【摘要】当前，能源安全形势日趋严峻，新能源高比例渗透冲击电力系统稳定，碳中和时间窗口不断收窄，传统能源与新能源独立并行、缺乏协同的发展模式亟待改善。立足我国能源发展现实并兼顾长远，多能融合成为破解困局的关键路径。研究表明，化石能源“富碳缺氢”与可再生能源“产氢无碳”，在物质及元素层面构成天然互补。鉴于我国西北地区煤化工基地与风光资源空间高度重叠，技术产业深厚积累且绿电持续降本，多能融合已具备从技术走向现实的基础。技术层面，新能源应由单一发电向综合利用拓展，以合成气/甲醇平台和氢能平台为枢纽，推动煤炭由燃料向原料转变，实现能量与物质协同优化；实施层面，应着力打造多能融合先行示范区，构建“就地转型—增量开拓—存量优化”的区域联动格局，为加快建设能源强国、保障国家能源安全提供坚实支撑和示范样板。
【关键词】多能融合 能源安全 绿色低碳 “双碳”目标 技术路径
【中图分类号】TK01 【文献标识码】A
【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2026.07.003
【作者简介】刘中民，全国政协常委，中国工程院院士，中国科学院大连化学物理研究所所长、研究员、博士生导师，低碳催化技术国家工程研究中心主任，国家能源低碳催化与工程研发中心主任。研究方向为能源化工领域应用催化研究与技术开发，在分子筛结构酸性位的精确调控机制、甲醇反应化学动力学，以及催化反应工程等方面取得重要研究成果，组织开发甲醇制烯烃（DMTO）技术、合成气制乙醇（DMTE）技术等，并在全球率先实现工业化。
多能融合的提出背景与理论逻辑
融合是新时期能源转型的典型特征。主导能源类型的更替是能源转型的关键。人类社会发展历经从薪柴到煤炭、再到油气的能源转型，其进程总体呈现由效率提升和经济性改善共同驱动的趋势，新型能源在市场竞争中自然胜出。由此，“替代”成为长期以来传统能源转型的基本脉络。
当前，全球能源与产业体系正经历深刻变革。传统的以化石能源为主体的供给模式正在向清洁低碳、安全高效、灵活智能的新型能源体系转型。在这一过程中，“融合”成为区别于以往能源结构调整的显著特征，不再是单一能源品种的线性替代，而是多种能源在技术、产业、空间等多维度上的深度耦合。究其原因，一是转型的关键驱动力不再局限于“技术—经济”竞争，而是更多呈现为碳约束条件下生态压力、政策规制和技术进步的共同作用。实际上，当前化石能源在效率或经济性上并未全面失去优势，煤油气在能量密度、可储存性和可调度性等方面的优势，对能源系统仍具有重要价值。二是以风电、光伏为代表的可再生能源属于典型的技术驱动型能源，其成本下降更多遵循学习曲线而非资源耗竭曲线，规模扩张往往伴随边际成本递减。由此，能源竞争的关键维度正在由资源占有转向技术迭代与系统集成，传统能源与新能源之间并非简单的此消彼长关系，二者需在不同功能维度上重新分工、协同配置。
超越替代、深度融合是破解转型系统性矛盾的内在要求。单一替代逻辑之所以难以支撑新发展阶段能源转型，根本原因在于其难以同时回应安全稳定、绿色低碳和经济可承受这三重目标。一方面，化石能源作为主体能源的地位，在短期内难以发生根本改变；另一方面，随着风电、光伏等新能源装机规模快速增长，可再生能源的间歇性、波动性等对电网安全和系统稳定的挑战较大。二者之间并非简单的替代关系，而是存在深度耦合的内在需求，传统能源需要为新能源的规模化发展提供灵活调节能力，新型能源则需要为传统能源的清洁化转型提供绿色电力和绿氢支撑。
长远来看，从能量供给角度，可再生能源替代化石能源的方向是明确的，其间歇性、波动性等约束，也有望随着储能、电网和调度技术进步而逐步缓解。然而，必须同步考虑化石资源作为碳及碳氢化合物所兼具的能源与物质的双重属性。基于化石资源的能源化工，支撑着从基础化学品到合成材料的庞大物质生产与供应体系，包括可再生能源发展本身所需要的关键材料，如风电叶片依赖碳纤维和环氧树脂，储能电池离不开电解液、隔膜等化工材料。为此，未来能源体系的分析框架，应由“能量替代”拓展为能量、物质供应双功能，在推进能量供给清洁化的同时，引导化石资源从能源向原料转化，使各类能源资源的能源属性与物质属性各得其所，超越单一替代逻辑的局限。
多能融合是立足中国国情的现实路径。中国具备推进多能融合的资源禀赋和产业基础。“富煤贫油少气、可再生能源丰富”是我国的能源资源禀赋。依托数十年技术发展及工业化积累，我国能源工业聚焦“富煤贫油少气”的化石能源资源禀赋，建立了规模庞大的煤、油、气开采工业，建成全球规模最大的清洁煤电供应体系、较为完整的煤化工和石油化工产业链、全球领先的特高压输电网络、规模巨大的钢铁水泥等物质产业，以及从硅料到风电整机、新能源汽车的完整新能源及下游装备制造链条，为国家发展提供必需的能源动力与基础材料。面向“双碳”目标，单纯的替代路径既难以承接现有规模庞大的化石能源工业体系，也难以充分发挥化石资源的物质属性；而单纯延续既有高碳路径，又无法满足碳约束的硬性要求。这使得我国必须在兼顾传统能源与新型能源体系的特性的基础上，积极稳妥推进能源转型。全球没有现成经验可以借鉴，必须依靠我国自身的产业基础与科技创新能力走出一条新路。这是充满挑战的新机遇。
