能源行業的碳排放有望在2025年左右達到峰值，達峰速度快于整個經濟體。根據氣候變化《巴黎協定》，中國承諾在2030年之前達到碳排放峰值。

對于2050年的遠期能源發展，國網研究院預測：到2050年，我國能源生產環節非化石能源占一次能源比重（能源清潔化率）超過50%；在能源消費環節，電能在終端能源消費中的比例（終端電氣化率）超過50%。

預計2020、2025、2035和2050年，非化石能源占一次能源比重將分別提升至15.8%，25.3%，31.8%和57.3%；電能占終端能源消費比重將分別提升至26.5%、31.4%、46.6%和51.7%。并且，考慮到能源效率提升和能源強度下降，預計終端能源消費將呈現先增后降的趨勢，在2035年達到峰值。

長期來看，清潔能源成為主體能源是大勢所趨。國網能研院預測，到2050年，75%以上的發電用能來自清潔能源，其中以風光為代表的新能源發電將成為第一大電源，發電量占比達到40%左右。

電能在終端能源消費中比重不斷提高是另一大趨勢。關于電力需求，在當日發布的《中國電力展望報告2019》中預測，2025年、2035年和2050年全社會用電量將達到9.4萬億-9.8萬億度、11.5萬億-12.5萬億度和12.4萬億-13.9萬億度。2018年，全社會用電量為6.9萬億。

“十四五”近在咫尺，能源電力項目建設往往歷時數年，需要超前布局，關于“十四五”的規劃思路的討論也是此次發布會多位專家提及的重點。

自“八五”期間就開始參與規劃工作的資深專家、中電聯副理事長王志軒表示，“十四五”面臨的電力轉型和相關規劃是最有挑戰的，過去的規劃主要解決短缺問題，今天雖然解決了長期短缺問題，但面臨的問題比過去更復雜。

針對電力消費出現的新特點，電力平衡問題正在引起重視。國家電網公司總經理助理趙慶波在會上介紹，由于東中部復合增長快，本地煤電建設受到嚴控，跨區特高壓通道送端配套電源建設滯后，2017、2018年，華北、華東、華中出現供電緊張局面，今年夏天未出現高溫，供需緊張情況有所緩解。預計2020年夏季高峰負荷期間，在不采取措施的情況下，華北、華東、華中電力缺口可能分別達到1000萬、800萬和1500萬千瓦。

各級電網高峰負荷持續時間較低，超過最大用電負荷95%的持續時間普遍低于24小時，對應電量不超過全年用電量的0.5%。因此他表示，負荷特性的變化需要推動電力規劃思路進行調整，隨著第三產業用電量比重上升，溫控負荷占比不斷提高等因素影響，負荷曲線尖峰化趨勢明顯，需要重新審視傳統按最大負荷平衡的規劃思路。

同樣是針對電力平衡問題，張運洲對“十四五”規劃的第一個建議就是將需求側資源納入電力平衡，據其測算，十四五期間需求側響應的潛力可達最高用電負荷的5%。工業和空調側，2025和2035年的削峰潛力約達6000萬和1.5億千瓦左右。張運洲表示，我國中東部地區十四五電力平衡面臨較大的壓力，需要充分挖掘需求側響應潛力。

另一大問題是新能源消納。張運洲建議要統籌考慮供應總成本和新能源利用率的平衡點。他表示，新能源平價上網不等于平價利用，如果單純追求低棄能率（如5%），反而會導致系統平衡成本和容量成本大幅增加。

煤炭在“十四五”的定位也是近期能源業界激辯的話題之一。在兩天的發布會和討論中，電網公司和發電公司的兩點共識是，煤炭需要加強其調節性電源的功能；合適的煤電機組應該安排延壽，避免新建。

關于其角色的變化，張運洲表示，未來電力平衡要大于電量平衡問題，當前我國電源結構中靈活性調節電源比重低，不足6%，“三北”地區不足4%，遠低于歐美等新能源發展水平高的國家。對靈活性資源供需形勢的研判顯示，國網經營地區“十四五”末靈活性資源需求達到7億千瓦，而煤電仍是最重要的供應主體，因此要優先發揮煤電的調節作用，持續推進煤電的靈活性改造。

煤電利用小時數正在逐年下降，經營情況惡化，而調節性電源的市場機制仍然不成熟。因此，張運洲也指出，當前的市場機制對調節性電源的刺激力度和補償成本力度不夠，當前的電力市場主要是電量市場，未來需要引入容量市場。

此外，電網公司和發電公司都希望對現有高效率的煤電機組延壽。張運洲表示，我國煤電經過多年發展，超低排放、大容量、高參數、煤耗等指標都很高，這些機組按照日本、美國經驗都可以延壽至40年甚至50年，推遲煤電退役對降低電力供應成本是最佳選擇。

關于煤炭未來的規模，張運洲表示，電力平衡和對其他電源的調節補償需求決定了煤電仍將發揮重要作用，相當長一段時間內，仍需在系統中維持12.5億-14億千瓦煤電裝機。根據國網能研院的預測，煤電裝機將在2030年達峰。