当前，我们国家的经济已由快速地增长向高质量发展转变，能源发展内涵也发生深刻变化，绿色低碳、质效优先成为能源发展主旋律。科学把握新型能源体系形态和发展的新趋势对推动能源革命、落实“双碳”目标具备极其重大意义。

  电力居于能源转换利用中心位置，新型电力系统是实现电力生产绿色化、能源消费电力化、生产和消费数字化的平台枢纽。

  电力生产绿色化支撑非化石能源加速成为能源供应的主体。为有效应对气候平均状态随时间的变化、实现碳达峰碳中和目标，非化石能源将成为能源绿色低碳转型的主力军，预计到2030年我国非化石能源在一次能源中的消费比重将达到25%；到2060年占比进一步提升至80%以上。风、光等非化石能源单位体积内的包含的能量低、资源分散，具有波动性和间歇性，转化为高品位的电能是其最为便捷高效的利用方式。2022年，我国非化石能源发电量31443亿千瓦时，比上年增长8.6%，占总发电量比重的36.2%，比上年提高1.7个百分点，非化石能源电能转化比重超过95%。未来随着新型电力系统的加快构建完善和非化石能源发电技术的持续进步，预计到2030年非化石能源发电量占比将达到50%，到2060年占比进一步提升至90%，电力生产绿色化将带动非化石能源快速发展。

  能源消费电力化引领用能方式绿色变革。我们国家的经济由快速地增长向高质量发展转型，用电需求仍将保持刚性增长，尤其是在数字化的经济时代，大规模算力基础设施部署，推动用电需求提升。与此同时，在碳达峰碳中和指引下，电能通过生产绿色化和成本优势加速在工业、建筑、交通三大领域应用，替代散烧煤、燃油的能源消费方式，终端用能电气化水平将大幅度的提高。根据相关机构预测，到2030年我国电能占终端能源消费比重将达到35%，到2060年比重将进一步提升到70%以上。

  以数字电网为核心枢纽带动能源生产和消费数字化。数字电网综合运用云大物移智链等新一代数字技术，以能源和数据为关键要素，以电力算力深层次地融合为技术路径，贯通源网荷储全环节，在发电侧增强新能源的“可观、可测、可控”能力，在需求侧有效聚合海量可调节资源，在电网侧搭建云边融合的调控体系，使电网具备超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力，提升电网驾驭复杂系统的能力，支撑各种丰富的应用场景，比如新能源发电高精度预测和快速控制、电网运维广泛智能化、分布式能源智能调控、虚拟电厂、碳排放监测控制、综合能源服务等，统筹解决海量主体泛在、多维时空平衡、实时双向互动等难题，促进系统更安全可靠、绿色高效运行。

  氢能等新的二次能源作为能源领域的多面手，既是可再次生产的能源规模化高效利用的重要载体，也是异质能源跨地域跨季节优化配置的联结纽带，将在能源供应安全、深度脱碳、能源互联互济中发挥重要作用。

  氢能等新的二次能源是构建多元化能源供应体系的重要力量。我国能源资源呈现富煤、贫油、乏气、可再次生产的能源丰富特征，油气对外依存度分别为71.2%和40.2%，供应安全及价格易受国际地理政治学等因素影响。氢能作为理想的二次清洁能源，未来将由高效低成本的可再次生产的能源制取为主、化石能源+二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）制取为辅。丰富的绿氢及其衍生物可替代部分油气需求，增强我国能源保供稳价能力。同时，在可再次生产的能源富集地区部署电制氢装置，将有利于改善可再次生产的能源出力特性、促进可再次生产的能源消纳、提高电力系统运行安全。