中国科学院能源领域专家立足我国资源禀赋、产业基础与发展阶段，经过长期研究，系统提出多能融合理论与框架，[1]该理论与框架为我国未来能源发展提供了可行方案。本文立足这一研究基础，聚焦传统能源清洁高效利用与新能源安全替代如何协同发展这一问题，提出以深度融合推进协同发展的整体思路与可行路径。
传统能源与新能源深度融合的紧迫趋势
传统能源与新能源长期在各自技术和产业体系中独立发展。面对当前能源安全、绿色低碳与碳中和等多重战略要求，两个体系分立并行的局面已不可持续。推动二者由并行发展转向深度融合，成为能源转型的关键所在。
能源安全的复杂性与紧迫性不断加剧。“十五五”规划纲要指出，面对国际风云变幻和各种风险挑战，必须“勇于面对风高浪急甚至惊涛骇浪的重大考验”。当前，我国发展处于战略机遇和风险挑战并存、不确定难预料因素增多的时期，能源安全的复杂性、紧迫性不断加剧：一是地缘政治博弈趋向极端化，“断链脱钩”持续升级并趋向长期化，局部冲突时有爆发，极端条件下的能源安全保障面临新的挑战；二是传统油气供需矛盾仍在加剧。我国石油、天然气消费总量持续上升，油气对外依存度分别超过70%和40%。近期俄乌、美以伊局势升级，通过威胁源头供应、阻塞关键海峡通道等，给我国油气的稳定获取带来挑战，凸显“缺油少气”带来的结构性约束。
新能源跨越式发展对现有能源体系构成挑战。我国具有超大规模市场优势，同时，新能源技术快速进步，带动风电、光伏装机规模爆发式增长。“十四五”期间，我国风电光伏每年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿、4亿千瓦关口，实现跨越式发展。未来，高速甚至超预期发展仍可能持续，但风电、光伏等可再生能源出力具有间歇性、随机性、波动性的固有特性，在大规模、高比例利用过程中，随着风电、光伏新能源发电量占总发电量比重（以下简称新能源电量渗透率）的提升，须配套相应体量的调节性资源，这将带来电力系统成本快速上升。根据国网能源研究院测算，当新能源电量渗透率超过15%后，整个电力系统的成本将达到快速增长临界点[2]。即使未来新能源场站的成本下降，也很难完全对冲因消纳新能源而上升的系统成本。2025年，我国风能、太阳能发电占总发电量比重达22%，对现有电力系统的安全与成本都形成挑战。
单一子系统内部优化难以支撑能源系统整体跃升。化石能源系统与新能源系统各自完成了长期技术迭代。煤电超超临界技术不断逼近热力学与工程经济性的边界，煤化工现代化改造持续降低物耗和能耗；风电和光伏在过去十年实现了显著降本。然而，两大系统均面临内部优化边际收益逐步递减的问题。各自系统逐步逼近自身最优边界后，如继续沿各自体系内部追求增量改进，所需投入将越来越大，但对系统整体性能的提升作用却越来越有限。要进一步实现跨越式效率提升，仅靠单一的子系统内部挖潜将难以实现，必须通过跨系统重构和系统耦合，寻找新的节能减排空间。例如，通过多能融合体系，在系统层面打通电、热、氢、化工等能量与物质通道，构建可灵活切换的转化路径等。在电力富余时可转化为氢或热进行跨时间尺度存储，供给紧张时又可通过相关系统反向释放；电解槽弹性运行、工业负荷柔性调整、车网互动，使需求侧由灵活性的被动承受者转变为主动贡献者。由此，系统灵活性不再主要依赖单一能源品种的物理极限，而是更多来自多路径协同形成的系统能力。
碳中和时间约束压缩系统调整窗口。要在2060年前实现碳中和目标，意味着我国能源系统需要在不到四十年的时间内完成由高碳向近零碳的根本转型，这一系统重构具有现实紧迫性。当前我国碳排放总量规模较大，能源活动碳排放占比居高，而煤炭利用是能源碳排放的重要来源。电力部门可通过风电、光伏等可再生能源替代逐步去碳，然而，工业部门，尤其是与物质生产相关的流程工业，其去碳难度明显更高。以钢铁、化工、建材等行业为例，这类流程工业的碳排放相当一部分来自工艺过程本身，碳既是能量来源，也是还原剂和原料，难以通过简单的能源替换加以消除。去碳化的真正难点，在于实现高耗能工业的流程再造。例如，以绿氢替代灰氢进入化工与冶金流程，以绿电驱动电解与电热过程，利用二氧化碳与绿氢结合生成化学品与燃料等路径，均共同依靠绿氢枢纽作用，而相关技术还处于技术经济探索阶段。
传统能源与新能源深度融合的现实基础
