揭秘能源新赛道

文/韩一杰 凌波 邢雪亮 门东坡

作者供职于国家能源集团技术经济研究院

习近平总书记在党的二十大报告中首次提出“加快规划建设新型能源体系”，为我国能源产业高质量发展指明了方向。建设新型能源体系是我国统筹“双碳”目标和现代化强国目标的必然选择，既要求加快能源产业绿色低碳转型，又强调兜住能源安全的底线。在建设新型能源体系过程中，新型电力系统作为其关键支撑，需要重点解决电力系统灵活性、低碳化等难题。面对风力发电和太阳能发电带来的系统不稳定问题，以及火力发电带来的高排放问题，我们必须大力发展能源新兴产业。通过氢能和储能与新能源产业耦合发展，解决风光发电不稳定及就近消纳问题；通过CCUS与火电产业耦合发展，解决煤电高排放问题。面向未来，氢能、储能和CCUS产业将是支撑新型能源体系和新型电力系统建设的重要新兴产业，发展空间巨大。本研究立足氢能、储能和CCUS产业的功能定位，依托国家能源集团CESFOM模型量化结果，在产业发展现状分析的基础上，从整个能源系统的视角，结合对产业的技术发展和经济性进行分析，量化研判了三个产业未来的发展趋势。

第一部分

氢能产业

一、氢能产业发展现状

（一）氢能产业政策密集落地

截至2024年底，我国几乎所有省/自治区/市均制定了明确的氢能发展规划。国家层面已发布氢能专项政策5项，涉氢政策150余项；地方公开发布氢能政策超过550项，相关国家标准120余项。这对促进我国氢能产业的发展具有积极作用。此外，氢能于2024年11月8日被正式纳入《中华人民共和国能源法》，标志着氢能的能源属性得到了进一步明确。其管理属性将迎来重大转变，也为其后续发展提供了法律保障。

（二）氢能应用场景多元发展

截至2024年底，全国各地已规划可再生能源电解水制氢项目超600个。其中，已建成项目超90个，产能约12.5万吨/年。氢气既是一种燃料也是一种原料，可广泛应用于工业、建筑、交通和电力等领域。在交通端，我国在运加氢站数量约为442座，约占全球数量的38.5%，加氢站数量位居世界第一；我国氢燃料电池汽车保有量23515辆，成为全球最大的燃料电池商用车市场，带动了制氢、储氢、运氢、加氢全产业链氢能基础设施的发展。在工业端，绿氢可与煤化工耦合，调整化工合成所需的氢碳比，降低CO₂排放；可与石油炼化耦合，满足原油精制过程用氢需求；可与冶金耦合，实现焦炭的大比例替代。在电力端，氢能作为能源媒介，可通过燃煤掺氨、燃气轮机掺氢及氢燃料电池等方式发电，为电网提供支撑。在建筑端，氢气可通过纯氢管道、天然气管道等方式送进社区楼宇，利用热电联供系统和专用灶具为家庭生活供能供热，打造氢能利用进家入户的示范应用场景。

二、氢能产业“十五五”

“十六五”发展趋势

（一）氢能在交通领域将不断发展壮大

氢燃料电池汽车由导入期进入成长期，聚焦在重卡领域，乘用车较少。燃料电池技术的发展进步，将使得氢能可以广泛应用于道路交通、船舶、铁路、航空等各种交通领域。综合研判，到“十四五”末，氢燃料电池车保有量将超过3万辆，但离《规划》提出的2025年全国燃料电池车总保有量为5万辆的目标有一定的差距。预计这些车每年消耗氢气量在12万吨的量级。2025年之后，随着应用场景的进一步细分，燃料电池车有望在某些领域开启规模化商业应用，进入成长期。预计燃料电池车在2030年有望达到15万～20万辆的规模。此外，绿氢合成甲醇是航运交通业低碳发展的重要解决方案。在国际海事组织、欧盟的政策驱动下，马士基、中远等众多航运公司开始订造甲醇燃料船舶，未来全球绿色甲醇需求量将呈现快速增长态势，预计到2030年达到1000万吨/年。

（二）绿氢将逐步助力重点工业行业碳减排

合成氨是绿氢下游应用的重点方向。在碳减排和新能源消纳的双重压力下，结合氨运输的便捷性和应用的广泛性，绿氢合成绿氨可助力合成氨工业碳减排，且绿氨作为载氢体将拓展氨作为化工原料的传统下游市场，带来新的增量。绿氢耦合煤化工和炼化试点示范为主。“绿电—绿氢—煤化工”和“绿电—绿氢—炼化”一体化，绿电替代化石能源发电、中低位热能供热，绿氢替代化石能源制氢、做燃料用于高位热能供热，将助力石化行业全面实现低碳化发展和绿色转型升级。