  氢能等新的二次能源在深度脱碳中将发挥及其重要的作用。氢能具有零碳零污染、密度大、可储存等诸多优点，在重工业、交通运输、建筑供暖等脱碳难度大的行业发挥及其重要的作用。在工业领域，氢能能代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁、炼钢过程中的碳排放，也可作为化工原料，用于合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等，生成绿色甲醇和绿氨，减少碳排放。在交通运输领域，氢能作为零碳高密度燃料将在长距离、高载重运输场景中替代重卡和客车用油，也可通过其衍生物替代来自化石能源的燃料油、航空煤油，满足海运、航空领域深度脱碳需求。在建筑领域，氢能有望通过分布式燃料电池热电联供方式满足部分清洁取暖需求。根据中国氢能联盟预计，到2030年我国氢能占终端能源的消费比重将达到5%，到2060年比重将提高到20%左右。

  以氢能为桥梁纽带推动能源互联互济。氢能与电能具有非常好的融合互补特性，电制氢装置、氢燃料电池等电氢转换设备响应速度快，可快速抑制新能源出力波动，氢储能还可满足新能源跨周、跨季等长周期调节需求，电氢融合可全方面提升电力系统灵活调节能力，支撑新能源安全高效消纳。氢能与传统化石能源也具有较好兼容性，配套CCUS的煤制氢、天然气制氢设施可以制取清洁氢，氢气可在安全比例范围内添加到天然气管网，也可掺到燃气轮机中燃烧发电，在充分的利用传统能源设施的同时降低二氧化碳排放。氢能作为零碳能源载体，可利用管道输运、长管拖车、液氢罐车等灵活多样的储运方式，助力大规模能源资源优化配置。

  化石能源是我国统筹能源绿色低碳转型和供应安全的基础，通过创新应用清洁高效利用技术、CCUS技术等，化石能源也能成为“零碳”能源，持续发挥作用。

  化石能源在我国能源供应安全中仍发挥无法替代的作用。因此，要立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合。在新能源安全可靠替代之前，充分的发挥煤炭的压舱石作用和煤电的基础性调节性作用，支撑能源保供和间歇性新能源消纳。新能源形成可靠替代之后，仍需发挥煤炭的战略资源储备和煤电的应急备用作用，守住能源安全底线年我国化石能源在一次能源中的消费比重为82%，随着碳达峰碳中和目标的深入推进，化石能源消费比重将不断下降，预计到2030年化石能源消费比重将下降到75%以下，到2060年进一步降到20%以下。

  化石能源清洁高效利用是构建零碳化系统的重要支撑。建议推动提高煤炭用于清洁发电利用比例，开展煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，科学推动现役煤电机组延寿改造，视条件将计划关停的煤电转为应急备用电源，积极支持煤电实施掺烧生物质、碳捕集等技术改造。有序推进天然气高效利用，发展天然气热电冷联供，因地制宜建设天然气调峰电站，推动重要城市分散布局一批调峰保安气电，支持氢（氨）燃气轮机技术、燃气轮机机组大比例掺氢燃烧研发技术。2022年，我国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿千瓦，占煤电总装机容量的比重约为94%。

  低碳零碳负碳技术的创新应用是构建零碳化系统的必然要求。CCUS作为重要的碳减排技术，未来将在化石能源发电和工业过程中移除二氧化碳等方面发挥关键作用。根据国际能源署测算，全球若要在2070年实现碳中和，CCUS将从化石能源碳排放中捕集67亿吨二氧化碳，贡献全球累计减排量的15%。我国对CCUS技术也进行了诸多探索实践。2023年6月，亚洲最大的燃煤电厂燃烧后碳捕集工程——国家能源集团泰州电厂50万吨/年CCUS示范工程投产，标志着我国大规模煤电CCUS技术日趋成熟，为后续开展更大规模的二氧化碳捕集利用奠定了坚实基础。

  非化石能源综合利用是非化石能源发电利用的有益补充，可有效拓展非化石能源消纳途径和空间，推动非化石能源从单一的发电利用向综合利用转变，大幅度的提高能源利用效率，满足多样化的绿色用能需求。