资源禀赋互补为深度融合提供资源基础。化石能源能否与可再生能源实现融合，首先取决于两类资源禀赋的互补性。从资源总量来看，我国煤炭资源丰富，风能、太阳能资源总量均位居世界前列，已具备支撑两类能源大规模产业耦合的条件。截至2024年，我国水力资源技术可开发量达6.87亿千瓦[3]，风力发电和光伏发电的技术可开发量分别超过100亿千瓦和450亿千瓦[4]。按发电煤耗法折算可超过240亿吨标准煤，超过我国石油、天然气的剩余技术可采储量。从空间布局来看，我国煤化工产业主要集中于内蒙古、宁夏、陕北、新疆等地，这些地区也是风光资源尤为富集的区域，地理上的高度重叠，为化石能源与可再生能源的就地耦合提供了天然的空间条件。
物质元素互补为深度融合提供科学基础。化石能源与可再生能源能够深度融合，是因为二者在分子及元素层面有互补关系。能源化工过程的核心是碳、氢、氧等元素的转化与重组。化石能源体系富碳缺氢，可再生能源体系则能够提供氢、氧与电子驱动力，这为二者耦合提供坚实的科学基础。
从物质维度看，能源化工的核心反应是碳、氢、氧元素的拆解与重构。煤炭等化石原料富碳缺氢，传统煤化工通常通过水煤气变换反应补氢，实质上是以消耗碳元素为代价获取氢，部分碳由原料转化为二氧化碳排放，这也是煤化工高碳排放的根源。可再生电力驱动电解水则可直接产出氢与氧：绿氢能够弥补化石体系的氢缺口，使碳尽可能保留在目标产物分子中；绿氧可替代部分空分装置供氧，降低系统能耗。化石体系“有碳缺氢”与可再生体系“产氢无碳”的特征，在元素层面形成天然互补。此外，电力不仅是能量载体，还能以电子形式直接驱动化学反应转化，为远期推动“间接补氢”向“直接驱动碳转化”转型提供新路径。
技术与产业积累为深度融合提供工程化基础。多能融合发展能否从原理走向现实，关键在于技术创新和工程实现水平。在化石能源一侧，我国已建成全球规模最大、体系较完整的现代煤化工产业，煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制乙醇等主要技术路线均已实现商业化运行，关键装备与催化剂国产化水平持续提升。石油化工领域，沿海大型炼化一体化基地的加工能力和技术水平处于国际前列，而且随着新能源汽车快速渗透，成品油需求逐步进入平台期甚至下行区间；高端化工原料需求持续增长，“减油增化”已成为行业的重要趋势。而甲醇石脑油耦合制烯烃、芳烃等技术的突破，可有效提升工艺能效和碳原子利用效率，为煤化工与石油化工耦合提供较强的技术和产业对接基础。
在可再生能源一侧，我国风电和光伏装机规模均居全球前列，风能、太阳能发电成本在过去十年间显著下降，部分资源优势区域度电成本已具备较强竞争力，为大规模绿电供给奠定了基础。电解水制氢方面，碱性电解槽已实现大规模国产化，质子交换膜电解技术持续突破。此外，化石能源与新能源融合发展已由理论推演阶段进入工程落地阶段。例如，内蒙古、宁夏、新疆等地已启动多个绿氢与煤化工耦合示范项目，在真实工业场景中验证融合路径的技术可行性。
经济性改善为深度融合提供产业化基础。融合发展的可行性最终须接受经济性检验。当前，绿氢成本仍高于煤制氢，已成为行业普遍关注的现实问题。但如果从动态的、系统的整体收益角度审视其经济性，绿电价格便是绿氢成本的决定性变量。根据国家能源局2025年公布数据，近十年来，中国助力全球风电和光伏发电项目平均度电成本分别下降60%和80%。随着技术进步，未来仍有进一步下降的空间。与此同时，碳排放正由外部性成本逐步转化为显性成本，碳市场持续扩容、碳价稳步上行的预期不断强化。绿电降本与碳成本显性化共同作用，正持续缩小绿氢与煤制氢间的成本差距。
从项目整体看，绿氢的引入不仅意味着氢源结构替代，还将带来流程简化与副产物协同利用效益。煤气化过程将从造合成气转化为造一氧化碳为主，并有望减少水煤气变换装置；电解水副产氧气可部分甚至全部替代空分装置供氧，进而降低建设和运行成本；碳排放减少还可在碳市场中产生额外收益。若将这些系统层面的工程简化与综合收益纳入统一核算，多能融合方案的经济性将优于仅基于氢气单位成本进行简单对比所得出的结论。总体而言，绿电降本、碳成本显性化以及流程简化等因素叠加，正推动多能融合路径从示范验证阶段走向规模化应用阶段。
国家战略为深度融合提供政策基础。多能融合发展离不开清晰稳定的政策框架。碳达峰碳中和“1＋N”政策体系确立了“先立后破”的基本原则与中长期发展框架；《“十四五”现代能源体系规划》提出推动多能互补、源网荷储一体化发展；《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》将可再生能源制氢确立为重要战略方向，突出绿氢在工业脱碳中的关键角色；“十五五”规划纲要指出，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，坚持风光水核等多能并举。
