按照同样的思路，我们把未来我国新型电力系统发展分为四个阶段，在四十年时间内，大致以十年为一个阶段，走从控碳电力、降碳电力、低碳电力到近零碳电力之路。
【资料图】
(一)控碳电力阶段 ( 2021~ 2030年)
主要特征: 全国总发电量大幅增长，其中水风光核发电量占比提升到46%以上，同时根据发展需要合理建设先进煤电产能。
第一个十年，电力装机的增长应以风力发电、光伏发电为主，但为保障能源安全和产业链稳定，应坚持先立后破的原则，合理建设先进煤电产能，逐步淘汰落后煤电产能。电力装机规模增长和结构不断优化，碳基电力上升势头明显减缓。
在科技创新方面，2030年前突破效率28%以上的光伏电池、1.5万千瓦级海上风力发电机组、大功率高温气冷堆核电站等关键技术，为全国发电设施建设提供大功率、高效率的先进装备，并形成海上风力发电大规模利用成套技术;掌握并推广煤电机组灵活性改造和快速启停技术，推动抽水蓄能技术和可调节性水电技术进步。同时大幅提升上述技术的经济性和实用性，支撑可再生能源规模化发展和消纳。
(二)降碳电力阶段(2031~ 2040年)
主要特征:全国总发电量持续增长，其中水风光核发电量占比达到 62%以上煤电机组发电量转向下降，带动电力生产过程中二氧化碳排放量逐步下降。
第二个十年，应持续扩大电力供给总量，大力推动全国发电结构调整，煤电发展进入下行通道。第二个十年间，不再新建煤电机组并淘汰老旧落后机组，剩余煤电机组逐步改造为调节性电源机组，燃煤机组发电小时数也将有所下降。
在科技创新方面，2040年前突破效率30%的光伏电池、2万千瓦级海上风力发申机组、100万千瓦级新一代核电站及年处理 800吨乏燃料等关键技术，发电成本持续下降;V2G、大规模储能技术逐步推广应用，全部煤电机组完成灵活性改造
(三)低碳电力阶段( 2041~2050年)
主要特征:全国总发电量持续平稳增长，其中水风光核发电量占比提高到74%，稳定电源及新型电力技术将支撑系统可靠运行。
第三个十年，我国电力降碳进入“深水区”，应重点加强多元化电力装机建设平衡波动性发电和非波动性发电的装机比例关系。为了平抑大规模高比例风力发电和光伏发电的波动性影响，非波动性发电装机(包括水电、核电、太阳能热发电等其他非碳基发电和一部分煤电)承担电力调度和实时调节控制任务，同时推广应用可再生能源主动支撑、大规模电力储能、灵活性资源调控等一批新型电力关键技术，实现电力系统灵活、高效、安全、可靠运行。
在科技创新方面，2050年前突破效率30% 以上的光伏电池产业化技术、3万干瓦级海上风力发电机组技术，实现针基熔盐堆商业化、加速器驱动的先进核能系统(accelerator driven advanced nuclear energy system，ADANES )工业级标准化;由于大量煤电机组逐步退役，必须加大建设新型调节电源力度，低成本储热的太阳能热发电、P2X、度电成本0.12元/千瓦时以下的大规模储能技术将得到推广应用。
(四)近零碳电力阶段 ( 2051~ 2060年)
主要特征:全国总发电量进一步增长，其中水风光核发电量占比达到 85%以建成新型电力系统，实现“近零碳电力”。
第四个十年，继续加强非碳基电力系统技术创新，提升非碳基电力装机比例和非碳基电力系统运行水平。到2060年，电力系统结构、控制、安全、稳定新技术和新装备得到全面应用。通过进一步降低煤电装机规模和发电小时数，电力生产过程中的二氧化碳排放量不超过10亿吨。
在科技创新方面，2060年高效率、低成本的太阳能、风能发电技术将支撑我国陆上、海上可再生能源的大规模开发利用，先进核能技术实现针基燃料贡献率80%以上、ADANES商业化推广;先进太阳能热发电、储电、储热、V2G、P2X等技术水平持续提升，消费侧灵活性调节资源得到深度开发利用，为全国电力系统增加上亿千瓦的可调电源。
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