  可再次生产的能源综合利用可开拓清洁能源消纳途径和空间。相比可再次生产的能源发电，可再次生产的能源清洁供热、可再次生产的能源制氢、生物天然气、生物质液体燃料等非电领域目前发展相对较慢，产业规模较小。但可再生能源综合利用不存在风电、光伏发电因出力不稳定所带来的消纳难题，与依赖化石燃料燃烧的现有能源技术相比，具有较好的兼容性，可降低能源企业资产搁浅风险，同时也能作为化工行业的清洁原料替代化石原料等，发展前途广阔。根据《“十四五”可再次生产的能源发展规划》，到2025年我国地热能供暖、生物质供热、生物质燃料、太阳能热利用等可再次生产的能源非电利用规模将达到6000万吨标准煤以上。未来随着可再次生产的能源制氢、生物天然气、纤维素乙醇、藻类生物燃料等可再次生产的能源综合利用技术进步和规模化应用，可再次生产的能源燃料和原材料将在工业、交通、建筑等领域碳减排过程中发挥更重要的作用。

  核能综合利用的应用场景多样、发展空间大。核能是我国清洁能源供应体系的重要一员，除传统发电之外，还可用于区域供暖、工业供热（冷）、核能制氢等多种应用场景。目前，核能供暖和供汽是核能综合利用的最主要途径，国内已实现核能供暖面积559万平方米，有效替代燃煤取暖；供汽方面，我国正在有序推进江苏田湾核电厂工业供汽改造，项目建成后每年可为连云港石化基地节省70多万吨碳排放指标；核能制氢也具备广阔未来市场发展的潜力，核电站与氢能需求中心在空间分布上具备比较好的匹配性，沿海核电制取的氢气可就近满足沿海地区工业、交通等领域脱碳需求。随着高温气冷堆、多用途小堆等新一代核能系统的建立，核能综合利用的安全性将得到更高保障，核能项目将从以往单一的供电向供暖、供汽、制氢、制冷等领域大规模发展，推动能源行业绿色低碳转型。

  ■雷成 梁宇 聂金峰 刘平 韩明宇《 中国能源报 》（ 2023年09月18日 第06 版）

  当前，我们国家的经济已由快速地增长向高质量发展转变，能源发展内涵也发生深刻变化，绿色低碳、质效优先成为能源发展主旋律。科学把握新型能源体系形态和发展的新趋势对推动能源革命、落实“双碳”目标具备极其重大意义。

  电力居于能源转换利用中心位置，新型电力系统是实现电力生产绿色化、能源消费电力化、生产和消费数字化的平台枢纽。

  电力生产绿色化支撑非化石能源加速成为能源供应的主体。为有效应对气候平均状态随时间的变化、实现碳达峰碳中和目标，非化石能源将成为能源绿色低碳转型的主力军，预计到2030年我国非化石能源在一次能源中的消费比重将达到25%；到2060年占比进一步提升至80%以上。风、光等非化石能源单位体积内的包含的能量低、资源分散，具有波动性和间歇性，转化为高品位的电能是其最为便捷高效的利用方式。2022年，我国非化石能源发电量31443亿千瓦时，比上年增长8.6%，占总发电量比重的36.2%，比上年提高1.7个百分点，非化石能源电能转化比重超过95%。未来随着新型电力系统的加快构建完善和非化石能源发电技术的持续进步，预计到2030年非化石能源发电量占比将达到50%，到2060年占比进一步提升至90%，电力生产绿色化将带动非化石能源快速发展。

  能源消费电力化引领用能方式绿色变革。我们国家的经济由快速地增长向高质量发展转型，用电需求仍将保持刚性增长，尤其是在数字化的经济时代，大规模算力基础设施部署，推动用电需求提升。与此同时，在碳达峰碳中和指引下，电能通过生产绿色化和成本优势加速在工业、建筑、交通三大领域应用，替代散烧煤、燃油的能源消费方式，终端用能电气化水平将大幅度的提高。根据相关机构预测，到2030年我国电能占终端能源消费比重将达到35%，到2060年比重将进一步提升到70%以上。

