一、中国已经为世界清洁能源发展做出了贡献，尽管碳排放量仍在上升，但在2030年之前实现碳达峰是可行的
自2005年以来，中国的能源消费翻了一番，但能源强度（能源消费量与国内生产总值<GDP>之比）大幅下降。中国对低碳技术的贡献所带来的成本下降，改变了世界对清洁能源未来的看法。如果全世界要实现气候目标，就需在清洁能源领域取得更大规模的进步，并涉及所有行业部门。排放峰值越早到来，中国按时实现碳中和的机会就越大。中国碳排放的主要来源是电力（48%）、工业（36%）、交通（8%）和建筑（5%）。如果中国实现已公布的“十四五”规划目标，其燃料燃烧产生的碳排放量将在2020年代中期达峰并趋于平稳，然后在2030年前略有下降。
二、实现碳中和要求中国能源体系快速而深度转型
1、2030年前实现碳达峰将依赖于三个关键领域的进展：提高能效、发展可再生能源和减少煤炭使用
根据APS情景，到2030年中国一次能源需求将增长18%；到2060年，尽管经济活动增加了一倍多，一次能源需求将下降26%。其主要原因是能效大幅提高，以及产业转型从重工业转向能源强度较低的经济活动。低碳能源在一次能源需求占比将从当前的15%增至2060年的74%。太阳能将在2045年左右成为最主要的一次能源来源，到2060年其占比将达到1/4左右。化石能源消费将迅速下降，到2060年，煤炭、石油和天然气需求将分别下降80%、60%和45%。到2030年，能效、光伏和风能将为能源部门碳减排做出60%的贡献，而到2060年电气化（13%）、CCUS（8%）、氢能（3%）、行为改变（12%）和生物能源（7%）将在碳减排方面发挥更大作用（图1）。
图1 APS情景下采用不同措施对中国能源体系碳减排的贡献作用（单位：十亿吨CO2）
2、中国完全有能力提供实现碳中和目标所需的投资水平
实现碳中和所需的清洁能源转型将需要持续大量增加能源相关投资。虽然投资总额将大幅攀升，但其在整个经济活动中的比重却会下降。预计到2030年，年度投资总额将达到6400亿美元，比2016-2020年的平均水平高出10%以上；到2060年将达到近9000亿美元。年度能源投资占GDP的比重在2016-2020年平均为2.5%，到2060年将下降到只有1.1%。
三、中国每个行业部门都有可行的路径来实现深度减排
1、以可再生能源为主导的电力部门为中国的清洁能源转型奠定了基础
在APS情景下，中国电力部门将在2055年前实现净零排放。预计到2060年，中国发电量将增加130%，其在终端能源需求中占比将翻一番达到50%以上。可再生能源发电（主要是风能和太阳能光伏）在2020年至2060年间将增加近7倍，届时将占发电总量约80%。相比之下，煤电的份额将从超过60%下降到仅有5%，而未采用减排技术的燃煤发电将于2050年淘汰。到2060年，所有地区的可再生能源装机容量至少增加三倍。
2、氢及氢基燃料、生物燃料等低碳燃料不可或缺
在某些领域，电力无法经济或便捷地满足能源需求，如长途运输和重工业中的高温过程热和原料供应。因此，实现碳中和目标需要低碳燃料，包括液体生物燃料、沼气、生物甲烷和生物液化石油气、氢和氢基燃料等。目前，低碳燃料仅占中国终端能源需求不到1%，主要是生物燃料。在APS情景下，到2030年低碳燃料占比将超过1%，到2060年增至9%。液体生物燃料在2060年将满足9%的交通能源需求；低碳氢和氢基燃料在终端能源消费总量中的占比将达到近10%；低碳气体（生物甲烷和氢气）将占网络供应天然气需求的近15%。
3、提高能效和当今市场化技术只能使工业部门部分实现净零排放，电气化是交通和建筑部门去碳化的关键
在APS情景下，到2060年中国工业碳排放量将下降近95%，未采用减排技术的煤炭使用量将降低90%，剩余的排放量将被电力和燃料转化行业的负排放所抵消。能效提高和电气化在短期内推动了大部分工业减排，而新兴的创新技术，尤其是水泥、钢铁和化工行业的氢能和CCUS，将在2030年后发挥主导作用。公路运输约60%的减排量来自电气化，4%来自低碳氢。到2060年，通过采用电气化、清洁的区域供热和提高能效等措施，建筑部门的直接碳排放量将下降95%以上，中国总建筑面积近100%可以实现零碳排放。