近年来，“多能融合”正在成为能源政策话语中的高频词。2025年，国家能源局出台《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》提出，推进煤炭与新能源融合发展，鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化绿电、绿氢利用替代和碳捕集、利用与封存（CCUS）技术应用。内蒙古、宁夏、陕西等地陆续出台专项政策并推动示范项目落地。多能融合由行业共识转化为政策文本，标志着这一方向正由企业探索逐步上升为国家战略部署。
传统能源与新能源多能融合的技术框架与发展路径
多能融合为协同发展提供总体方案。多能融合的关键在于，通过技术创新和模式创新，打通化石能源与非化石能源之间、不同能源子系统之间以及能源资源加工利用不同环节之间的壁垒，以系统集成方式实现能量效率、物质效率、环境效益和经济效益的协同优化。
从总体上看，“四主线·四平台”能够为多能融合提供思路框架：主线包括化石能源清洁高效利用与耦合替代、非化石能源多能互补与规模应用、工业低碳与零碳流程再造、数字化智能化集成优化；平台则包括合成气与甲醇平台、氢能平台、储能平台和二氧化碳利用平台（见图1）。
需要强调的是，本文虽以这一更大的框架为理论背景，但研究聚焦其中与“煤炭清洁高效利用—新能源安全替代”直接相关的部分；生物质与二氧化碳利用等内容主要作为中远期碳源接续路径进行讨论。
煤炭清洁高效利用的关键在于由燃料属性转向原料属性。“先立后破”不仅意味着新能源对化石能源的外部替代，也意味着化石能源体系内部的发展范式需要重构。煤炭传统利用以燃烧为主，碳直接氧化为二氧化碳，其化学价值未能充分发挥。若将煤从燃料重新定位为碳源，通过气化转化为合成气，碳便不再主要被燃烧排放，而能够作为碳源进入甲醇、烯烃、芳烃等产品分子结构中，实现由“燃料碳”向“材料碳”“化学碳”的转变。
以合成气／甲醇为平台，推动化石能源由燃料向原料转型主要包括以下三条路径。一是以合成气为接口，实现煤基合成气与绿氢的融合利用。煤的氢碳比偏低，作为碳源使用时，需要补充清洁氢，而绿氢可有效填补这一缺口。由煤提供碳源，绿氢替代传统水煤气变换环节的补氢功能，能够从源头实现碳排放的有效削减。基于这一模式制备的绿色甲醇及其下游产品，构成煤化工与新能源深度融合的直接产物。二是通过煤化工与石油化工原料互补与能量耦合，促进煤炭清洁高效转化。传统石油化工的加工路线多以大分子裂解为小分子为主，化学键断裂需较高反应温度与能量输入，属于吸热反应。而煤化工的主要路线是先将煤转化为合成气，再转化为烯烃、甲醇或其他下游产品，是由小分子变为大分子，化学键增长的过程，具有放热特征。当甲醇与石脑油在同一体系中协同催化转化时，可实现强吸热、强放热原位耦合，提高系统能效，大幅降低二氧化碳排放。目前开发的甲醇石脑油耦合制烯烃技术，烯烃产率可提高15%以上，能耗降低30%。三是中远期来看，通过绿色甲醇与煤化工、石油化工的耦合，可推动整个化工过程的绿色低碳转型，既可为石油化工提供低碳化新原料，也能为新能源发展提供规模巨大的物质转换体系。
新能源安全替代的关键在于由单一发电转向综合利用。新能源规模化发展对能源安全将同时产生正反两方面效应。一方面，风光资源为本土资源，装机规模扩大有助于增强国内能源自主供给能力；另一方面，其波动性和间歇性又会对电力系统构成更高消纳压力，且这种压力随渗透率提高呈现非线性上升。如何增强前者、抑制后者，是新能源由规模扩张走向高质量发展必须回答的问题。
在电力系统内部，储能技术能够有效应对秒级至小时级的短时功率与电量平衡问题，但其应用始终局限于电的循环利用，难以在经济可行的前提下实现跨季节长时储能，也难以直接应用于高温工业、交通燃料和化工原料等非电终端。由此，新能源利用必须在电力利用“第一曲线”之外开启非电综合利用“第二曲线”，即：由单纯电力利用走向更广泛的非电利用，而这一转变的关键枢纽就是绿氢。
氢兼具能源载体与化工原料双重属性。在能源侧，一方面，电解槽可作为优质柔性负荷，在电力富余时制氢、紧缺时退出，为系统提供需求侧调节能力；另一方面，氢能够进入合成氨、甲醇、冶金还原、航运燃料等非电终端，突破单纯电气化的边界。而在原料方侧，煤化工中的合成气转换可为绿氢提供大规模工业落地场景，也可为绿氢技术与产业培育提供平台。
后化石能源时代的关键是推进非化石能源碳与绿氢协同。化石能源在现代化经济体系中承担着能量与物质供应的双重功能。在碳中和目标下，若新能源对化石能源的替代仅完成能量层面的替代，而忽略物质层面的替代，能源系统转型将面临瓶颈。基于此，化石能源的安全替代必须兼顾碳中和情景下能源体系所承担的能量与物质供应的整体功能承接。这正是多能融合理念的主要出发点之一。