  以数字电网为核心枢纽带动能源生产和消费数字化。数字电网综合运用云大物移智链等新一代数字技术，以能源和数据为关键要素，以电力算力深层次地融合为技术路径，贯通源网荷储全环节，在发电侧增强新能源的“可观、可测、可控”能力，在需求侧有效聚合海量可调节资源，在电网侧搭建云边融合的调控体系，使电网具备超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力，提升电网驾驭复杂系统的能力，支撑各种丰富的应用场景，比如新能源发电高精度预测和快速控制、电网运维广泛智能化、分布式能源智能调控、虚拟电厂、碳排放监测控制、综合能源服务等，统筹解决海量主体泛在、多维时空平衡、实时双向互动等难题，促进系统更安全可靠、绿色高效运行。

  氢能等新的二次能源作为能源领域的多面手，既是可再次生产的能源规模化高效利用的重要载体，也是异质能源跨地域跨季节优化配置的联结纽带，将在能源供应安全、深度脱碳、能源互联互济中发挥重要作用。

  氢能等新的二次能源是构建多元化能源供应体系的重要力量。我国能源资源呈现富煤、贫油、乏气、可再次生产的能源丰富特征，油气对外依存度分别为71.2%和40.2%，供应安全及价格易受国际地理政治学等因素影响。氢能作为理想的二次清洁能源，未来将由高效低成本的可再次生产的能源制取为主、化石能源+二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）制取为辅。丰富的绿氢及其衍生物可替代部分油气需求，增强我国能源保供稳价能力。同时，在可再次生产的能源富集地区部署电制氢装置，将有利于改善可再次生产的能源出力特性、促进可再次生产的能源消纳、提高电力系统运行安全。

  氢能等新的二次能源在深度脱碳中将发挥及其重要的作用。氢能具有零碳零污染、密度大、可储存等诸多优点，在重工业、交通运输、建筑供暖等脱碳难度大的行业发挥及其重要的作用。在工业领域，氢能能代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁、炼钢过程中的碳排放，也可作为化工原料，用于合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等，生成绿色甲醇和绿氨，减少碳排放。在交通运输领域，氢能作为零碳高密度燃料将在长距离、高载重运输场景中替代重卡和客车用油，也可通过其衍生物替代来自化石能源的燃料油、航空煤油，满足海运、航空领域深度脱碳需求。在建筑领域，氢能有望通过分布式燃料电池热电联供方式满足部分清洁取暖需求。根据中国氢能联盟预计，到2030年我国氢能占终端能源的消费比重将达到5%，到2060年比重将提高到20%左右。

  以氢能为桥梁纽带推动能源互联互济。氢能与电能具有非常好的融合互补特性，电制氢装置、氢燃料电池等电氢转换设备响应速度快，可快速抑制新能源出力波动，氢储能还可满足新能源跨周、跨季等长周期调节需求，电氢融合可全方面提升电力系统灵活调节能力，支撑新能源安全高效消纳。氢能与传统化石能源也具有较好兼容性，配套CCUS的煤制氢、天然气制氢设施可以制取清洁氢，氢气可在安全比例范围内添加到天然气管网，也可掺到燃气轮机中燃烧发电，在充分的利用传统能源设施的同时降低二氧化碳排放。氢能作为零碳能源载体，可利用管道输运、长管拖车、液氢罐车等灵活多样的储运方式，助力大规模能源资源优化配置。

  化石能源是我国统筹能源绿色低碳转型和供应安全的基础，通过创新应用清洁高效利用技术、CCUS技术等，化石能源也能成为“零碳”能源，持续发挥作用。

  化石能源在我国能源供应安全中仍发挥无法替代的作用。因此，要立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合。在新能源安全可靠替代之前，充分的发挥煤炭的压舱石作用和煤电的基础性调节性作用，支撑能源保供和间歇性新能源消纳。新能源形成可靠替代之后，仍需发挥煤炭的战略资源储备和煤电的应急备用作用，守住能源安全底线年我国化石能源在一次能源中的消费比重为82%，随着碳达峰碳中和目标的深入推进，化石能源消费比重将不断下降，预计到2030年化石能源消费比重将下降到75%以下，到2060年进一步降到20%以下。