四、中国能源转型需要四个跨部门技术领域深度创新
中国到2060年实现净零排放涉及多个跨部门的关键技术，包括电气化、CCUS、低碳氢及氢基燃料、可持续生物能源。上述四项技术对于实现中国碳中和目标必不可少，都需要进一步创新以将新技术推向市场，并改进现有技术。
1、电气化技术创新
在APS情景中，到2060年终端用能和低碳燃料生产的电气化将贡献13%的碳减排量。其中，45%来自工业、35%来自交通、12%来自建筑，燃料供应电气化的贡献占比不到10%。
（1）目前大多数对碳中和至关重要的电气化技术都已进入市场，但需进一步创新才能广泛应用，尤其是电池和重工业过程电气化
低碳技术在终端用能部门的应用没有发电领域成熟，电动汽车和热泵等技术已经商用，但还无法与替代性非电力技术完全竞争。其他终端电气化技术发展成熟度更低，特别是在重工业和长途运输方面：电炉炼钢仍处于研究和中试阶段；电动飞机正处于原型开发阶段，远未达到商业可行性。APS情景中，大约85%的碳减排量将来自可再生能源和核能，其中许多技术已经成熟或在市场中稳步增长。许多依赖电力的终端用能技术，例如建筑和工业中的热泵、废钢生产、电动汽车锂离子电池和电炉灶，已经投入市场（图2）。目前还处于原型阶段的先进高能量密度电池将为2060年的道路运输碳减排做出近一半贡献。重工业的直接电气化带来了重要的技术挑战，特别是对于那些具有高温热需求的工艺，该领域的大多数技术还处于原型阶段。
图2 APS情景中2020-2060年间不同成熟度的电气化技术为中国贡献的累计碳减排量（单位：十亿吨CO2）
（2）发展锂、钴、镍等关键材料供应链以应对未来电气化需求
APS情景中，未来40年中国电力需求将大幅增长，这要求对电网进行重大扩建和改造，并发展灵活性技术，同时增强与相邻系统的互连。终端用能电气化增加了相关基础设施和设备的金属和矿物需求。铜、锂、钴和铂是能源转型的核心，供应链最脆弱的材料是钴，中国的纯钴需求主要依赖进口。锂可能保持其作为关键材料的地位，物理特性使其难以在高能量密度电池中被替代。铜被用于建筑、车辆制造和电力系统，预计中国的需求将在2020年至2060年间显著增长。到2060年锂离子电池原材料如锂、镍和钴的需求将分别增长50倍、44倍和22倍。中国拥有一些关键材料的大量储备以及较强的稀土金属开采和钴、锂、镍加工冶炼能力，根据已计划的项目，中国很可能在中期保持其在关键材料供应方面的全球领先地位，使其成为能源转型所需全球供应链的中心。
2、CCUS技术创新
由于当前中国能源基础设施构成和煤炭在能源结构的重要地位，CCUS将在中国实现碳中和过程中发挥重要作用。中国许多现有的发电厂和工业厂房都相对较新，可以通过CCUS改造继续运营。CCUS还提供了形成负排放的方法，即配备碳捕集和封存的生物能源（BECCS）和配备碳封存的直接空气碳捕集（DAC）。APS情景中，CCUS将贡献中国到2060年累计碳减排量的8%，占全球累计捕集CO2近50%。2020-2030年的碳捕集量只需小幅增加，就可以实现中国国家自主贡献相关的近期目标。
（1）过去十年中国CCUS的重大进展为加快部署奠定了基础，未来将可能引领全球
目前，中国至少有21个CCUS试点、示范或商业项目在运行，每年总捕集能力超过200万吨，其中许多与提高石油采收率（EOR）有关。未来，CCUS将越来越多地用于减少现有电力和工业资产的排放，以相对较低的额外成本实现高达99%的碳捕集率，到2060年燃煤电厂和天然气电厂的平均总捕集率将达到98%左右。电力将成为CCUS部署的主要驱动力，到2060年将捕集约13亿吨，占中国总捕集量的一半；重工业碳捕集量将达8.2亿吨，占总捕集量的32%；约有5.05亿吨碳捕集由BECCS贡献，带封存的DAC则将捕集1.15亿吨。到2060年，中国在化石燃料发电、化工、水泥以及DAC领域部署的CCUS占全球相应领域CCUS容量的50%-75%左右，而在钢铁行业的部署占全球40%左右。CCUS的国内部署为中国输出高价值知识和能力提供了机会。
