中国宏观经济研究院能源研究所CETO2025 课题组
精华速览：
保持稳定、持续的经济增长，是中国实现现代化目标的内在要求。在这一背景下，中国经济规模的增长和经济发展质量的提高，都将对中国能源需求的规模和品质提出更高要求，也对中国能源供应的安全性提出更高要求。中国能源转型展望（CETO）2025 课题组在此背景下，通过深入分析“基准碳中和情景”（ BCNS）和 “理想碳中和情景”（ICNS），对2060 年前中国能源系统净零碳排放路径进行了系统性分析，得出十个重要结论。
保持稳定、持续的经济增长，是中国实现现代化目标的内在要求。在这一背景下，中国经济规模的增长和经济发展质量的提高，都将对中国能源需求的规模和品质提出更高要求，也对中国能源供应的安全性提出更高要求。
中国经济发展已由高速增长阶段转向高质量发展阶段，中国城市发展正从大规模增量扩张阶段转向以存量提质增效为主的阶段。展望未来，为满足人民对美好生活需要、积极发展新质生产力，中国将形成一系列新产业、催生诸多新模式， 推动工业、建筑、交通运输等领域用能规模和用能方式发生一系列前所未有的新变化， 为中国经济社会发展注入新动能。与此同时， 传统产业还将维持一定发展规模， 近中期内还离不开较大规模的能源消费规模作为支撑。
能源作为经济社会发展的重要物质基础和动力源泉，在实施能源转型过程中， 必须要把能源安全放在突出位置，统筹好能源转型过程中“量的合理增长与质的有效提升”，才能更好地支撑经济社会高质量发展和现代化国家建设。在中国经济社会发展展望的基础上， 中国能源转型展望（CETO）2025 课题组通过深入分析“基准碳中和情景” （BCNS）和“理想碳中和情景”（ICNS）， 对2060 年前中国能源系统净零碳排放路径进行了系统性分析，得到十个重要结论。
一次能源需求先增后降，能源结构出现颠覆性变化
从长期趋势看，一次能源需求在近中期将继续增长，在远期可稳中有降。模型分析表明，按发电煤耗法计算，中国2060 年一次能源需求为56.7 亿—58.7 亿吨标准煤，BCNS 情景下一次能源需求在2035 年左右达到峰值，ICNS 情景下一次能源需求在2040 年左右达到峰值，两种情景下，2060 年一次能源需求基本回落到2024 年水平。按电热当量法计算，中国2060 年一次能源需求为34.3 亿—34.8 亿吨标准煤，BCNS 情景下一次能源需求在2030 年左右达到峰值， ICNS 情景下一次能源需求在2030 年前达到峰值，2060 年时一次能源需求低于2024 年水平。按发电煤耗法和电热当量法计算出现的差异，主要是由于前者将风电、光伏、水电、核电等一次电力消费量按燃煤发电进行折算。
非化石能源与化石能源的比重将出现颠覆性变化。按发电煤耗法计算， 中国2024 年非化石能源消费比重为19.8%， 持续规模开发风能、太阳能、水能、生物质能、核能等非化石能源，2060 年时非化石能源比重将提高到90.2%—91.5%。考虑到2060 年时发电用煤规模非常小，发电煤耗法不再适用于届时的情景，2060 年按电热当量法计算的非化石能源比重为85.4%—87.8%。强化国际合作，将会使中国2060 年的一次能源消费需求有所增加，非化石能源的比重也会进一步提高。
从未来五年发展看，中国一次能源需求将继续增长，非化石能源比重持续提升。模型分析表明，按发电煤耗法计算，一次能源需求将继续保持增长。非化石能源占一次能源消费的比重将从2024 年的19.8% 提高到2030 年的25% 左右。按电热当量法计算，2024 年一次能源消费量为54.1 亿吨标准煤，未来五年基本保持稳定。
