預計我國天然氣需求在2035~2040年將處于平臺期，峰值約為6200億立方米，屆時將占一次能源消費比例近11.4%。至2060年，天然氣消費量仍將保持在4200億立方米左右，約占一次能源消費的比重為9%。從能源總體安全的角度考慮，化石能源將不會迅速被間歇性的可再生能源所取代，這將為天然氣消費快速增長、發(fā)揮作用創(chuàng)造空間；若能源轉(zhuǎn)型進程加速，可再生能源快速發(fā)展替代，則天然氣消費增長空間將受限制。

    ●近中期，天然氣需求重新步入中速增長的軌道。2023年以來，國內(nèi)天然氣市場復蘇步伐逐漸加快，預計2025年增至4560億立方米，能夠?qū)崿F(xiàn)“十四五”規(guī)劃目標。這表明，我國天然氣市場具備強大的韌性。隨著可再生能源的快速發(fā)展和“碳達峰”目標的壓力增大，以及進口天然氣成本的下降，天然氣在小鍋爐、小窯爐治理等方面將繼續(xù)發(fā)揮重要作用。預計2030年，天然氣消費量將達到約5690億立方米，占一次能源的比例約為10.6%。

    ●中遠期，天然氣的主要替代空間將被電力所占據(jù)，而氫能也將在部分應用場景中取代天然氣，從而削弱天然氣需求的增長動力。建材、輕工業(yè)等行業(yè)的工業(yè)小鍋爐散煤治理工作已基本完成，剩余的可替代空間相對有限，導致天然氣需求增長放緩，并逐漸進入平臺期。隨后，一些原本使用天然氣的行業(yè)將逐步轉(zhuǎn)向電能替代，同時氫能技術(shù)取得突破，在難以脫碳的領域加速滲透，如氫能重卡、工業(yè)氫燃料等規(guī)模將不斷擴大，天然氣需求將進入下行階段。

    ●我國天然氣消費結(jié)構(gòu)將繼續(xù)呈現(xiàn)多元化、多層次的發(fā)展趨勢。各類天然氣消費領域?qū)⒏鶕?jù)自身特點和市場需求，實現(xiàn)穩(wěn)定增長或快速發(fā)展。其中，工業(yè)和發(fā)電領域?qū)⒊蔀樘烊粴庀M最具發(fā)展?jié)摿陀绊懥Φ念I域。在工業(yè)領域，天然氣作為煤炭的減量替代需求增長迅速，在一些積極推動工業(yè)“煤改氣”的地區(qū)趨勢尤為明顯。在發(fā)電領域，天然氣在氣電調(diào)峰保供方面發(fā)揮著重要作用。

    LNG（液化天然氣）重卡發(fā)展的關鍵驅(qū)動力是相對于柴油重卡的經(jīng)濟性。2023年以來，氣柴價格比（車用LNG和柴油價格之比）快速下降，催生了LNG重卡新一輪更強勢的“爆發(fā)式”增長。近中期看，預計氣柴價格比仍對LNG 重卡發(fā)展有利，到2030年，LNG重卡加氣量有望實現(xiàn)近翻倍增長。

    ●重卡市場將進入需求旺盛期。近年來，隨著長途物流在整個物流運輸中占比不斷提升，重卡的平均更換周期已經(jīng)大幅縮減至7年左右。在重卡細分領域，LNG重卡的平均更換周期更短。2025~2030年，國內(nèi)重卡更新的總規(guī)模預計將超700萬輛。

    經(jīng)濟持續(xù)增長也將為市場帶來每年約10萬輛重卡的新增需求。政府推行“以舊換新”政策，將進一步加快老舊柴油貨車的更新?lián)Q代速度。因此，預計2025~2030年國內(nèi)重卡市場將迎來一波銷售熱潮，LNG重卡保有量有望快速提升。

    ●合適的氣柴價格比對于促進LNG重卡加氣需求增長起到至關重要的作用。2023年及2024年前三季度，國內(nèi)零售環(huán)節(jié)（主營加油站）的氣柴價格比均值分別為72%和69%，與之相對應，LNG重卡滲透率分別達16%和19%。基于對2025~2030年油氣價格的基準情景進行預測，零售環(huán)節(jié)（主營加油站）的氣柴價格比將維持在70%左右，這一比例總體上低于LNG 向柴油轉(zhuǎn)換的臨界點（75%）。沿海與內(nèi)陸地區(qū)的LNG 價差會下降，甚至出現(xiàn)倒掛情況，LNG重卡市場朝著南方地區(qū)進一步發(fā)展的趨勢愈發(fā)明顯。

