和風電技術裝機容量分別為19.9 億千瓦和18.8 億千瓦，占總裝機容量的37.8%和35.6%。若可再生能源成本保持中高速下降，則風電技術先于太陽能技術發(fā)展。在高速下降情景下，2045 年風電技術裝機容量占比超過50%，太陽能技術裝機容量占比為27.5%，而后緩慢增至2060 年的28.4%。

（二）政策建議

1.降低可再生能源投資成本，提高競爭優(yōu)勢投資成本大幅下降將推動可再生能源大力發(fā)展，提升電力行業(yè)減排潛力。若2060 年風電和太陽能投資成本分別下降34.5%和66.8%，全國可再生能源發(fā)電裝機容量占90.8%。因此，為保證電力充分供應的同時能夠實現煤電技術與可再生能源發(fā)電技術競爭協(xié)調發(fā)展，建議通過市場化手段，使我國發(fā)電技術裝機容量至2030 年、2050 年和2060年分別增加到41.8 億千瓦、65.7 億千瓦和80.8 億千瓦。

2.轉變能源結構，推廣清潔能源發(fā)電技術華北、東北、西北地區(qū)應大力推廣風電和太陽能發(fā)電技術，以期至2060 年這三個地區(qū)風電和太陽能技術裝機容量分別占全國風電和太陽能技術裝機容量的83.1%和71.0%；而南方和華中地區(qū)則應增加水電技術，保證到2060 年這兩個地區(qū)水電技術裝機容量為4.7 億千瓦，占全國水電裝機的85.9%。東部沿海地區(qū)可以利用地理位置優(yōu)勢，安全推廣核電技術。

3.加大支持力度，促進區(qū)域間清潔電力傳輸規(guī)模為促進區(qū)域間清潔電力調度，建議政府部門通過鼓勵企業(yè)加大可再生能源發(fā)電技術的研發(fā)力度或完善專項補貼等手段降低企業(yè)成本。2060 年，當風電和太陽能技術投資成本分別比2015 年下降19.5%和42.9%時，跨區(qū)域清潔電力傳輸量將達到1.51 萬億千瓦時；若分別比2015 年下降34.5%和66.8%時，跨區(qū)域清潔電力傳輸量將增加18.2%。因此，降低可再生能源投資成本可促進區(qū)域間清潔電力調度，西北、華中和華北地區(qū)是可再生資源較為豐富的地區(qū)，在大規(guī)模建設可再生能源發(fā)電技術的同時，也要注意電網的建設、清潔電力的接入和充分利用。