预计我国天然气需求在2035~2040年将处于平台期，峰值约为6200亿立方米，届时将占一次能源消费比例近11.4%。至2060年，天然气消费量仍将保持在4200亿立方米左右，约占一次能源消费的比重为9%。从能源总体安全的角度考虑，化石能源将不会迅速被间歇性的可再生能源所取代，这将为天然气消费快速增长、发挥作用创造空间；若能源转型进程加速，可再生能源快速发展替代，则天然气消费增长空间将受限制。

    ●近中期，天然气需求重新步入中速增长的轨道。2023年以来，国内天然气市场复苏步伐逐渐加快，预计2025年增至4560亿立方米，能够实现“十四五”规划目标。这表明，我国天然气市场具备强大的韧性。随着可再生能源的快速发展和“碳达峰”目标的压力增大，以及进口天然气成本的下降，天然气在小锅炉、小窑炉治理等方面将继续发挥重要作用。预计2030年，天然气消费量将达到约5690亿立方米，占一次能源的比例约为10.6%。

    ●中远期，天然气的主要替代空间将被电力所占据，而氢能也将在部分应用场景中取代天然气，从而削弱天然气需求的增长动力。建材、轻工业等行业的工业小锅炉散煤治理工作已基本完成，剩余的可替代空间相对有限，导致天然气需求增长放缓，并逐渐进入平台期。随后，一些原本使用天然气的行业将逐步转向电能替代，同时氢能技术取得突破，在难以脱碳的领域加速渗透，如氢能重卡、工业氢燃料等规模将不断扩大，天然气需求将进入下行阶段。

    ●我国天然气消费结构将继续呈现多元化、多层次的发展趋势。各类天然气消费领域将根据自身特点和市场需求，实现稳定增长或快速发展。其中，工业和发电领域将成为天然气消费最具发展潜力和影响力的领域。在工业领域，天然气作为煤炭的减量替代需求增长迅速，在一些积极推动工业“煤改气”的地区趋势尤为明显。在发电领域，天然气在气电调峰保供方面发挥着重要作用。

    LNG（液化天然气）重卡发展的关键驱动力是相对于柴油重卡的经济性。2023年以来，气柴价格比（车用LNG和柴油价格之比）快速下降，催生了LNG重卡新一轮更强势的“爆发式”增长。近中期看，预计气柴价格比仍对LNG 重卡发展有利，到2030年，LNG重卡加气量有望实现近翻倍增长。

    ●重卡市场将进入需求旺盛期。近年来，随着长途物流在整个物流运输中占比不断提升，重卡的平均更换周期已经大幅缩减至7年左右。在重卡细分领域，LNG重卡的平均更换周期更短。2025~2030年，国内重卡更新的总规模预计将超700万辆。

    经济持续增长也将为市场带来每年约10万辆重卡的新增需求。政府推行“以旧换新”政策，将进一步加快老旧柴油货车的更新换代速度。因此，预计2025~2030年国内重卡市场将迎来一波销售热潮，LNG重卡保有量有望快速提升。

    ●合适的气柴价格比对于促进LNG重卡加气需求增长起到至关重要的作用。2023年及2024年前三季度，国内零售环节（主营加油站）的气柴价格比均值分别为72%和69%，与之相对应，LNG重卡渗透率分别达16%和19%。基于对2025~2030年油气价格的基准情景进行预测，零售环节（主营加油站）的气柴价格比将维持在70%左右，这一比例总体上低于LNG 向柴油转换的临界点（75%）。沿海与内陆地区的LNG 价差会下降，甚至出现倒挂情况，LNG重卡市场朝着南方地区进一步发展的趋势愈发明显。

    预计到2030年，LNG重卡保有量会从当前的70多万辆大幅增至160万辆以上，其加气需求量也将从2024年约2400万吨急剧提升至约4500万吨。

    国际油气市场将步入宽松阶段，油气价格的下跌带来国内天然气使用成本的下降，为扩大天然气使用规模创造了极为有利的条件。与此同时，国内天然气市场竞争愈发激烈，各供应商纷纷加大营销力度，深度挖掘客户用气潜力，也会进一步推动天然气在工业领域的广泛应用。

    ●工业领域的清洁能源替代仍存在空间。近年来，在政府的高度重视与有力领导下，散煤治理领域成果斐然，尤其是针对工业燃煤小锅炉和小窑炉的整治。一方面，通过淘汰落后产能，逐步将高能耗、高污染的老旧生产设备清除，从源头上削减了散煤使用量；另一方面，积极推进清洁替代，鼓励企业采用更环保、高效的能源利用方式，天然气便是主要的替代能源之一。这些有力措施带来了多方面的积极效果，不仅使散煤使用量得到有效控制和减少，而且污染物排放大幅降低。