“节流、开源、移除”三管齐下， 能源系统有望率先实现净零碳排放
从长期趋势看， 需统筹推进能源系统“ 节流、开源、移除” 三个途径。2021 年，中国能源活动碳排放占中国二氧化碳排放总量的87%（不包括森林碳汇），因此能源转型是中国实现碳达峰碳中和的决定性因素。分析表明，降低能源系统的二氧化碳排放主要有三个途径： 一是节流，节约能源和提高能效；二是开源，开发非化石能源；三是移除，开展二氧化碳捕集、利用与封存。
模型分析表明，受技术和经济性等因素制约，2045 年之前，二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS） 等负碳技术很难发挥重要作用。需要持续通过强化节能以防止能源需求过快增长，使人均能源消费控制在5.1 吨标准煤以内，并不断提升可再生能源和核能的发展规模，实现非化石能源对化石能源的全面、深度替代。
在2045 年之后需要结合火电、生物质发电、工业生产等领域大规模应用CCUS 技术，并探索应用空气直接捕集技术（DAC）。到2050 年时，BCNS 情景下CCUS 对降碳的贡献为7%，ICNS 情景下则为52%。到2060 年时，CCUS 应用规模达到12.4 亿—14.1 亿吨/ 年，BCNS 情景下基本依靠CCUS 实现降碳，DAC 对降碳的贡献基本忽略不计；ICNS 情景下CCUS 对降碳的贡献为54%，DAC 的贡献为46%，DAC 技术能发挥更大的作用。在负碳技术的支持下，能源领域有望在2060 年前实现净零碳排放。
在BCNS 情景下，中国能源系统在2058—2059 年可实现净零碳排放， 在ICNS 情景下，中国能源系统实现净零碳排放的时间有可能提前到2052—2053 年。因此， 能源转型可以为中国实现2060 年之前碳中和愿景发挥决定性作用。通过强化国际合作，ICNS 情景下中国“开源、节流、移除”的力度更大、效果更为显著。
从未来五年发展看，降低碳排放主要依靠“节流”和“开源”，“移除”的贡献不超过1%。从“节流”方面看，按发电煤耗法计算，中国需要继续强化节能工作， 力争使2030 年一次能源需求低于线性发展趋势下的74 亿吨标准煤。从“开源”方面看，2030 年非化石能源比重要达到25% 左右，通过大力发展非化石能源并替代化石能源，推动煤炭和石油消费达峰。在“移除”方面，预计2030 年能源系统开展的CCUS 项目规模达到510 万—730 万吨，占能源相关二氧化碳排放的0.1% 以下。
一以贯之坚持节能优先
从长期趋势看，在化石能源时代和可再生能源时代，都要一以贯之坚持节能优先。模型分析表明，BCNS 情景下， 在以化石能源为主体的阶段，要不断提高化石能源的使用效率，降低能源成本。在非化石能源为主体的阶段，也要坚持节能优先。从目前的技术水平看，在可再生能源为主体的时代坚持节能优先，主要原因有四个方面：一是减少对国土空间的需求。风光等非化石能源的自然禀赋决定其能量密度偏低，提高能源效率有利于降低对用地用海、屋顶面积的需求，减少噪声污染、对自然景观的影响，实现人与自然和谐发展。二是降低对镍、钴、锂等关键矿产的进口依赖。光伏、电化学储能、风电等设备需要镍、钴、锂等关键矿产作为支撑，但中国关键矿产资源稀缺，降低对关键矿产进口依赖程度有助于保障国家能源安全。三是降低能源系统平衡难度。随着能源供应侧风电光伏比重提高、能源需求侧服务业电力需求比重持续提高，未来电力需求的季度负荷峰值高、谷值更低，日负荷曲线会向“鸭子曲线”甚至“峡谷曲线”转变，在极端天气现象发生时更要提供充足的应急保障。节能和提高能效有助于降低电力峰值负荷， 保障电力系统安全。四是降低能源转型成本。国土空间要素保障、关键矿产进口、应对电力峰值负荷挑战， 相关费用支出都会增加并抬高转型成本。因此， 中国作为全球人口大国， 要始终把节能放在优先位置，才能更顺利地推动能源转型。
