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能源消费总量与结构发展趋势
我国一次能源消费总量将在2035年前后达峰，考虑到疫情结束之后经济复苏带来的煤电保供新形势，依据现有能源消费增长趋势研判，我国一次能源消费峰值将达到64.5亿吨标准煤，2040年仍处于达峰前后的“平台期”，一次能源消费总量还将维持在64.5亿吨标准煤左右的高位。
未来我国能源消费较长时期内仍将保持增长，在水电等传统非化石能源受站址资源约束增速放缓、核电建设逐步向新一代先进核电技术稳步过渡的情况下，双碳目标的实现，从供给侧来看主要取决于风能和太阳能发电的发展。不同时期的能源消费总量、非化石能源消费占比要求与能源电力消费结构等，共同决定了不同时期的风能、太阳能发电的发展规模预期。
按风电、光伏年均增量基本保持合理考虑，兼顾新能源产业产能发展及国民经济发展的用能需求，以及到2060年非化石能源占比将达到80%以上的办界条件，我们按基础场景和对比场景两个场景对2040年的能源消费总量和结构进行分析，其主要结论如下。
基础场景：非化石能源占比2030年至2060年年均匀速按1.83%增长，至2040年为43.3%，2040年风电、光伏装机总规模约为38.6亿千瓦，电力系统碳排放量（不考虑CCUS）将在2030年达到峰值、峰值为42.8亿吨。
对比场景：考虑到非化石能源占比目标先慢后快发展，2030年至2040年非化石能源占比年均按1.5%增长，至2040年为40%，2040年风电、光伏装机总规模约为34.4亿千瓦，电力系统碳排放量（不考虑CCUS）将在2030年达到峰值、峰值为45.6亿吨。
基础场景：2025-2060年一次能源消费总量、电力系统碳排放量与非化石能源占比情况图
对比场景：2025-2060年一次能源消费总量、电力系统碳排放量与非化石能源占比情况图
新型能源体系展望
回顾我国的改革开放发展史，其实它也是一部能源体系进化史，在发展经济和实现工业化的进程中，能源短缺曾长期制约我国经济增长，能源是经济社会发展的基础和动力，对国家繁荣发展、人民生活改善和社会长治久安至关重要。从国际能源分布上看，我国能源资源的基本特点是富煤、贫油、少气，因此形成了以火电为主，多种可再生能源共同参与的现代电力体系。据中电联电力工业统计快报，2023年，全国发电量92888亿千瓦时，同比增长6.7%，其中火电发电量61019亿千瓦时，同比增长6.2%；水电发电量12836亿千瓦时，同比下降5.0%；核电发电量4341亿千瓦时，同比增长3.9%；风电发电量8858亿千瓦时，同比增长16.2%；太阳能发电量5833亿千瓦时，同比增长36.4%。
2022年，国家发改委、工信部、财政部等十部门联合发布的《关于进一步推进电能替代的指导意见》明确提出，到2025年，电能占终端能源消费的比重达到30%左右，另外仍有70%属于非电能源，包括石油及天然气等。目前电力领域对煤炭等资源依赖程度仍处高位，火力发电造成二氧化碳、二氧化硫及其他污染物的排放，容易产生气候变暖及空气污染等一系列问题。同时非电能源领域中交通、工业及农业生产需要大量化石原料（煤炭、石油及其衍生品等）的支撑，减排问题形势严峻。综合看来，我国能源结构问题亟待解决，构建更加多元、清洁、低碳、可持续的新型能源体系成为实现“能源产业战略性、整体性转型”的当务之急。
可再生能源制绿氢，以及进一步转化而来的绿氨和绿甲醇等氢基能源，与电能一样既属于“过程性能源”，又与石油天然气一样属于“含能体能源”，氢基能源因其独特的双重属性承担起使新型电力系统与新型能源体系互通的媒介。
我国在“双碳”目标下，为加快构建新型电力系统，需要充足的灵活性资源。制氢作为用电负荷是一种典型的灵活性资源，可以提高新能源利用率，助力新型能源体系的构建。通过煤电掺氨与气电掺氢燃烧发电，可有效实现火电清洁低碳转型，同时通过储氢（氨），可实现长周期储能，解决跨季能源平衡问题。在当前“西电东送”及大规模开发“沙戈荒”外送基地的背景下，未来特高压送出廊道紧张的局面将进一步加剧，绿氢、绿氨或绿甲醇可通过管输的方式实现长距离经济输送，是对特高压电力送出的一种有效补充。初步研究认为，为实现“碳中和”目标，未来全国绿氢年需求将达到约1.2亿吨，相应需配套约26亿千瓦新能源资源与12亿千瓦制氢设备。为实现氢能长距离经济输运，需构建以“西氢东输”为主的全国骨干氢网，初步估算管道总长度约9.3万公里，可承载约7900万吨/年的输氢能力（相当于2.61亿吨原油的热值，约占我为年原油使用量的1/3左右），其相应总投资超过10万亿元人民币。