当前阶段，煤基碳源与绿氢的深度协同，在推进化石能源清洁高效利用的同时，也为未来新能源进入物质合成体系奠定技术和产业基础。例如，在推进煤化工与绿氢深度融合过程中，将逐渐攻克氢能规模化制取与工业应用难题，为后化石能源时代的物质生产体系提供技术与产业基础。从更长远的视角来看，化石资源的储量具有有限性，其枯竭是必然趋势；展望后化石能源时代，绿电与绿氢供应将极为充裕，而碳源反而会成为稀缺要素。届时，生物质作为自然界唯一可再生的碳基资源，将成为物质合成体系的主要碳源，辅以少量碳捕集设施覆盖残余工业过程排放，共同支撑含碳化学品与液体燃料的生产。对于不含碳的能源及化工品，如绿氨，可以空气中的氮为原料与绿氢进行合成。
由此可见，多能融合不仅是解决当前化石能源清洁高效利用与可再生能源规模化发展的现实路径，更是面向后化石能源时代物质合成体系重构的系统性战略准备。这一框架可贯穿能源转型的不同阶段，适用于不同资源禀赋条件的国家和地区，具有作为能源转型通用方法论的理论潜力。
以区域示范先行先试为多能深度融合积累经验
由于多能融合涉及技术耦合、产业重构与体制创新，难以在全国范围内同步铺开，应依托条件成熟、代表性强的区域先行先试，以形成可复制、可推广的技术及经验模式。[5]按照资源禀赋互补性、产业存量可改造性、战略功能差异性等方面筛选，本文提出，将榆林、新疆、环渤海等三个区域作为典型示范区，其中榆林以煤化工绿色转化为主，代表西部能源基地“就地转型”方向；新疆以未来低碳化工产业布局与资源外送通道为主，代表资源富集区“增量开拓”方向；环渤海以炼化存量耦合为主，代表东部沿海“存量优化”方向。三者各有侧重、互为补充，共同打造传统能源与新能源融合发展的区域示范样本。
榆林多能融合示范。基础与条件：榆林地处国家能源“金三角”核心区，煤、油、气、风、光等多种能源资源在同一区域高度富集，是国内罕见的多能叠合区。根据榆林市数据，2024年，榆林原煤、原油、天然气产量分别占全国总产量的13%、5%、10%左右。煤化工方面，榆林已形成较为完整的现代煤化工产业集群，煤制油、煤制烯烃、煤制甲醇产量分别占全国的14.5%、7%和11%，具备以存量装置承接多能融合改造的现实条件。同时，榆林位于毛乌素沙地南缘，光照充足、风能较丰富，叠加矿井疏干水等资源，可为电解制氢提供“风—光—水”协同基础。2023年国家级能源革命创新示范区启动建设，为相关探索提供了较好的政策环境。
为此，榆林应以煤化工与新能源深度耦合为主线，推动绿电、绿氢逐步渗透煤化工各高碳环节，实现传统能源清洁高效利用与新能源安全替代的协同推进。具体围绕能量替代、物质替代和系统集成三条子路径展开。一是以可再生能源直接替代煤化工流程中的化石能源供热与供电。例如，国能榆林化工公司实施“煤化工与新能源耦合关键技术研究与示范”项目，开发国内首套超高温炭基固体储热装置，将波动性的光伏电力转换为高温热能进行存储，再持续输出符合化工生产要求的高品质蒸汽，替代传统煤炭供热，实现新能源与传统煤化工的耦合。该公司还开展全球首套百吨级光电催化合成氨集成工业示范项目，探索可再生能源从辅助供能向直接驱动反应过程的路径。
二是以绿氢替代煤气化路线生产的灰氢作为合成原料，从源头削减碳排放。煤化工合成环节所需氢气目前大量依赖煤气化制取，每吨灰氢生产对应约20吨二氧化碳排放，是全流程碳足迹的关键。榆横工业区零碳产业园利用当地光伏、风电及矿井疏干水进行电解制绿氢，设计年产绿氢3000吨，直接供给煤化工合成环节，为绿氢规模化替代灰氢提供首批工程验证数据与运营经验。
三是打通“风光发电—电解制氢—储氢储能—终端应用”全链条，为能量替代和物质替代提供稳定、经济的本地化供给支撑。榆林科创新城建成的世界首个实用化和规模化氢能零碳智慧能源中心已稳定运行超两年，验证了氢能在分布式场景下的可靠性。华秦氢能产业园下线国内首台套固体氧化物电池电堆，20辆氢能重卡在榆林至物流枢纽线路上常态化示范运行，标志着从绿氢生产、储运到交通终端应用的完整链条已初步成型，为全链条商业闭环积累关键运行数据。
榆林模式为我国数量众多的煤化工基地提供了一套具有较强可复制性的转型范式，即利用当地可得的绿电绿氢，逐步替换煤化工流程中的高碳环节，在存量装置基础上实现渐进式低碳改造。这一经验可向鄂尔多斯、宁东、准东等同类型基地拓展，其可复制性明显强于环渤海模式，因而具有更强的全国示范价值。
新疆多能融合示范。新疆地处向西开放前沿，煤炭预测储量全国居首，太阳能与风能资源量分别位居全国第一和第二。新疆不仅在全国能源版图中具有重要战略地位，也是我国探索多能融合路径、构建新型能源体系最具战略优势的先行区。新疆煤炭预测资源总量2.19万亿吨，占全国煤炭资源总量的40.6%。与资源禀赋相比，其现有煤化工产业基础仍相对薄弱。截至2024年，新疆已建成的项目包括煤制气、煤制烯烃、煤制甲醇、煤制氨及煤制乙二醇等，产能分别占全国总量（煤头）的 45%、3.4%、8%、2.4%、7.9%，且以大宗基础化学品为主，高端化及精细化产品布局有限。但这种“资源强、产业弱”的格局，一方面意味着现实短板，另一方面也意味着后发优势，使新疆有条件在产业布局初期便将多能融合嵌入底层架构，从源头避免高碳锁定。新能源资源方面，新疆拥有“九大风区”“四大太阳能资源带”，风能资源技术可开发量占全国的15.4%，太阳能资源技术可开发量占全国的40%。2025年，新能源累计装机占全疆电源总装机的55%以上，已建成哈密、准东、南疆环塔里木三个千万千瓦级新能源基地，并正加快推进哈密北、若羌等千万千瓦级新能源基地建设。新疆具备以多能融合为突破口，实现煤化工产业跨越式发展的现实基础。