    預計到2030年，LNG重卡保有量會從當前的70多萬輛大幅增至160萬輛以上，其加氣需求量也將從2024年約2400萬噸急劇提升至約4500萬噸。

    國際油氣市場將步入寬松階段，油氣價格的下跌帶來國內(nèi)天然氣使用成本的下降，為擴大天然氣使用規(guī)模創(chuàng)造了極為有利的條件。與此同時，國內(nèi)天然氣市場競爭愈發(fā)激烈，各供應商紛紛加大營銷力度，深度挖掘客戶用氣潛力，也會進一步推動天然氣在工業(yè)領域的廣泛應用。

    ●工業(yè)領域的清潔能源替代仍存在空間。近年來，在政府的高度重視與有力領導下，散煤治理領域成果斐然，尤其是針對工業(yè)燃煤小鍋爐和小窯爐的整治。一方面，通過淘汰落后產(chǎn)能，逐步將高能耗、高污染的老舊生產(chǎn)設備清除，從源頭上削減了散煤使用量；另一方面，積極推進清潔替代，鼓勵企業(yè)采用更環(huán)保、高效的能源利用方式，天然氣便是主要的替代能源之一。這些有力措施帶來了多方面的積極效果，不僅使散煤使用量得到有效控制和減少，而且污染物排放大幅降低。

    ●散煤清潔替代將持續(xù)推動工業(yè)用氣的增長。我國部分工業(yè)行業(yè)終端用戶由于天然氣在成本結(jié)構(gòu)中占比較高，對天然氣價格變動極為敏感。依據(jù)2025~2030年國內(nèi)天然氣供應結(jié)構(gòu)與成本預測情況，我國管道天然氣的平均價格相較2024年將降低約10%，這會直接促使天然氣使用量增加。環(huán)保減碳政策的約束性和嚴格程度必然會增強，這將推動各地區(qū)、各行業(yè)和各領域加快減排進程。展望未來，煤炭減量政策在區(qū)域上不斷拓展，淘汰標準愈發(fā)嚴格，工業(yè)領域?qū)η鍧嵞茉吹男枨髮⒊掷m(xù)攀升。在當前的工業(yè)經(jīng)濟結(jié)構(gòu)中，天然氣作為一種清潔、高效的能源，有著重要的現(xiàn)實意義和顯著的替代優(yōu)勢。

    ●市場競爭環(huán)境對工業(yè)用氣增長起到助推作用?；谌蛱烊粴夤┬栊蝿蓊A測，2025~2030年東北亞現(xiàn)貨LNG價格為7~9美元/百萬英熱單位，這個價格大概率低于國內(nèi)現(xiàn)有的與油價掛鉤的LNG進口長期合約價格。再加上LNG接收能力進一步增強，天然氣管道持續(xù) “織網(wǎng)”和“擴網(wǎng)”，預計第二、第三梯隊買家會更加活躍，激烈的市場競爭也將為天然氣在工業(yè)領域的滲透增添助力。

    2024年，我國氣電裝機容量、發(fā)電量分別為約1.4億千瓦、0.32萬億千瓦時。氣電是天然氣消費中最具發(fā)展?jié)摿Φ牟糠种?，在新型電力系統(tǒng)調(diào)峰需求下，氣電將經(jīng)歷快速增長、緩慢下降兩個階段，年裝機量長期維持在2億千瓦以上，至2060年，裝機規(guī)模為1.5億~4.5億千瓦。

    ●2024~2045年為快速增長期：波動性電源快速增長、其他靈活性電源瓶頸制約，氣電迎來發(fā)展窗口期，裝機規(guī)?？焖僭鲩L。

    風電、光伏等電源裝機占比迅速增加，電力系統(tǒng)波動性、峰谷差加大，氣電調(diào)峰需求尤其是頂峰出力需求快速增加。煤電靈活性改造瓶頸、抽水蓄能地理位置制約，以及儲能安全性、盈利性及時空局限性有待解決，氣電作為優(yōu)質(zhì)調(diào)峰電源，將在維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定，尤其是需求側(cè)調(diào)峰方面發(fā)揮重要作用。在政策、技術(shù)、氣價的共同推動下，氣電經(jīng)濟性有所提升。氣電累計裝機規(guī)模將進入平臺期，具體達峰水平取決于煤電、抽水蓄能、儲能等其他靈活性電源的發(fā)展速度，在協(xié)調(diào)轉(zhuǎn)型情景下，將在2045年達到2.26億千瓦左右峰值。