氢能炼钢技术有待持续突破。不同于一氧化碳还原放热，氢还原铁是吸热反应，所以不论是反应原理还是工艺流程，都需要优化再造，技术有待持续突破。未来，“以氢代碳”将是推动钢铁行业源头减碳的重要方向。

（三）氢能产业近中期发展规模预测

随着新能源电力成本的下降和氢能技术体系的成熟，绿氢消费领域和规模从交通领域不断扩大；逐步推进推动化工和冶金等传统工业领域通过绿氢替代实现低碳转型。预测结果显示，到2025年绿氢消费总量达到39万吨，在终端能源消费中占比不足0.1%；到2030年超过300万吨，在终端能源消费中占比达到0.3%左右；到2035年绿氢消费总量达到1150万吨，在终端能源消费中占比达到1.1%。绿氢终端消费的产业分布方面：2035年前，燃料加工与化工、交运仓储两大行业合计占据绿氢消费量的2/3左右，是绿氢消费的主要增长极。

三、氢能产业

中长期发展趋势

展望未来（2035—2060年），氢能产业将进入绿色智慧成熟期。氢能的绿色属性日渐凸显，将充分进入交通、电站、储能、建筑、化工和钢铁等各个细分市场参与竞争，在全球范围内实现将绿色能源转化为动力的系统解决方案。根据预测，到2040年绿氢消费总量为2300万吨，在终端能源消费中占比达到2.2%；到2050年绿氢消费总量为5000万吨，在终端能源消费中占比约5.6%；到2060年绿氢消费总量为8300万吨，在终端能源消费中占比为11.2%。

预计到2060年，我国氢气需求结构中，燃料加工与化工和交运仓储行业的占比分别增长至29.6%、24.4%，钢铁领域占比为14.4%，是绿氢消费的主要领域。随着交通领域乘用车、商用车数量的扩大，工业领域中煤化工、石油化工、钢铁的原料氢替代，以及电力领域中燃氢调峰和燃氨电厂的燃料需求，绿氢的需求潜力很大，属于应用端的重点突破口。此外，在碳中和目标的驱动下，在建材行业、其他制造业、其他服务业、居民生活等领域，绿氢对于煤炭、油品、天然气等化石能源的替代效应逐步强化。这些领域的绿氢消费量，将稳步增加。

总体而言，氢能在可再生能源与传统化石能源之间将起到纽带作用，在化解大规模风光新能源送出消纳难题的同时，更是难以脱碳的工业领域实现深度减排的“攻坚利器”。短期内氢能的发展或许面临着经济性的考验，但随着氢能产业链商业化进程的不断完善和成熟，制氢、输氢技术的不断迭代升级，制氢规模的不断壮大，氢气成本有望快速下降。长期来看，氢能将与交通网、原料网、供电网、供热网等深度耦合，成为未来能源枢纽重要的一环。

第二部分

储能产业

一、储能产业发展现状

（一）政策加快推动储能参与电力市场

2024年储能政策密集出台，国家和地方全年累计发布超过2000项相关政策。新型储能首次被写入政府工作报告中，凸显其在电力辅助服务中的关键作用。清晰的政策为储能企业提供了明确的市场准入和盈利路径，有利于推动储能与电力市场规范化发展，通过容量市场机制等完善推动储能全面参与电力市场交易。

（二）储能装机规模保持高速增长、技术加速突破

截至2024年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模132.5GW，占全球市场总规模的37.1%，同比增长59.9%，其中新型储能规模2024年底达到78.3吉瓦，占比56.8%。其中，超过抽蓄，占全球市场的47%。“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超千亿元人民币，带动产业链上下游进一步拓展，成为中国经济发展的“新动能”。截至2024年底，锂离子电池累计装机规模占比达到55.2%，超过抽水蓄能的42.4%占比。30万千瓦级压缩空气储能电站建成投产，推动了国产化大容量空气压缩机、透平（装备）的研发应用，带动了我国压缩空气储能技术走在世界前列。

二、储能产业“十五五”

“十六五”发展趋势

随着中国式现代化建设步伐稳步向前，我国用能电气化程度仍将持续提升。经预测计算：到2025年，我国新能源并网规模新增200GW以上，总装机占比达60%；到2035年，新能源装机规模进一步扩大，“沙戈荒”大基地、海上风电及储能技术成为关键驱动力。