从未来五年发展看，要持续推动全社会能源效率稳步提高。模型分析表明， 从2024 年到2030 年， 吨钢综合能耗、水泥综合能耗、电解铝交流电耗将下降3%—5%，火电厂供电煤耗将下降到300 克标准煤/ 千瓦时以下，数据中心电源使用效率（PUE）将下降到1.3 以内。
终端电气化和可再生能源集成发展将重构能源消费方式
从长期趋势看，可再生能源与高度电气化的终端用能系统就地就近集成发展，是未来用能领域的主要形态。从电气化的角度看，2060 年中国全社会用电需求将达到21.2 万亿—22.6 万亿千瓦时。工业、建筑、交通运输等终端部门可再生能源强制消费和自愿消费加快推进，用能将从化石燃料直接燃烧为主，向电力、氢能、生物质能等二次能源和零碳能源转变。2024 年，电力占终端能源需求的比重为28.8%、氢能需求的比重几乎忽略不计， 预计2060 年狭义电气化率将提高到64%—67%、氢能比重将提高到10%—12%。从可再生能源集成发展看， 以零碳园区、绿电直连， 光储直柔建筑等为代表的可再生能源集成发展，把风电、光伏、环境能（如空气源热泵、水源热泵）与工业、建筑、交通运输领域能源消费深度集成在一起，实现可再生能源“就地开发、就地利用”，减少对大电网、大热网的依赖。零碳园区、零碳村镇、光储直柔建筑等新型零碳模式，将在空间上打造出星星点点的“零碳之火”，为中国能源革命注入新活力，最终实现能源全面转型。
从未来五年发展看， 电能替代将进入加速阶段、绿氢消费规模将持续提高。模型分析表明， 随着风光储氢等协同发展水平提升，中国2030 年电力占终端消费的比重将提高到35%— 36%， 绿氢在终端部门的消费规模将从2024 年的10 万吨左右提高到150 万—220 万吨。新能源并网和离网制氢等新模式加快发展， 绿色氢氨醇综合产业基地和跨省区输送设施启动建设， 绿氢市场需求将逐步提高。国家级零碳园区、各省级零碳园区工作持续推进， 产业园区减污降碳协同增效， 加快绿电就地就近开发利用， 实现更高比例“ 以绿制绿”， 预计到2030 年终端能源集成发展将成为新能源发展的重要方式。
五个阶段持续发力，推动风光成为电力供应主体
国际经验表明（IEA, Integrating Solar and Wind, 2024），随着未来新能源发电比重持续提高，虽然电能量成本会明显下降，但电力系统运行成本将明显上升，维持电网安全的难度逐渐提高。以风光发电量之和占全部发电量比重作为表征指标，以全方位提高电力系统调节能力为主要方向，中国电力系统转型可分为五个阶段：
第一阶段是风光发电的极低比例阶段（以全国平均水平而言，风光发电量之和占全部发电量的比重低于5%）。在这个阶段，风光发电对全国电力系统影响有限，传统电源仍居主导地位。煤电等传统电源技术成熟，出力稳定，电网侧接入压力小，电力系统调节能力主要依赖煤电的调节能力，新型调节资源占比小，电力系统运行成本受煤炭、天然气等化石燃料价格波动的影响大。
第二阶段是风光发电的低比例阶段（以全国平均水平而言，风光发电量之和占全部发电量的比重约为5%—20%）。在这个阶段，风光发电对电力系统运行影响开始显现（如需要机组启动速度更快、更频繁等），电力“净负荷”（扣除风光发电出力后的负荷）与负荷需求的差异日趋明显，部分地区形成“鸭子曲线”。通过加强电力预测，以及更好地利用灵活煤电等现有电力系统资源，就能保障电力系统安全。
