常规发电能源主要是煤炭，从供应看，2014年中国煤炭产量38.7亿吨，同比下降2.5%，2015年煤炭产量预计为38亿吨，同比下降1.8%。从长远看，随着结构调整力度的不断加大，煤炭需求增速放缓、供大于求的局面预计将长期存在。雾霾治理、生态环境压力和低碳发展的倒逼机制将使煤炭消费总量峰值时间明显提前。预计煤炭消费峰值将于2020年左右出现，而煤电装机容量将于2025年前达到峰值，其后进入总量递减阶段，定位由“电量供应主体”逐步转变为容量供应主体。
从新能源的发展来看，2014年，中国风电、太阳能发电装机已分别达到9700万千瓦、2500万千瓦，分别居世界第一、第二位。但与此同时，新能源资源富集地区负荷水平不高，总体市场空间有限，消纳面临很大困难。从全国范围来看，新能源电量占用电比重仍不到5%，区域性过剩和发展不平衡矛盾困扰着新能源的持续健康发展。
“十三五”期间，中国水、核、风、太阳能等非化石能源发电仍将快速发展，常规水电新增装机规模或将达到0.6亿千瓦以上，核电约0.3亿千瓦，风电约1.4亿千瓦，太阳能发电1.1亿千瓦。发电量中，非化石能源发电的比重将上升至 28%左右，煤电降至 63%左右。到 2020年，非化石能源利用总量超过7亿吨标准煤，占一次能源消费比重超过15%，其中，转化为电力的非化石能源占84%。由此可见，电力在非化石能源的开发利用中始终居于中心地位。
预计到2030年，非化石能源占一次能源消费比重有望达到25%左右。其中风电、太阳能发电将得到大规模开发利用。届时，全国电源总装机将达到30.3亿千瓦，其中，非化石能源装机占比将从目前的32%提高到54%。未来，我国风电更多地布局在“三北”地区，太阳能以集中与分散相结合。考虑到负荷需求，调峰能力配置以及中东部地区环境治理等因素，风电、太阳能发电及西南大水电必须跨区输送，需要建设全国统一的大市场。
基于以上分析，未来我国将呈现大规模的可再生能源发电“西电东送”“北电南送”的电力流格局。预计2020年我国可再生能源跨区电力输送规模有望达到约2亿千瓦，2030年可再生能源电力流总规模有可能超过6亿千瓦。
未来我国能源电力供应结构面临的重大调整，决定了电力行业在助力能源行业尽早达到碳排放峰值的同时，其自身的碳排放峰值很可能晚于整个能源行业，预计到2025年左右排放强度将会快速大幅下降。
大气污染治理要求减煤和煤炭清洁高效利用，而转换为电力是煤炭实现清洁、高效、便捷利用的主要途径。中国煤炭用于发电的比例为51%，世界平均水平为62%，欧美发达国家则达到80%以上。在我国能源消费中，还有大量直接燃烧低效使用的煤炭。因此煤炭消费总量达到峰值后，非发电领域的煤炭消费仍将持续转移到电力行业，使得煤电发电量及相应的碳排放量在能源行业碳排放达到峰值后，还将保持一定时期的增长，出现峰值时间差。加快清洁替代将会缩短峰值时间差。
新能源大发展需要跨区输送和消纳
2030年之前，我国的非化石能源消费量占一次能源消费比重将快速上升，风电、太阳能发电得到大规模开发利用。综合考虑风电、太阳能发电资源经济性、当地负荷匹配程度、调峰电源布局以及中东部环境治理等因素，风电、太阳能发电跨区输送和配置势在必行。
“十三五”期间，预计全国西电东送、北电南送规模将显著增长，跨区输电通道的建设力度前所未有，全国联网强度须满足跨区域电力资源优化配置要求。驱动因素有3点：大气污染治理;新能源的开发输送;更大范围电力市场的建设需要。特高压交直流发展面临重大机遇，将在保障中东部地区电力供应、促进西部北部新能源消纳、治理雾霾等方面发挥重要作用。
未来电力的跨区供应和输送将逐步过渡到以清洁能源为主导，特高压直流主送新能源，提高清洁电力外送比重技术上可行，经济上合理。通过优化电源配比和运行方式安排，新能源电量可达总输送电量的85%以上，输电通道利用水平可达5500小时以上，输电落地电价比受端建设的新电源上网电价低约0.02元 /千瓦时以上，具有一定的竞争力。从中长期来看，特高压直流或柔性大容量直流100%输送新能源也具备可行性，输电通道利用小时数在5000~5500小时，输电到受端电价仍具有竞争力。
智能电网技术创新取得新进展，应用领域不断扩大。新能源、分布式能源的灵活接入与高效消纳，电动汽车、新型储能的推广应用，互动用电、智能用电的蓬勃发展，是推动智能电网技术普及和商业模式创新的重要引擎。可以预见，“十三五”跨区输电网和智能配电网都将得到长足发展，多年来困扰电网发展的“两头薄弱”问题将会明显改观。
加快建设抽水蓄能等灵活调节电源，将有助于未来清洁能源大发展。目前，主要发达国家煤电装机比例在40%以下，油气装机比例在15%以上，抽水蓄能装机比例在4%~9%之间，系统调峰能力较强。相比国外，我国煤电装机比重一直高达60%以上，燃气装机占比仅为4.4%，新能源装机比例仅为1.7%，电力系统调峰能力不足已成为制约新能源消纳的重要原因。促进新能源消纳，要加快抽蓄、燃气等调峰电源建设，挖掘常规火电机组调峰能力，充分利用水电、需方响应等多种形式的调峰资源，多措并举提高灵活调节能力。根据优化研究，预计到2020年，抽水蓄能、燃气等灵活电源比重应由2014年的5.8%提高到7%左右，2030年将达到10%左右。