    若煤電加速淘汰、抽水蓄能增長緩慢、儲能和氫能發(fā)展遠低于預期，氣電達峰時間還將后移。

    ●2046~2060年為緩慢下降期：儲能等技術(shù)成熟，電力系統(tǒng)調(diào)峰壓力緩解，碳排放成為氣電發(fā)展制約因素，裝機緩慢下降。

    隨著風機大型化、發(fā)電效率提高，風力、光伏發(fā)電成本進一步降低，電力系統(tǒng)波動上升趨緩，靈活性電源增速放緩。儲能、需求側(cè)響應、煤電+CCUS（碳捕集、利用與封存）等快速發(fā)展，進一步擠壓氣電調(diào)峰空間。隨著“碳中和”目標逐漸實現(xiàn)，碳排放約束趨嚴，氣電產(chǎn)生的碳排放將制約其發(fā)展。氣電裝機容量將緩慢下降，在協(xié)調(diào)轉(zhuǎn)型情景下，預計2060年氣電裝機容量降至1.8億千瓦左右。

    2024年，我國非化石能源供應總量增至11.8億噸標準煤，以電力形式為主。其中，水力、核能、風力、光伏發(fā)電量分別約為1.44萬億、0.45萬億、1萬億、0.81萬億千瓦時。非化石能源發(fā)電裝機容量、發(fā)電量以及在一次能源總量中的份額穩(wěn)步提高，正在成為我國能源系統(tǒng)增量的主體，遠期將成為我國的主導能源。

    ●從整體看，非化石能源正在成為我國能源系統(tǒng)增量主體，將于2030年前后超過化石能源發(fā)電量，消納問題成為非化石能源發(fā)展的關鍵。

    近中期，光伏、風力發(fā)電等可再生能源加速擴大規(guī)模，預計到2030年、2040年，我國非化石能源發(fā)電量增至6.15萬億、10.41萬億千瓦時，逐漸成為電量供應主體；非化石能源發(fā)電裝機容量分別增至33.87億、58.12億千瓦。與此同時，光伏、風力發(fā)電等波動性電源利用率逐漸下降，消納問題成為非化石能源發(fā)展的關鍵。遠期，隨著新型能源體系構(gòu)建完善，非化石能源消納問題得以解決，利用率提升，成為我國主導能源，預計到2060年，我國非化石能源發(fā)電量超過17萬億千瓦時，占我國總發(fā)電量的91%，非化石能源裝機量超過84億千瓦。

    ●光伏、風力發(fā)電成為非化石能源電力裝機主體，發(fā)電量占比逐步提高；水力發(fā)電量占比逐漸降低；核電穩(wěn)定發(fā)展。得益于資源、成本、規(guī)模優(yōu)勢，在風光大基地建設推動下，風力和光伏發(fā)電快速發(fā)展，合計占非化石能源裝機量、發(fā)電量的比例長期處于70%、60%以上。水電裝機容量仍有一定增長，到2040年裝機容量增長至6.82億千瓦，抽水蓄能占增量的85%。水電將在電力系統(tǒng)中發(fā)揮重要的調(diào)峰作用，發(fā)電量占比逐漸下降，至2060年，降至11%左右。核電穩(wěn)步發(fā)展， 2060年發(fā)電量約2.31萬億千瓦時，在非化石能源中占比約13%。其他非化石能源發(fā)電裝機容量和發(fā)電量的增速都大于10%，但受制于資源量小或開發(fā)難度大等因素，在非化石能源體系中占比較小，預計到2060年占比達到8%左右。

    “十五五”時期，我國風電光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展增幅可觀，但將迎來增速換擋和驅(qū)動因素轉(zhuǎn)換的拐點。

    ●光伏、風力發(fā)電發(fā)展驅(qū)動因素轉(zhuǎn)換，電力供需驅(qū)動作用減弱，產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)生驅(qū)動力增強。從電力供需看，隨著產(chǎn)業(yè)升級和科技進步，預計我國全社會用電量年均增速將從“十四五”時期的6%降至“十五五”時期的5%以內(nèi)，增量亦有所收窄，因而對光伏、風力發(fā)電產(chǎn)業(yè)增長的驅(qū)動有所減弱。從產(chǎn)業(yè)鏈看，一方面，為充分消納我國新能源制造業(yè)產(chǎn)能，應對《歐洲太陽能憲章》、美國“雙反”政策等的不利影響，我國光伏、風力發(fā)電裝機容量存在增長潛力，預計到2030年、2035年，我國光伏、風力發(fā)電裝機容量合計分別超26億、37億千瓦；另一方面，新能源產(chǎn)業(yè)正在成為推動我國能源轉(zhuǎn)型的內(nèi)驅(qū)動力和促進經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展的新增長點，根據(jù)規(guī)劃，到2030年，以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風光基地總裝機容量將達4.55億千瓦，這些綠電將不僅用于滿足當?shù)仉娏οM和跨區(qū)域傳輸，而且用于制取綠色氫氨醇等下游產(chǎn)品。