未来，新疆示范可聚焦三条路径推进发展。一是以低碳甲醇生产基地建设促进区域能源资源优化配置和协同发展。我国以新疆为代表的西部能源资源富集区，与东部产业需求核心区之间存在显著的空间错配。立足新疆煤炭与风光资源综合优势，应加强建设煤化工与可再生能源绿氢深度耦合的低碳甲醇规模化生产基地，构建“绿电—绿氢—绿色甲醇”梯级转化体系，依托现有成品油管网实现甲醇顺序输送，并规划新建专用甲醇输送管网，与海运通道衔接辐射至环渤海及东部沿海经济区。这一举措可为东部石化绿色升级提供低碳原料支撑，实现全国能源资源的优化配置与跨区域协同联动。
二是构建平急结合柔性生产体系，统筹绿色高质量发展与能源安全。新疆作为国家能源资源战略保障基地和煤制油气战略基地，应率先推动煤制油气与新能源深度耦合，并依托“醇—油”耦合制烯烃／芳烃等前沿技术，构建“平急结合”的柔性生产体系。常态下，以“醇—油”耦合路径生产烯烃、芳烃等基础化工原料，并向下游延伸至高端聚烯烃、特种工程塑料、新能源材料、可降解塑料等高附加值产品矩阵，有力支撑新疆“十大产业集群”建设需求，并向全国输送，保障战略性新材料供应链安全；紧急状态下，通过工艺快速切换主产油品，形成弹性产能响应机制，切实筑牢国家能源安全底线。
三是重构碳氢供给体系开辟绿色高值化发展新路径。应推动新型煤气化制一氧化碳与绿氢深度耦合，实现碳流与氢流的协同调控。同时，充分发挥煤炭适宜生产含氧化合物的特性优势，定向开发煤制高附加值含氧化合物技术体系，重点突破煤基碳酸二甲酯、乙酸甲酯等绿色化学品产业链，形成多样化、差异化、高值化的产品布局。通过这一路径创新，带动新疆煤化工产业从基础大宗原料向精细化学品、绿色化学品转型升级，构建在全国具有引领示范效应的产业新高地。
新疆不仅可为国内资源富集区提供可借鉴的转型范式，同时立足向西开放前沿区位，也能为深化能源领域国际产能合作提供重要支撑。新疆煤炭与水资源空间错配特征，与黄河几字弯煤化工聚集区高度相似，通过在新疆开展节水节能、绿色低碳新工艺验证，可向同类基地直接推广；探索形成的“醇—油”耦合技术，能有效破解煤制油的经济性瓶颈，为煤化工能源安全保底作用发挥提供可复制的系统性方案。
环渤海多能融合示范。环渤海地区是我国石化产业核心集聚区和能源安全重要保障基地，山东拥有全国最大的地方炼油产业集群，原油加工能力长期位居全国首位，地炼产能占全国总量约70%；区域乙烯产能超1700万吨／年，全国占比30%以上，肩负保障国家能源安全、推动产业转型升级的重要使命。但受国际形势和地缘政治冲突等外部不确定性影响，面临原料保障与成本管控双重挑战，同时受装置老旧、工艺路线传统等因素影响，加工成本高于沿海新兴炼化基地。山东等地的地方炼厂数量多、单体规模小，能耗与开工率大多落后于行业先进水平，且产业链仍集中于油品和大宗化学品生产，区域石化产业结构失衡问题突出，绿色低碳转型相对滞后。为此，环渤海地区应面向推动传统炼油产业由油向化转型的主线，开展“醇油耦合”技术示范，实现工艺技术瓶颈突破、产业链协同和绿色低碳转型。
一是推动存量炼厂适配改造技术突破。围绕设备兼容、核心催化、工程化落地等三大核心瓶颈开展技术集中示范，攻克高效专用催化剂国产化关键技术，提升催化剂催化选择性、运行稳定性与使用寿命，优化工艺温控参数和反应器等设备选型，切实降低工业化放大过程中的工艺风险。在条件成熟的石化基地建设百万吨级醇油耦合制烯烃／芳烃工业化示范装置，积累长周期运行数据，全面打通醇油耦合技术工业化落地的技术瓶颈，为石化企业低碳化高效化改造提供支撑。
二是构建“原料供给—装置改造—产品延伸”的协同示范，打破炼化与煤化工产业分割格局。整合区域煤基甲醇产能、港口原油进口资源与钢铁副产煤气制甲醇潜力，搭建区域原料调配与储运网络，依托港口管廊与专用仓储设施，保障醇油原料稳定供应、降低物流成本。推动园区一体化布局，引导炼化企业、甲醇生产企业与高端化工下游企业集聚，实现化工就地深加工，延伸烯烃、芳烃、绿色油品等高附加值产业链。
三是开展绿色低碳与能效提升示范。以“甲醇—石脑油”、“甲醇—汽油”耦合制烯烃、制芳烃等吸放热耦合工艺示范，推动过程能耗下降、原料利用率提升、烯芳烃等大宗原料生产成本降低，全面提高产业绿色低碳水平，弥补区域石化基础原料缺口。集成余热回收、能效优化等节能技术和绿氢、绿电融合技术，提升装置运行能效，减少生产环节能耗与碳排放。