（2）当前中国CCUS的成熟度因技术类型和应用而异
虽然大多数CCUS技术已在全球范围内得到验证，但缺乏政策和监管支持阻碍了CCUS在中国的部署。APS情景中，2020-2060年间有约45%的累计碳减排量来自于目前处于原型或示范阶段的技术（图3）。因此，需要加快示范和商业规模的项目开发，使这条途径成为可能。
图3 APS情景中2020-2060年间不同成熟度的CCUS技术为中国贡献的累计碳减排量（单位：十亿吨CO2）
CO2捕集方面，当前先进且广泛应用的碳捕集技术是化学吸收和物理分离，其他技术如膜分离、化学链循环尚处于原型阶段。在中国，燃烧前碳捕集成本在36-62美元/吨，燃烧后碳捕集为43-65美元/吨，富氧燃烧为43-58美元/吨。
CO2运输方面，中国目前超过2/3的CCUS项目采用卡车运输，成本在0.13-0.2美元/吨/公里，驳船运输的内陆运输成本约为0.04美元/吨/公里。管道运输适合用于长距离、大规模运输，吉林油田的中石油CO2-EOR项目是中国为数不多的管道运输CCUS项目之一，运输距离超过53公里，成本为0.04美元/吨/公里。
CO2利用方面，目前捕集的CO2多用于EOR和化学品制造，少量用于电子和食品饮料行业。目前正在运营的大型CCUS项目中，超过3/4的项目用于EOR。APS情景中，使用CO2制造化学原料和运输燃料将发挥重要作用，但尚处于原型阶段，需要加强创新和政策支持以确保在未来十年内实现商业化。CO2用于固化混凝土和制造矿化建筑材料正在大规模应用或示范。
CO2封存方面，CO2可以永久封存在陆地和海上的咸水层或枯竭油气藏中，中国还没有专门的商业封存设施。世界其他地区目前有5座大型设施正在运行，枯竭油气藏的CO2封存仅限于试点示范。中国具有极大的碳封存潜力，陆上盆地理论容量超过3250亿吨，海上盆地超过770亿吨。对现有适合EOR地区的咸水层进行表征可能会促进发展专用封存设施，共享CO2运输基础设施，并鼓励从EOR应用过渡到专用封存。使用海上油气勘探和生产过程中收集的数据来表征封存资源有助于加速开发海上封存。中国的碳封存成本，包括场地关闭后20年的监测在内，陆上咸水层封存成本为8.7美元/吨，海上咸水层为43.48美元/吨，枯竭油气田封存成本为人民币50元/吨。
CO2去除方面，BECCS比DAC更接近大规模商业化，对中国的减排贡献更大，主要是在2040年之后。世界上唯一运营的大型BECCS工厂位于美国的伊利诺伊州。鉴于中国广泛使用废物发电和供热，这些工厂可以首先部署BECCS。目前，世界各地有几家小型DAC中试工厂正在运营，DAC的最佳选址是在可以获得低成本可再生能源/核能以及碳封存资源的地区，中国的四川省和东北松辽盆地具有良好的发展潜力。
（3）实现碳中和目标需建立广泛的碳运输和封存基础设施网络
短期内，CCUS活动预计将集中开发靠近大型工业港口和主要产业集群的碳封存资源，当前拥有许多煤化工装置、天然气加工设施和EOR项目的地区可作为陆地封存中心。陆上和海上碳封存场地可以从一个或多个来源接收CO2。开发现有工业港口（排放量高）附近的海上封存资源可能是长距离运输CO2进行陆上封存的首选替代方案。建立从港口到内陆的新管道路线可能需要通过人口稠密地区的路线，因此可能更具挑战性。跨区域的高容量CO2运输干线可能比同区域的多条小容量管道更具经济效率。APS情景中，到2060年可能需要超过15000公里的CO2运输网络。CO2管道基础设施的发展需要考虑到国家以及大型碳密集型工业和发电厂的区域战略，还应考虑氢能和可再生能源的部署计划。
3、氢能技术创新
APS情景中，2021-2060年低碳氢和氢基燃料的使用将累计减排近160亿吨CO2，占总减排量3%以上，主要来源于工业领域，尤其是化工和钢铁（占氢能贡献碳减排量的50%以上），其余是航运中的氢和氨以及航空中的合成煤油（共占20%），以及公路运输（13%）。到2030年，中国氢需求量将增加20%至3100万吨，到2060年将增加三倍以上至9000万吨。到2060年，几乎所有的氢需求都可以通过低碳技术来满足，其中近80%是电解制氢。