第三阶段是风光发电的中等比例阶段（以全国平均水平而言，风光发电量之和占全部发电量的比重为20%—40%）。在这个阶段，大规模风光发电决定电力系统的运行方式，风光间歇性和波动性对电力系统不确定性的影响进一步加大， 电力净负荷曲线日趋陡峭，部分地区电力净负荷曲线变成“峡谷曲线”，电力现货市场开始出现零电价和负电价，持续增大的电力供需两端波动需要全方位提高电力系统的调节能力（仅依靠传统的电力装备和运行调控方式已无法保障电力系统安全）。电力调度对火电机组的调节深度、爬坡速度、启停时间等提出更高要求，对投资建设各类电力系统调节资源提出更高需求。
第四阶段是风光发电的较高比例阶段（ 以全国平均水平而言， 风光发电量之和占全部发电量的比重为40%— 60%）。在这个阶段， 各地风光发电装机超出负荷需求， 能够实现一定时段全面满足电力需求，电力系统规划运行方式面临全新挑战。燃煤发电全面转型成为调节型电源并探索利用低碳零碳燃料，燃气发电更频繁地参与电网调节， 新型调节资源需求快速增长， 灵活电制热、电制氢规模化发展。在这个阶段，电能量成本持续下降，但电力辅助服务、备用容量成本提高，同时电网电压、频率等控制难度大幅增加，导致电力系统运行成本增加，需要总体建成新型电力系统和与之适应的新型电力市场体系。
第五阶段是风光发电的高比例阶段（以全国平均水平而言，风光发电量之和占全部发电量的比重超过60%）。在这个阶段，风光成为电源装机和发电量的绝对主力，并远高于负荷需求。燃煤机组全部为调节电源或应急备用电源，部分燃煤机组改造为零碳燃料，需要大规模部署储能等新型调节资源，并通过大规模电制氢、电制合成燃料、电制热等措施将电力转换为绿氢、绿色合成燃料、绿色热力等零碳二次能源，解决风光发电冗余和长时储能困难问题。在这个阶段，发电侧成本继续下降，或已接近“零成本”，但辅助服务成本、容量机制/ 市场成本、电力系统运行成本在电力成本中占据重要地位，电价与绿氢价格、绿色合成燃料价格、绿色热力价格将实现动态互动。以净零碳排放为特征的新型电力系统全面建成，同时电力系统与热力系统通过储热、储电和热电转换实现深度耦合，能源系统综合安全性达到极高水平。
从长期趋势看，构建以风电、光伏为主体的绿色能源供应系统是实现净零碳排放的核心举措。2025 年前7 个月中国风光发电量占比达到25%，标志着中国开始进入第三阶段（风光发电的中等比例阶段）。BCNS 情景下，2030 年后中国将进入第四阶段（风光发电的较高比例阶段），2040 年后将进入第五阶段（风光发电的高比例阶段）。
从发电量看，2060 年全国发电量为21.2 万亿—22.6 万亿千瓦时，其中可再生能源发电量占比为92% 左右，风光发电量占比为77% 左右。2060 年，核电发电量为1.6 万亿千瓦时左右，水电发电量为2.1 万亿—2.2 万亿千瓦时，风电发电量为10.3 万亿—10.6 万亿千瓦时，光伏发电量为5.9 万亿—7.1 万亿千瓦时，生物质能发电量为1.2 万亿千瓦时左右。
从装机容量看，2060 年中国发电总装机容量为104.5 亿—110.4 亿千瓦，是2024 年的3 倍左右。其中，可再生能源发电装机容量占比为92%—95%，风光装机容量之和为88.4 亿—97.2 亿千瓦。预计2060 年，中国核电装机容量为2 亿千瓦左右，常规水电装机容量为5.5 亿—5.9 亿千瓦，风电装机容量为32.2 亿—33.4 亿千瓦（其中，海上风电比例为10%— 16%），光伏装机容量为55 亿—65 亿千瓦， 生物质发电装机容量（包括不加装CCS 和加装CCS 两类）为2.2 亿—2.3 亿千瓦。