  化石能源清洁高效利用是构建零碳化系统的重要支撑。建议推动提高煤炭用于清洁发电利用比例，开展煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，科学推动现役煤电机组延寿改造，视条件将计划关停的煤电转为应急备用电源，积极支持煤电实施掺烧生物质、碳捕集等技术改造。有序推进天然气高效利用，发展天然气热电冷联供，因地制宜建设天然气调峰电站，推动重要城市分散布局一批调峰保安气电，支持氢（氨）燃气轮机技术、燃气轮机机组大比例掺氢燃烧研发技术。2022年，我国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿千瓦，占煤电总装机容量的比重约为94%。

  低碳零碳负碳技术的创新应用是构建零碳化系统的必然要求。CCUS作为重要的碳减排技术，未来将在化石能源发电和工业过程中移除二氧化碳等方面发挥关键作用。根据国际能源署测算，全球若要在2070年实现碳中和，CCUS将从化石能源碳排放中捕集67亿吨二氧化碳，贡献全球累计减排量的15%。我国对CCUS技术也进行了诸多探索实践。2023年6月，亚洲最大的燃煤电厂燃烧后碳捕集工程——国家能源集团泰州电厂50万吨/年CCUS示范工程投产，标志着我国大规模煤电CCUS技术日趋成熟，为后续开展更大规模的二氧化碳捕集利用奠定了坚实基础。

  非化石能源综合利用是非化石能源发电利用的有益补充，可有效拓展非化石能源消纳途径和空间，推动非化石能源从单一的发电利用向综合利用转变，大幅度的提高能源利用效率，满足多样化的绿色用能需求。

  可再次生产的能源综合利用可开拓清洁能源消纳途径和空间。相比可再次生产的能源发电，可再次生产的能源清洁供热、可再次生产的能源制氢、生物天然气、生物质液体燃料等非电领域目前发展相对较慢，产业规模较小。但可再生能源综合利用不存在风电、光伏发电因出力不稳定所带来的消纳难题，与依赖化石燃料燃烧的现有能源技术相比，具有较好的兼容性，可降低能源企业资产搁浅风险，同时也能作为化工行业的清洁原料替代化石原料等，发展前途广阔。根据《“十四五”可再次生产的能源发展规划》，到2025年我国地热能供暖、生物质供热、生物质燃料、太阳能热利用等可再次生产的能源非电利用规模将达到6000万吨标准煤以上。未来随着可再次生产的能源制氢、生物天然气、纤维素乙醇、藻类生物燃料等可再次生产的能源综合利用技术进步和规模化应用，可再次生产的能源燃料和原材料将在工业、交通、建筑等领域碳减排过程中发挥更重要的作用。

  核能综合利用的应用场景多样、发展空间大。核能是我国清洁能源供应体系的重要一员，除传统发电之外，还可用于区域供暖、工业供热（冷）、核能制氢等多种应用场景。目前，核能供暖和供汽是核能综合利用的最主要途径，国内已实现核能供暖面积559万平方米，有效替代燃煤取暖；供汽方面，我国正在有序推进江苏田湾核电厂工业供汽改造，项目建成后每年可为连云港石化基地节省70多万吨碳排放指标；核能制氢也具备广阔未来市场发展的潜力，核电站与氢能需求中心在空间分布上具备比较好的匹配性，沿海核电制取的氢气可就近满足沿海地区工业、交通等领域脱碳需求。随着高温气冷堆、多用途小堆等新一代核能系统的建立，核能综合利用的安全性将得到更高保障，核能项目将从以往单一的供电向供暖、供汽、制氢、制冷等领域大规模发展，推动能源行业绿色低碳转型。