环渤海石化聚集区布局“甲醇—石脑油”、“甲醇—汽油”耦合制烯烃、制芳烃等示范项目，形成的醇油融合示范基地，对引领全国石化产业高端化、绿色化、协同化转型具有重要战略意义，可有效弥补我国石化基础原料缺口，降低原油对外依存度。
区域联动构建全国低碳化“一盘棋”。三个示范区按“中部就地转型—西部增量开拓—东部存量优化”因地制宜展开，分别对应煤化工降碳、低碳化工布局和炼化转型三类核心命题，共同勾勒出传统能源与新能源深度融合由区域试点走向全国推广的实施路线。从空间格局看，西北地区煤炭与风光资源高度重合，煤化工装置与可再生能源基地具备就地耦合条件，是融合发展优先落地的空间载体。东部沿海石化集群距离大规模风光基地相对较远，需通过绿电、绿氢跨区域配置支撑沿海石化低碳转型，是重要拓展方向。三区联动，有望在保障国家能源安全基本盘的同时，为“双碳”目标下煤炭清洁高效利用与新能源安全替代协同发展探索出一条可行、可控、可推广的多能融合之路，促进全国低碳化“一盘棋”局面的形成。
以多能融合促进能源转型的对策建议
多能融合是一项跨能源品种、跨产业链条、跨空间尺度的系统工程，从技术突破到产业落地，需要政策体系的系统性支撑。
加强顶层设计和统筹协调。将多能融合纳入国家能源发展规划和科技创新规划的重要框架，由国家层面统筹煤炭、石油、天然气、可再生能源与氢能协同发展路径，打破按能源品种分头管理的体制边界。可探索建立跨部门协调机制，以合成气／甲醇、氢能平台为纽带统一规划资源配置、产业布局与碳排放指标，并在“十五五”能源规划中进一步明确相关部署，增强政策连续性。
强化关键核心技术攻关。组织重大科技专项，支持变革性催化技术、煤气化耦合绿氢制合成气、醇油共炼、二氧化碳加氢制化学品以及多能系统智能调控等技术研发与中试验证。以目标和问题为导向，更加重视从基础研究到工程示范的全链条组织模式，在典型区域支持建设若干国家级中试基地，加速实验室成果走向工业化的进程。
完善区域示范保障机制。对榆林、新疆、环渤海三个先行示范区实施差异化政策支持。榆林可重点在煤化工与新能源耦合的碳核算、绿氢消纳认定等方面给予创新空间；新疆则应在环境容量、碳排放指标和重大工程组织机制上形成与其战略定位相适应的政策安排；环渤海可重点在炼化产能转型、产品结构调整、能耗指标配置等方面提供政策通道。
加大财政金融支持力度。设立多能融合产业引导基金，采用政府引导、社会资本参与、市场化运作的方式，重点支持示范项目的前期投资与技术风险分担。完善绿色金融工具体系，将多能融合项目纳入绿色债券和绿色信贷支持范围，降低融资成本。对于具备较强外部性但尚未完全跨越经济性门槛的绿氢化工产品，可研究阶段性税收优惠或市场培育政策。
加快标准体系建设并深化国际合作。加快制定绿色甲醇、低碳合成气、绿氢等融合产品的碳足迹核算标准与认证规范，建立与国际接轨的碳标签体系，为融合产品进入全球市场提供制度基础。依托共建“一带一路”等合作平台推动融合技术与装备输出，并积极参与国际规则制定，提升我国在全球能源转型进程中的方案影响力和标准话语权。
（中国科学院大连化学物理研究所朱汉雄、李婉君、张锦威、张小菲、肖宇等，对本文亦有贡献）
注释
[1]蔡睿、朱汉雄等：《“双碳”目标下能源科技的多能融合发展路径研究》，《中国科学院院刊》，2022年第4期；W. Li and H. Zhu et al., "An Approach to Achieve Carbon Neutrality with Integrated Multi-Energy Technology," Engineering, 2022, 19(12)；刘中民：《以多能融合促进能源绿色低碳转型 推动绿色生产力发展》，《新型工业化》，2024年第3期；李婉君、张锦威等：《“双碳”目标下化石能源低碳转化方向探讨》，《科学通报》，2024年第8期；刘中民、蔡睿等：《碳中和目标下多能融合战略》，北京：龙门书局科学出版社，2024年。
[2]《〈 2023年中国电源发展分析报告〉发布》，2023年10月9日，http://www.sgeri.sgcc.com.cn/html/sgerinew/gb/xwzx/zkgd/20231009/540990202501071825000029.shtml。
[3]《中国可再生能源发展报告2024年度》，2025年5月28日，https://www.eesia.cn/upload/files/2025/5/2fea84d6414c788d.pdf。
[4]《锚定全面绿色转型从发展能源大国向建设能源强国迈进》，2025年11月27日，https://news.cnpc.com.cn/system/2025/11/27/030179628.shtml。