我们展望的新型能源体系是以安全自主为底线，以绿色低碳为方向，以经济高效为关键，面向中国式现代化的能源体系，将以新型电力系统为核心，以化石能源为兜底保障，以氢基能源为介质、推动电力系统与非电能源协同发展，能源创新产业链与供应链深度融合贯通的能源体系，开辟适应中国国情、具有中国特色的能源高质量发展之路，为全球能源转型与气候治理提供新方案与新路径。2023年，国家能源局局长章建华接受采访时指出指出，新型能源体系至少具有“能源结构新、系统形态新、产业体系新、治理体系新”的“四新”特征。
能源结构新：未来，主体能源逐步实现从化石到非化石的更替，非化石能源占能源消费总量的比重目前为17.5%，到2060年将提高到80%以上，非化石能源增量组合形式呈现多种可能。
系统形态新：新型能源体系将在现有能源体系上不断升级演进和变革重塑，逐步构建起新型电力系统、氢能等新的二次能源系统和化石能源零碳化利用系统，多能互补、源网荷储一体化、供需高效互动等成为普遍形态，能源空间布局实现优化。
产业体系新：新型能源体系催生新技术、新产业、新模式，低碳零碳负碳技术装备大规模推广应用，新能源等战略性新兴产业发展成为新的增长引擎，新一代信息技术、人工智能等与能源系统深度融合，数字能源产业发展壮大。
治理体系新：新型能源体系将形成与现代化强国相适应的能源治理体系，法律法规政策体系健全完善，体制机制更加高效有活力，各种要素资源实现高效配置，各类市场主体创新动力和能力明显提高。
新型能源体系网络图
构建新型能源体系的被赋予的使命是保障国家能源安全，为中国式现代化提供源源不断的能源保障，与此同时还应保证为绿色低碳、高效智能的能源体系。要想到达上述使命目标，不能只依靠新型电力系统的转型，同步也需有一定规模的可靠能源品类作为兜底保障。因此，新型能源体系应该是由以可再生能源为主体的新型电力系统和以“氢基能源”为首的新型能源品种两部分作为主要支撑，两者相互促进，相互依托，以绿色氢基能源为桥梁，共同组建中国式新型能源体系。
加快构建“源网荷储”智能协同的新型电力系统
新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。
随着电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变，解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题，多时间尺度储能技术规模化应用，系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。新型电力系统建设形势紧迫，需解决地区电力供应紧张、系统调节能力和支撑能力需求增加、高比例电力电子设备“双高”持续提升、源网荷储各环节控制规模指数级增长带来的调控技术手段和网络安全防护、电力关键核心技术装备短板、适应新型电力系统的体制机制面临改革等问题和挑战。
考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来电力系统仍将以交直流区域互联大电网为基本形态，同时柔性交直流输电等新型输电技术将得到广泛应用。以分布式智能电网为方向的新型配电系统形态逐步成熟，就地就近消纳新能源将成为主流，形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局。提升发电侧新能源并网友好性，强化新型电力系统绿色属性；充分激活用户侧资源的灵活互动潜力，强化新型电力系统调节柔性；提升电网安全防御能力和资源配置能力，强化新型电力系统安全韧性；支撑新型电力系统市场化变革，助力新型电力系统市场机制创新。2030年新能源发电量占比逐步攀升，继续采取集中式与分布式、外送消纳与就地消纳并举的模式加快新能源部署。在2045年初步建成以新能源为主体的新型电力系统，新能源发电量占比达50%，消纳模式转变为就地消纳为主，低成本储能方式大量应用，数字技术在电力系统各环节广泛应用、有效融合，支撑电网向柔性化、数字化、智能化方向稳步升级，推动能源产业新生态加速形成。在2060年全面建成以新能源为主体的电力系统，新型电力系统基本成熟，电-氢耦合融合发展，电力系统促进氢能产业快速发展。
新型电力系统的建设将根本改变目前我国化石能源为主的发展格局，全面实现电代煤、电代油、电代气，推动各产业用能形式向低碳化发展，以新能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用，构建多种能源与电能互联互通的能源体系。绿色氢基能源作为清洁优质的二次能源，可以与电能相互转化，既消费电能又生产电能，是新型电力系统重要的平衡调节参与力量，能够解决可再生能源电力消纳、火电低碳转型、跨季节长时储能等问题，并提供双碳目标下电力系统的可选解决方案。
逐步形成“产供运用”一体化的新型油气系统