    ●散煤清洁替代将持续推动工业用气的增长。我国部分工业行业终端用户由于天然气在成本结构中占比较高，对天然气价格变动极为敏感。依据2025~2030年国内天然气供应结构与成本预测情况，我国管道天然气的平均价格相较2024年将降低约10%，这会直接促使天然气使用量增加。环保减碳政策的约束性和严格程度必然会增强，这将推动各地区、各行业和各领域加快减排进程。展望未来，煤炭减量政策在区域上不断拓展，淘汰标准愈发严格，工业领域对清洁能源的需求将持续攀升。在当前的工业经济结构中，天然气作为一种清洁、高效的能源，有着重要的现实意义和显著的替代优势。

    ●市场竞争环境对工业用气增长起到助推作用。基于全球天然气供需形势预测，2025~2030年东北亚现货LNG价格为7~9美元/百万英热单位，这个价格大概率低于国内现有的与油价挂钩的LNG进口长期合约价格。再加上LNG接收能力进一步增强，天然气管道持续 “织网”和“扩网”，预计第二、第三梯队买家会更加活跃，激烈的市场竞争也将为天然气在工业领域的渗透增添助力。

    2024年，我国气电装机容量、发电量分別为约1.4亿千瓦、0.32万亿千瓦时。气电是天然气消费中最具发展潜力的部分之一，在新型电力系统调峰需求下，气电将经历快速增长、缓慢下降两个阶段，年装机量长期维持在2亿千瓦以上，至2060年，装机规模为1.5亿~4.5亿千瓦。

    ●2024~2045年为快速增长期：波动性电源快速增长、其他灵活性电源瓶颈制约，气电迎来发展窗口期，装机规模快速增长。

    风电、光伏等电源装机占比迅速增加，电力系统波动性、峰谷差加大，气电调峰需求尤其是顶峰出力需求快速增加。煤电灵活性改造瓶颈、抽水蓄能地理位置制约，以及储能安全性、盈利性及时空局限性有待解决，气电作为优质调峰电源，将在维护电力系统稳定，尤其是需求侧调峰方面发挥重要作用。在政策、技术、气价的共同推动下，气电经济性有所提升。气电累计装机规模将进入平台期，具体达峰水平取决于煤电、抽水蓄能、储能等其他灵活性电源的发展速度，在协调转型情景下，将在2045年达到2.26亿千瓦左右峰值。

    若煤电加速淘汰、抽水蓄能增长缓慢、储能和氢能发展远低于预期，气电达峰时间还将后移。

    ●2046~2060年为缓慢下降期：储能等技术成熟，电力系统调峰压力缓解，碳排放成为气电发展制约因素，装机缓慢下降。

    随着风机大型化、发电效率提高，风力、光伏发电成本进一步降低，电力系统波动上升趋缓，灵活性电源增速放缓。储能、需求侧响应、煤电+CCUS（碳捕集、利用与封存）等快速发展，进一步挤压气电调峰空间。随着“碳中和”目标逐渐实现，碳排放约束趋严，气电产生的碳排放将制约其发展。气电装机容量将缓慢下降，在协调转型情景下，预计2060年气电装机容量降至1.8亿千瓦左右。

    2024年，我国非化石能源供应总量增至11.8亿吨标准煤，以电力形式为主。其中，水力、核能、风力、光伏发电量分别约为1.44万亿、0.45万亿、1万亿、0.81万亿千瓦时。非化石能源发电装机容量、发电量以及在一次能源总量中的份额稳步提高，正在成为我国能源系统增量的主体，远期将成为我国的主导能源。

    ●从整体看，非化石能源正在成为我国能源系统增量主体，将于2030年前后超过化石能源发电量，消纳问题成为非化石能源发展的关键。

    近中期，光伏、风力发电等可再生能源加速扩大规模，预计到2030年、2040年，我国非化石能源发电量增至6.15万亿、10.41万亿千瓦时，逐渐成为电量供应主体；非化石能源发电装机容量分别增至33.87亿、58.12亿千瓦。与此同时，光伏、风力发电等波动性电源利用率逐渐下降，消纳问题成为非化石能源发展的关键。远期，随着新型能源体系构建完善，非化石能源消纳问题得以解决，利用率提升，成为我国主导能源，预计到2060年，我国非化石能源发电量超过17万亿千瓦时，占我国总发电量的91%，非化石能源装机量超过84亿千瓦。

    ●光伏、风力发电成为非化石能源电力装机主体，发电量占比逐步提高；水力发电量占比逐渐降低；核电稳定发展。得益于资源、成本、规模优势，在风光大基地建设推动下，风力和光伏发电快速发展，合计占非化石能源装机量、发电量的比例长期处于70%、60%以上。水电装机容量仍有一定增长，到2040年装机容量增长至6.82亿千瓦，抽水蓄能占增量的85%。水电将在电力系统中发挥重要的调峰作用，发电量占比逐渐下降，至2060年，降至11%左右。核电稳步发展， 2060年发电量约2.31万亿千瓦时，在非化石能源中占比约13%。其他非化石能源发电装机容量和发电量的增速都大于10%，但受制于资源量小或开发难度大等因素，在非化石能源体系中占比较小，预计到2060年占比达到8%左右。