从未来五年发展看，中国将全面进入第三阶段，部分地区进入第四阶段， 维持电力系统平衡将面临更多挑战。模型分析表明，2030 年后， 风光发电的中等比例和较高比例阶段的特征更加明显，增加电力系统调节能力的需求更迫切。从装机规模看，2030 年风电光伏发电装机规模比2024 年翻一番，火电装机规模（包括煤电和天然气发电两类）适度增长， 为电力系统提供“ 顶峰发电能力”。核电装机规模持续扩大， 到2030 年在运核电装机规模跃居世界第一。核电技术迭代与创新， 快堆、高温气冷堆等技术有望实现规模化应用，核能安全性、经济性和资源利用率不断提升。应用场景不断拓展， 核电提供电力系统调节能力、区域供热等场景逐步成熟，核能综合利用水平持续提升。
分散式风电和分布式光伏是城乡能源转型的重要支柱
从长期趋势看，分散式风电和分布式光伏将在全国风电光伏发展中占据半壁江山，特别是城镇和乡村将成为就地就近绿色能源供应的支柱。模型分析表明，从发展规模看，中国风电的装机容量将从2024 年的5.2 亿千瓦提高到2060 年的32.2 亿—33.4 亿千瓦， 其中陆上分散式风电装机容量将从2024 年的不到2000 万千瓦提高到2060 年的9.2 亿千瓦左右，占全部风电发电装机容量的28%—29%。
中国光伏装机容量将从2024 年的8.9 亿千瓦提高到2060 年的55 亿— 65 亿千瓦， 其中分布式光伏装机容量将从2024 年的3.7 亿千瓦提高到2060 年的30.4 亿—32.8 亿千瓦， 占全部光伏发电装机容量的50%—55%。就地就近开发利用的分散式风电和分布式光伏， 将为越来越多的城乡居民提供电力服务。
从未来五年发展看，分散式风电和分布式光伏将进入快速发展时期。模型分析表明，从发展规模看，分散式风电装机为1 亿—1.1 亿千瓦，分布式光伏装机为8.1 亿—9.9 亿千瓦。未来五年加速发展分布式光伏和分散式风电，需克服在项目管理、并网接入、融合发展、要素保障、参与电力市场等方面的一系列挑战。
调节能力是提升电力系统安全和韧性的关键支撑
从长期趋势看，电力系统平衡需要以多元化供应满足多元化需求。模型分析表明，从调节能力看，为了保障电力系统安全，2060 年中国电力系统调节能力进一步提高到49.7 亿—58.1 亿千瓦， 电制氢和电制合成燃料、电化学储能、车网互动和抽水蓄能将成为主要调节资源，电力系统对煤电等传统调节电源的依赖程度将显著降低。
2060 年，电制氢和电制合成燃料提供的调节能力为17.4 亿—21.8 亿千瓦， 占电力系统全部调节能力的35%—38%， 电制氢和电制合成燃料参与电力实时平衡的同时，将承担电力“跨季节调节” 任务。2060 年， 储能电站在电源、电网、用电侧实现大规模普及，电化学储能装机容量为8 亿—10 亿千瓦，占全部调节能力的16%—17%。2060 年，电动汽车保有量为4.8 亿—5.4 亿辆，车网互动【电动汽车智能有序充电、双向充放电（V2G）】提供的调节能力为7.5 亿— 9.2 亿千瓦， 占全部调节能力的15%— 16%。2060 年，抽水蓄能装机容量为4 亿—5 亿千瓦，占全部调节能力的8%— 9%。在风电、光伏发电比重更高的地区，当地电力系统调节能力的建设需要进一步加强。
从电力系统运行模拟看，以BCNS 情景下的2060 年冬季典型周为例，白天日照充足时，光伏出力快速上升；在夜间，光伏出力为零、风电出力较大。在白天，当发电出力超过基础电力负荷时，抽水蓄能、电化学储能、电制氢和电制合成燃料、车网互动和需求侧响应资源开始启动，峰值时，上述调节资源合计提供的调节能力占峰值负荷的比重可达37%。在夜间， 当风电出力增加时，电制氢和电制合成燃料的用电量增加， 占全部电力负荷的比重也达20% 左右。在风电出力较低时，抽水蓄能、电化学储能和V2G 开始大量放电， 出力合计占全部电力负荷的比重为18% 左右。