（一）储能装机容量持续提升，新能源配储比例快速增长

未来非化石能源装机规模将持续增加，仅靠发电电源保障电力供应安全存在系统性风险，“新能源+储能”协同发展趋势是近中期新型能源体系构建的主要途径。储能装机增速始终保持高于非化石电源装机增速。随着风光新能源装机容量的逐步增加，储能规模也在持续增加并且不断提高配储占比。到2025、2030、2035年底，中国储能装机总规模预计达到约1.9亿千瓦、5.1亿千瓦和8.4亿千瓦，年均增速18.6%，超非化石能源装机增速九个百分点。储能装机容量持续提升，持续有力支撑新能源并网消纳和电力系统运行安全稳定。

（二）多项政策扶持为各类储能发展搭建快速通道

未来中国有望明确将储能纳入国家能源安全战略体系；推动《能源法》修订，确立储能在电力系统中的“独立市场主体”地位，明确其参与调峰、调频、备用等辅助服务的权利义务；在西北风光基地配套“风光储氢一体化”政策；在东部负荷中心推广“分布式储能+虚拟电厂”模式，避免“一刀切”配储要求。顶层设计将系统性降低储能投资的政策风险，为产业长期发展锚定方向。

（三）多种技术突破性发展，加速储能产业走向落地

各种储能技术将继续发展和完善，形成各自的应用领域和市场；长时储能技术的突破性进展，源于材料科学创新规模化应用需求的深度耦合。同时，政策端强力推动加速技术产业化落地。在此进程中，储能产业将从设备供应商转向能源系统服务商，最终构建起“源—网—荷—储”深度融合的新型电力生态。在长时储能电池加持下，构网型储能系统势必成为新型电力系统稳定运行的基石。到2030年，国内构网型储能渗透率，特别是在西北地区的渗透率，有望加速提升。

（四）政策引导与市场机制双轮驱动储能行业大力向前

通过政策引导明确方向、市场机制释放活力，可加速储能从“政策驱动”向“市场驱动”转型。在政策引导方面，强化顶层设计，推动技术攻关与标准统一。在市场机制方面，构建多元化收益模式，激发市场活力。短期内需要聚焦技术突破与成本下降，中长期应依托市场化机制形成可持续商业模式，最终构建“技术多元、收益清晰、多方共赢”的储能生态体系，为新型能源体系构建提供坚实的支撑。

三、储能产业

中长期发展趋势

（一）储能占比稳步增长，产业布局加速完善

预计到2040、2050、2060年底，储能装机总规模达到11.8亿千瓦、16.7亿千瓦和18.9亿千瓦，比例达到19.4%、21.4%和21.9%，至2055年前后逐步稳定。到2040、2050、2060年底，中国风光总体配储比例10.1%、24.5%和25.1%。在其他储能技术无根本性突破的前提下，电化学储能仍为未来中长期主要储能技术并持续增长，2040、2050和2060年占全部储能装机的69.4%、71.2%和71.8%。

（二）集中式/分布式储能协同提高电力供应保障能力

在可再生能源开发规模快速增加、负荷峰谷差持续拉大的背景下，到2060年仅靠发电电源电力供应保障系数将降至0.7以下，严重威胁电力系统安全。通过配套部署灵活适配的储能系统，电力供应保障系数可稳定维持在1.1以上的安全水平，储能作为电力系统低碳转型过程中保障安全性和韧性的“稳定器”的功能将愈发凸显。

（三）风光配储比例快速提升，促进新能源并网消纳

与传统能源相比，风电、光伏等可再生能源存在间歇性和波动性等问题，在并网稳定性的要求下，光储深入融合创新将进入提速阶段，光储供电将在更广范围、更多场景中实现商业闭环。

（四）多时长储能协调并进发展，智储融合助力新型能源体系

在储能应用方面，结合短中长期多种储能技术，实现短时间尺度的稳定控制和长时间尺度的能量调节等系统级重要作用，从而提升新能源消纳和保障系统平衡。从中长期发展来看，人工智能技术等新一代信息技术将在新型储能领域得到更为广泛、更为深入的普及应用，成为储能产业发展的重要引擎。储能产业总体将长期持续增长，但由于技术迭代革新，储能产业结构预测波动较大。

第三部分

CCUS产业

一、CCUS产业发展现状

（一）全球CCUS产业步入规模化发展阶段

全球各国高度重视CCUS产业化发展。IEA最新统计显示，截至2024年2月，全球超过25个国家部署CCUS项目，碳捕集规模超过10万吨/年（或直接空气捕集超过1000吨/年）的项目844个，其中44个项目已投建，51个实际运行，5个暂停或退役，744个处于规划阶段。从区域分布来看，项目主要集中在美国、英国、加拿大、澳大利亚、挪威等欧美发达国家。全球CCUS项目呈现以下典型特征。一是涉及领域不断扩大。二是单体规模不断增大。三是产业集群和枢纽不断涌现。