[5]朱汉雄、王一等：《“双碳”目标下推动能源技术区域综合示范的路径思考》，《中国科学院院刊》，2022年第4期。
Accelerating Energy Structure Transformation
Through Multi-Energy Integration
Liu Zhongmin
Abstract: Escalating energy security risks, power system instability caused by the high penetration of renewables and the narrowing window for achieving carbon neutrality are rendering the current approach, whereby conventional and renewable energy develop in parallel with little synergy, increasingly untenable. Multi-energy integration, grounded in the immediate realities and long-term imperatives of China's energy landscape, offers a critical pathway to transcend this dilemma. Fossil energy is carbon-rich yet hydrogen-deficient, whereas renewable energy enables the production of carbon-free hydrogen. Together, they are intrinsically complementary at material and elemental levels. The significant spatial overlap of coal chemical bases with abundant wind and solar resources in north-west China, coupled with substantial industrial and technological development and steadily decreasing green electricity costs, provides a solid basis for implementing multi-energy integration in practice. Technically, the deployment of renewable energy should extend beyond electricity generation towards comprehensive utilisation. This would involve leveraging syngas/methanol and hydrogen platforms as integrative hubs to redirect coal from being used as a fuel for combustion to being used as a chemical feedstock. This would enable the co-optimisation of energy and material flows. In terms of implementation, dedicated pilot demonstration zones should be established to create a coordinated regional framework encompassing in-situ transformation, incremental expansion and optimisation of legacy assets-providing scalable models and a solid foundation for building a resilient national energy system and safeguarding long-term energy security.
Keywords: multi-energy integration, energy security, green and low-carbon transition, dual-carbon targets, technology pathway
责 编∕邓楚韵 美 编∕周群英