从未来五年发展看，尽管抽水蓄能装机规模将稳步提高、电化学储能较快发展，但电力需求增长较快，仍需煤电提供更加强有力的电力系统调节和顶峰能力作为支撑。模型分析表明，从调节能力看，2030 年中国电力系统调节能力为23 亿—25 亿千瓦。其中， 煤电、气电等提供调节能力为16 亿千瓦左右， 占全部调节能力的65%—71%。电化学储能装机容量为2 亿千瓦左右，占比为8%—9% ；电制氢和电制合成燃料提供的调节能力为1.4 亿—2.3 亿千瓦， 占比为6%—9% ； 抽水蓄能装机容量为1.4 亿—1.8 亿千瓦， 占比为6%—7% ； 车网互动提供的调节能力为0.6 亿—0.7 亿千瓦，占比为3% 左右。
从电力系统运行模拟看， 以ICNS 情景下的2030 年冬季典型周为例， 清晨随着太阳升起，发电出力逐步超过基础电力负荷，煤电机组启动向下调节， 早晨8 时至12 时， 煤电出力累计降低32% 左右。傍晚随着太阳落山、用电高峰来临，发电出力无法满足基础电力负荷需求，煤电机组启动向上调节，傍晚4 时至8 时，煤电出力累计增加30% 左右。傍晚风电出力较低时，抽水蓄能、电化学储能和V2G 开始大量放电， 出力合计占全部电力负荷的比重为10% 左右。通过在局部地区适当提高火力发电的顶峰能力，确保实现区域电力安全， 特别是在“风和日不丽”的极端情况下， 更需要煤电对电力系统安全发挥托底支撑作用。
跨区互联、单元自平衡、多能融合成为未来电网发展趋势
从长期趋势看，跨区互联、单元自平衡、多能融合将成为未来电网发展的新要求。为了解决日益凸显的风光发电不确定性，中国电网发展的内在逻辑正在发生巨大转变，主要体现在三个方面： 一是在主干电网层面，要大力提高国家级大电网的互补、互济能力。通过构建“西电东送、东电西济；北电南送、南北互供”的全国大联网格局，解决西北风光发电资源与中东部用电负荷的区域不均衡问题。模型分析表明，2060 年，跨省跨区输电电量需求达到4.7 万亿— 5.4 万亿千瓦时，是目前的2—3 倍。二是在配电网、微电网层面，精细化打造各具特色的自平衡配电网单元。为充分适应未来分布式能源大规模发展，要打造村镇、工业、商业等自平衡单元，构建共同维护电力供应安全的新型电力平衡机制；三是在多能协同发展方面， 加强电力系统平衡与热力系统、交通运输充放电系统的耦合。面向未来的多能融合发展， 需要通过电蓄热、电制氢、车网互动等技术，使电网运行与电制热装备运行、热网运行、储热蓄热装置、氢氨醇生产储运、电动汽车充放电、重载卡车充放电等深度融合，形成电力、热力、交通运输全面融合的网络新生态。
从未来五年发展看，持续推进跨区输电通道建设和配电网升级改造是电网发展最重要的任务。模型分析表明，中国到2030 年跨省跨区输电电量需求将持续增长，“西电东送、北电南输”规模进一步扩大。到2030 年， 具备9.1 亿千瓦左右分布式新能源接纳能力、0.6 亿—0.7 亿千瓦电动汽车车网互动能力， 车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术加快推广； 基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型， 实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用， 有效促进分布式智能电网与大电网融合发展，较好满足分布式电源、新型储能及各类新业态发展需求。
能源与人工智能将深度融合，大力推动算力—绿色电力协同发展