    ●波動性電源消納問題凸顯，并網(wǎng)增速換擋。隨著波動性電源占比在2025年突破20%，電力供應時間錯位和空間錯位矛盾將更加凸顯，電網(wǎng)消納能力緊張導致并網(wǎng)電量增速放緩。一方面，電力供應鏈的儲存調(diào)度成本將階梯性攀升，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)等供應鏈主體，甚至工業(yè)大用戶將承擔更高的綠電成本，從而倒逼光伏、風力發(fā)電產(chǎn)業(yè)的優(yōu)化。預計近中期，光伏、風電裝機增速有所放緩，發(fā)電利用率顯著下降，使得并網(wǎng)發(fā)電量增速將先于裝機增速下滑。另一方面，峰谷差加大，靈活性電源布局進展影響消納。隨著光伏、風力發(fā)電大規(guī)模發(fā)展，預計到2030年、2035年，電力日峰谷差分別達11億、16億千瓦左右；2030年，短時、中時、長時靈活性需求分別達3.2億、8.0億、9.7億千瓦。

    隨著對能源轉(zhuǎn)型問題和規(guī)律認識的不斷深入，國家提出推動能源轉(zhuǎn)型的“兩個轉(zhuǎn)變”：一是清潔能源生產(chǎn)供給由集中開發(fā)、大范圍統(tǒng)一輸配向區(qū)域自平衡和跨區(qū)域優(yōu)化配置并重轉(zhuǎn)變，二是終端能源消費轉(zhuǎn)型由電能替代為主向電、氫、氨等多元清潔替代轉(zhuǎn)變。政策轉(zhuǎn)變有利于促進非化石能源消納提升和終端用能深度脫碳。

    ●從非化石能源在終端的消納形式看，預計近中期電力占主導，2035年后綠色氫氨醇將開啟規(guī)模化發(fā)展替代。我國終端非化石能源消納將呈現(xiàn)兩階段特征：第一階段（當前至2035年），我國終端非化石能源消費總量將從不足5億噸標準煤增至10億噸標準煤以上，非化石能源對終端用能增長達峰的貢獻率超過75%，受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和用能結(jié)構(gòu)影響，電力是非化石能源在終端直接利用的最主要形式，預計占比維持在95%以上；第二階段（2036~2060年），我國終端非化石能源消納將呈現(xiàn)多元化特征，綠色氫氨醇產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)規(guī)?；⑹袌龌l(fā)展，為能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型發(fā)揮積極作用，將以不足15%的消費占比、創(chuàng)造對非化石能源消費總量25%的增長貢獻率，非化石能源在我國終端用能總量中的占比將從23％提升至65％。

    ●缺乏經(jīng)濟性是近中期制約綠色氫氨醇拓寬場景、提高消納的主要瓶頸。若不考慮碳排放成本，從供給側(cè)測算，當綠電0.3元/千瓦時、綠氫22元/千克時，綠色甲醇和綠色合成氨的制備成本分別為5520元/噸、4400元/噸，均在煤制甲醇和煤制合成氨的兩倍以上；從需求側(cè)測算，以航運場景為例，暫不考慮船舶建造、運營費用，僅對比燃料動力成本，綠色甲醇成本約合875元/兆瓦時，是LNG的3倍、燃料油的4倍。近中期看，驅(qū)動綠色氫氨醇成本降低、規(guī)模擴大的因素主要有三：一是化工等工業(yè)領域節(jié)能降碳訴求提升，二是國際海運領域減排目標約束，三是碳排放成本和產(chǎn)品碳足跡要求倒逼。

    ●為化解日益凸顯的綠氫資源地、市場地空間錯配矛盾，建議構(gòu)建西氫東送、北氫南輸、海氫上岸“四縱三橫”主干輸氫管網(wǎng)。到2060年，我國綠氫生產(chǎn)利用總量將超過7600萬噸，中東部地區(qū)是綠氫消費主力區(qū)，預計存在大約2500萬噸/年的供應缺口；西部地區(qū)綠氫資源充足，除滿足本地需求外，還具備滿足中東部地區(qū)氫能缺口的條件。