    “十五五”时期，我国风电光伏产业发展增幅可观，但将迎来增速换挡和驱动因素转换的拐点。

    ●光伏、风力发电发展驱动因素转换，电力供需驱动作用减弱，产业链内生驱动力增强。从电力供需看，随着产业升级和科技进步，预计我国全社会用电量年均增速将从“十四五”时期的6%降至“十五五”时期的5%以内，增量亦有所收窄，因而对光伏、风力发电产业增长的驱动有所减弱。从产业链看，一方面，为充分消纳我国新能源制造业产能，应对《欧洲太阳能宪章》、美国“双反”政策等的不利影响，我国光伏、风力发电装机容量存在增长潜力，预计到2030年、2035年，我国光伏、风力发电装机容量合计分别超26亿、37亿千瓦；另一方面，新能源产业正在成为推动我国能源转型的内驱动力和促进经济高质量发展的新增长点，根据规划，到2030年，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地总装机容量将达4.55亿千瓦，这些绿电将不仅用于满足当地电力消费和跨区域传输，而且用于制取绿色氢氨醇等下游产品。

    ●波动性电源消纳问题凸显，并网增速换挡。随着波动性电源占比在2025年突破20%，电力供应时间错位和空间错位矛盾将更加凸显，电网消纳能力紧张导致并网电量增速放缓。一方面，电力供应链的储存调度成本将阶梯性攀升，发电企业、电网企业等供应链主体，甚至工业大用户将承担更高的绿电成本，从而倒逼光伏、风力发电产业的优化。预计近中期，光伏、风电装机增速有所放缓，发电利用率显著下降，使得并网发电量增速将先于装机增速下滑。另一方面，峰谷差加大，灵活性电源布局进展影响消纳。随着光伏、风力发电大规模发展，预计到2030年、2035年，电力日峰谷差分别达11亿、16亿千瓦左右；2030年，短时、中时、长时灵活性需求分别达3.2亿、8.0亿、9.7亿千瓦。

    随着对能源转型问题和规律认识的不断深入，国家提出推动能源转型的“两个转变”：一是清洁能源生产供给由集中开发、大范围统一输配向区域自平衡和跨区域优化配置并重转变，二是终端能源消费转型由电能替代为主向电、氢、氨等多元清洁替代转变。政策转变有利于促进非化石能源消纳提升和终端用能深度脱碳。

    ●从非化石能源在终端的消纳形式看，预计近中期电力占主导，2035年后绿色氢氨醇将开启规模化发展替代。我国终端非化石能源消纳将呈现两阶段特征：第一阶段（当前至2035年），我国终端非化石能源消费总量将从不足5亿吨标准煤增至10亿吨标准煤以上，非化石能源对终端用能增长达峰的贡献率超过75%，受产业结构和用能结构影响，电力是非化石能源在终端直接利用的最主要形式，预计占比维持在95%以上；第二阶段（2036~2060年），我国终端非化石能源消纳将呈现多元化特征，绿色氢氨醇产业实现规模化、市场化发展，为能源系统低碳转型发挥积极作用，将以不足15%的消费占比、创造对非化石能源消费总量25%的增长贡献率，非化石能源在我国终端用能总量中的占比将从23％提升至65％。

    ●缺乏经济性是近中期制约绿色氢氨醇拓宽场景、提高消纳的主要瓶颈。若不考虑碳排放成本，从供给侧测算，当绿电0.3元/千瓦时、绿氢22元/千克时，绿色甲醇和绿色合成氨的制备成本分别为5520元/吨、4400元/吨，均在煤制甲醇和煤制合成氨的两倍以上；从需求侧测算，以航运场景为例，暂不考虑船舶建造、运营费用，仅对比燃料动力成本，绿色甲醇成本约合875元/兆瓦时，是LNG的3倍、燃料油的4倍。近中期看，驱动绿色氢氨醇成本降低、规模扩大的因素主要有三：一是化工等工业领域节能降碳诉求提升，二是国际海运领域减排目标约束，三是碳排放成本和产品碳足迹要求倒逼。

    ●为化解日益凸显的绿氢资源地、市场地空间错配矛盾，建议构建西氢东送、北氢南输、海氢上岸“四纵三横”主干输氢管网。到2060年，我国绿氢生产利用总量将超过7600万吨，中东部地区是绿氢消费主力区，预计存在大约2500万吨/年的供应缺口；西部地区绿氢资源充足，除满足本地需求外，还具备满足中东部地区氢能缺口的条件。