（二）国内CCUS仍处在规模化示范阶段

截至2024年底，我国已投运和规划建设中的CCUS示范项目超过120个，其中超过半数已投入使用，捕集能力达600万吨/年，油田二氧化碳注入能力400万吨/年。多个百万吨级以上的CCUS项目正在规划，但已投运项目仍规模偏小，捕集能力多为50万吨/年以下；重点减排行业均有涉及，水泥、钢铁等行业示范项目刚刚起步。从在建项目来看，国内CCUS发展呈现以下三方面特点。一是CO₂-EOR项目规模逐步增大。二是低浓度气源捕集项目单体规模快速提升。三是捕集成本整体处于全球中等偏低水平。

（三）国内外CCUS技术发展水平现状

通过对主要国家在CCUS领域技术布局的深入研究发现，欧美等发达国家在CCUS技术部署方面处于全球领先地位，已构建起成熟完善的驱油技术体系及配套设施，对全球CCUS技术的发展发挥着示范与引领作用。中国CCUS技术在各个关键环节均取得了显著突破，尽管存在各技术环节发展失衡、项目规模普遍较小等问题，距离实现商业化规模应用的目标仍有较大差距，但已具备大规模二氧化碳捕集、管道运输，以及二氧化碳利用与封存系统的设计能力，为CCUS的规模化推广应用奠定了坚实基础。

二、CCUS产业“十五五”

“十六五”发展趋势

（一）CCUS技术近中期应用前景

2035年前，中国CCUS技术将逐步迈向规模化应用。其中，CCUS技术应用最佳窗口期在2030—2035年。从发展规模与速度来看，到2035年我国火电行业（含供热）碳捕集规模达到3228万吨，钢铁、建材、化工（含石化）行业捕集规模将达到127万、289万、271万吨。从技术角度来看，新型膜分离、新型吸收、新型吸附等技术的成熟将推动能耗和成本降低30%以上，有望在2035年前后实现大规模推广应用。对于负排放技术，现阶段到2035年仍不具备大规模应用潜力。

（二）国内CCUS成本近中期走势

现阶段来看，CCUS技术成本较风电、光伏等新能源成本竞争力处于劣势，亟须提升技术成熟度和规模化效益，降低综合成本、提高产业竞争力。从工艺流程来看，碳捕集过程能耗较高。技术创新和规模化示范是推动CCUS成本下降的重要举措。至2035年，煤电CCS全流程成本有望下降至290元/吨。CCUS规模化示范应用对提升技术成熟度、加快技术学习率具有重要意义。

（三）国内CCUS产业近中期发展趋势

2035年前，伴随CCUS技术协同布局发展，千万吨级CCUS产业集群雏形将逐步形成。CCUS技术在中国的应用规模预计平稳增长，CO₂利用占比从2020年的17%增长至2035年的55%。预计到2040年，地质、化工、生物等利用技术基本能够实现商业应用。

三、CCUS产业

中长期发展趋势

（一）CCUS技术中长期应用前景

2035年之后，CCUS技术将实现规模化部署，完成CCUS产业集群化与商业化的阶段性跨越。其中，火电行业CCUS应用规模最大，捕集规模从2035年3228万吨增加到2060年89178万吨。钢铁、建材、化工（含石化）行业CCUS规模快速增长，2060年规模分别达到18725万、4492万、14919万吨，2060年三大行业CCUS规模占全国比例达到30%。

（二）CCUS成本中长期走势

中长期来看，CCUS平均成本将呈现较为明显的下降趋势。至2060年，煤电CCUS全流程平均成本将逐步下降至145元/吨，较2035年下降50%。同时，CCUS规模效应催生技术溢出效应，促进产业集群式融合发展，对于加速全流程项目成本下降至关重要。

（三）国内CCUS产业中长期发展趋势

2035年之后，中国CCUS加快产业集群式发展和实现高水平商业化应用。到2040年，CCUS系统集成与风险管控技术实现突破，初步建成若干个CCUS产业集群；到2050年，CCUS技术实现广泛部署，建成多个CCUS集群。整体来看，CCUS产业在2035—2050年、2050—2060年将分别以转化利用和咸水层封存为主要发展重点，2060年CCUS产业将贡献10亿吨级工程碳汇。

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