随着双碳战略快速推进，绿色低碳生活生产方式的加速转变，我国石油消费量在快速达峰后将逐步下降，石化产业面临结构调整和转型发展压力。我们展望未来传统油气产业及企业完成绿色转型的一个行之有效的途径是将氢基能源（氢、氨、甲醇）引入油气领域，提出“新型油气”概念，通过绿色廉价的新能源电力制取绿氢，依托煤化工、煤电及油气田等产生的富集二氧化碳资源，作为原料供炼化生产绿色油品、绿色化工产品，带动氢基能源产业发展，实现传统油气行业转型。以绿氢为中间环节，实现化石能源和清洁能源之间的多能互补转换枢纽的功能。探索开展大规模风光制氢、分布式发电、热电联供等新型供能和用能模式，探索实现氢、水与二氧化碳合成反应制备一系列化工产品的技术路线，架起氢能在化石能源和清洁能源之间交叉利用的桥梁，实现二氧化碳的清洁可持续减排和资源化利用，逐步提升绿色能源供给水平。
油气行业发展模式需顺应双碳目标下绿色低碳和可持续发展要求，与新能源深度融合是实现行业绿色低碳发展的有效途径。油气行业可凭借自身优势，借助油气管网或构建“全国骨干氢网”开展跨区域氢基能源的输送，打造可与“电力电网”相当的“新型油气输配管网”，未来可有效释放西部区域规模化新能源制氢（氨、醇）潜力，实现跨日、月、季型长周期储能，同时拉动氢能下游在交通、电力、工业等方向多元化发展，带动“火电掺氨”、“气电掺氢”等降碳减碳技术路线的实施和发展，助力碳中和目标的如期实现。
“新型油气”系统的建立，可有效加速我国氢能领域核心竞争力提升，培育我国新能源产业第二个增长极，促进国内经济持续高质量发展，并有望依托“新型油气”的大规模高质量发展，建设国际绿色能源交易中心，形成面向“一带一路”乃至全球的更大影响力和话语权。
积极布局“电-氢-资源”耦合
互为支撑的新型能源体系
一是，利用可再生能源电制氢，促进可再生能源消纳。我国可再生能源发展领先全球，水、风、光装机量均为世界第一，随着大规模可再生能源的快速发展，其运行消纳问题会进一步显现，利用可再生能源制氢可有效提升我国可再生能源消纳水平。以新能源电力制氢促进新能源消纳，以新能源发展促进建设成本下降，以建设成本降低促进电价下降，以电价下降提高绿氢经济性，形成新能源产业链的良性循环。
二是，利用氢储能特性，实现电能跨季节长周期大规模存储。随着我国电力结构转型的进行，新能源装机比例将不断提升，电力系统对灵活性的要求使得大规模与长时间储能的需求增加，安全、可持续和负担得起的能源就成为了未来储能的关键因素。电化学储能存在储能时间短，容量规模等级小等不足，目前主要用于电网调频调峰、平滑新能源出力波动性，实现小时级别的短周期响应与调节；抽水蓄能作为长时储能的代表同时也存在建设要求较高等短板，在水资源匮乏及地形地质条件差地区难以作为；氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染和消纳方向广等优点，能够在抽水蓄能、电化学储能等主流储能形式不适用的场景发挥优势，在大容量长周期调节的场景中，氢储能在经济性上更具有竞争力。
三是，利用氢能电站快速响应能力和产热能力，为新型电力系统提供灵活调节手段，为周围生活区域提供热能支持。基于电解水制氢装备具有较宽的功率波动适应性，可为电网提供调峰能力，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性，是构建零碳电网和新型电力系统的重要手段。而基于高温固体氧化物燃料电池SOFC的燃料电池/电解槽则在提供更高能量密度的同时产生高品质余热，SOFC/SOEC系统工作温度500-1000摄氏度，出口气体温度达到400-900摄氏度，以燃料电池热电联供方式取代传统锅炉单独供热方式可提高能源综合利用率并实现碳减排效果。
四是，推动氢能与工业领域有机融合，实现绿氢取代，促进减排改革。以新能源项目为基础，发展新能源风光制氢+氨（醇）一体化项目，打通氢、氨、醇运输壁垒，形成“电-氢-能源-消费”一条龙式绿色能源消费链。支持工业氢冶金及石油气资源加氢合成技术，以氢为介质支撑绿色电力在化工领域发挥减排作用，探索氢能与燃料电池作为分布式供能手段，实现区域分布式能源供给。推动氢能跨领域多类型能源网络互联互通，拓展电能综合利用途径。
传统能源体系随着氢基能源框架的建立而打破，新型能源体系将以小步快走的方式完成变革。当前我国正在实现氢基能源由示范项目阶段向规模化应用过渡，将在条件匹配的能源利用场景率先实现氢能取代。在“碳达峰”阶段各类示范项目延伸拓展，产业之间融合互补，氢能社会骨架基本形成，氢能初步支撑起新型能源体系构建。在“碳中和”阶段实现氢能在各行各业全面参与，电力系统-氢基能源-油气系统充分耦合，助力“碳中和”这一伟大愿景的实现。
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