从长期趋势看， 能源与人工智能（AI）将深度融合发展。能源电力是影响算力规模和效率的核心因素，AI 发展需要电力“量、价、质”支撑。从电力需求看，随着AI 等广泛应用，智能算力等建设将带来电力需求持续增长， 将成为用电规模最大的行业之一。从成本看， 当前用能用电在算力产业运营成本中的占比已从5 年前的约30% 提升至约60%， 未来将进一步提升， 能源电力成本比重提高将推动算力向能源“ 价格洼地” 迁移。从减少排放看， 算力发展需要绿色电力支撑， 从而减少AI 应用带来的温室气体排放。同时，能源领域人工智能技术将在电网、新能源、水电、火电、核电、煤炭、油气等多场景大规模应用，实现跨领域、跨行业、跨业务场景赋能，助力新型能源体系建设。
从未来五年发展看，要大力推动算力—绿色电力协同发展。在智能算力快速建设拉动下，2030 年全国算力发展新增电力需求可能达到6000 亿千瓦时甚至更高。大力推动算力—绿色电力协同发展，发展以高绿电供给比例为特征的绿色算力，是推动算力产业高质量发展的关键举措，也是加速能源低碳转型的重要路径，将为经济社会全面绿色转型提供强劲支撑。要统筹考虑算力发展对能源电力需求的时序、总量、布局和质量要求，推动“十五五”时期电力发展规划、新能源发展规划与算力发展规划深度衔接。加快发展“源网荷储一体化” 等新型绿电供给模式，在保障数据中心可靠供电的基础上进一步降低用电成本。深化节能降耗与综合能源利用，挖掘数据中心负载调节能力参与电力需求响应。以拓展人工智能与能源领域深度融合应用场景为主攻目标，在电力智能调控、能源资源智能勘探、新能源智能预测等方向取得突破，具身智能、科学智能等在关键场景实现落地应用，推动能源高质量发展。
能源转型将支撑经济高质量发展和就业改善
中国能源转型有利于促进中国产业向智能化方向加速转型升级。随着中国能源转型进程的推进， 以电力为代表的高品质能源比重持续上升， 为以人工智能应用为核心的中国产业智能化发展提供物质基础和运行环境。模型分析表明，在两种情景下，中国工业、交通和服务业增加值形成过程中，电力作为中间使用的投入量均呈现持续增长态势。以BCNS 情景为例，2030 年电力在工业、交通和服务业中的投入量分别是当前的1.2、2.2 和2.2 倍，2060 年的投入量则分别是当前的1.7、4.9 和4.9 倍，为人工智能在工业、交通和服务业等部门大规模普及利用提供了可靠的能源保障。此外， 中国能源转型也有利于推动各行业技术进步。模型分析表明， 两种情景下， 技术进步对中国经济增长的贡献率均保持在较高水平， 并在2050 年以后加速增长， 成为拉动中国经济增长的主要因素之一。
能源技术装备和产业发展对支撑中国能源转型、建设社会主义现代化强国具有重要意义。碳达峰碳中和背景下的能源转型，离不开能源科技创新和装备制造能力的提高。中国清洁能源相关产业发展规模持续扩大，预计到2060 年， 中国清洁能源产业规模将累计超过100 万亿元，为中国建设社会主义现代化强国发挥重要的支撑作用。
在能源转型的过程中，煤炭、火电等传统化石能源产业面临着转型挑战， 就业岗位减少导致职工转型安置压力增大，同时中远期传统能源产业的资本存量逐渐递减，发展新能源和建设新型能源体系有助于破局。但从整体情况看， 新能源产业将吸引更多投资，资本存量将快速增长，其中风电和太阳能发电增速和规模尤为突出。新能源持续快速发展将不断创造新的就业岗位，并为煤炭、石油、天然气和火电部门的职工安置提供新的就业岗位，缓解能源转型相关就业安置压力。
作者单位：中国宏观经济研究院能源研究所。本文摘编自中国宏观经济研究院能源研究所《中国能源转型展望2025》报告。