（1）氢能相关技术中，90%的碳减排贡献来自处于原型和示范阶段的技术
低碳电力电解制氢是一项商业技术，但需要大规模部署才能具备成本竞争力。结合CCUS进行天然气重整或煤气化制氢是经过验证的技术，但由于成本原因尚未广泛部署。氢气用于制造氨和甲醇的使用量已经很大，2020年达到1700万吨，但低碳氢作为化学品生产原料和钢铁工业还原剂的使用量目前仍然很少。电解氢在重工业过程中的使用目前处于示范阶段。在化工行业，利用波动性可再生能源生产的氢制氨和甲醇是较为成熟的技术，一些小型预商业化甲醇生产项目已在全球范围内运行，多个大型氨生产示范项目正在建设中。钢铁行业中，铁矿石还原中使用高混合比例（高达100%）的氢尚处于发展早期阶段，预计要到2020年代后期才能大规模示范。
氢的终端应用技术正处于不同发展阶段，交通领域燃料电池汽车已经上市，可用于乘用车、轻型车和公共汽车，而燃料电池卡车还需要进一步发展。用于建筑供暖和发电的氢燃料锅炉和燃料电池也已商用，但面临与热泵等更高效技术的激烈竞争。在电力生产中，燃料电池可用于分布式发电应用，燃气轮机也已具有使用富氢气体的能力。氢基燃料的其他用途也发挥着重要作用，氨作为航运燃料和合成航空燃料仍处于预示范阶段。
氢气的运输和分配技术对于扩大氢能使用至关重要，正处于不同的成熟阶段。输氢管道已经成熟，其更广泛部署尤其是长距离部署，将取决于氢气的更广泛使用和竞争性低碳氢气市场的发展。液氢是短距离运输的成熟技术，但需进行技术改进以减少液化能源需求和最大限度地减少蒸发，并且需要降低成本。加氢站也已经成熟，其他技术如通过船舶长途运输氢气或将氢气混合到天然气网中，仍在作为原型或商业示范项目进行测试，中国在这些领域的活动仍然非常有限。在做出重大贡献的氢能终端应用技术中，只有燃料电池乘用车可以商业化，电解氨和甲醇的生产需要在2020年代初期得到广泛验证，以促进从2020年代后期开始快速部署。在航运中使用氢和氨以及在航空中使用合成燃料还处于非常早期的发展阶段，需要大力支持创新才能在2030年代实现商业化。
图4 APS情景中2020-2060年间不同成熟度的氢能技术为中国贡献的累计碳减排量（单位：十亿吨CO2）
（2）广泛采用氢和氢基燃料作为低排放能源载体，既需要对现有基础设施进行改造，也需要开发新的基础设施
氢能基础设施包括氢气管道、加氢站、大型存储设施和港口码头等。目前，中国只有大约100公里的专用氢气管道，都是产业集群私有。确定和发展各地区最合适的基础设施需要仔细规划，但存在一些短期机会，例如使用槽车短距离运输液氢。将氢气混合到现有天然气网中可以作为在发展氢气专用基础设施的同时建立低碳供应的一种方式，但需要制定天然气网络混氢的国际统一安全标准和国家法规。在技术可行的情况下，改造现有的高压输气管道来输送纯氢是中国的另一种选择，这将有助于创建一个国家氢网络来连接需求中心。还需要开发新的专用氢气管道应用于产业集群，以确保管道的高利用率。加氢站是氢基础设施的另一个重要组成部分。中国拥有世界第二大加氢站网络，已有100多个加氢站在运营。APS情景中，到2030年和2060年将分别达到2700座和27000座。
4、生物能源技术创新
到2060年，生物能源在总能源需求中的占比将增加一倍多，达到13%以上，成为中国第三大一次能源。可持续生物能源的使用将贡献碳减排量近7%。大部分生物能源将用于发电和供热，包括在工业中，其中相当大的一部分结合CCUS成为负排放技术。液体生物燃料在交通中的应用也显著增长。
（1）到2060年生物能源贡献的累计碳减排量中，近90%来自市场化技术
许多生物能源供热和发电技术，例如小型供热和烹饪以及垃圾焚烧发电厂，已经处于市场接纳或商业化阶段，将为2021-2060年生物能源累计碳减排量贡献90%。一些与道路运输和工业供热相关的技术同样处于市场接纳阶段或早期商业化阶段，如玉米乙醇、脂肪酸甲酯生物柴油和加氢处理植物油柴油在中国已经商业化生产。中国在收集用作液体生物燃料原料的废弃食用油方面处于全球领先地位。其他生物能源技术仍处于示范阶段甚至原型阶段，包括使用木质原料（特别是纤维素乙醇）的先进可再生柴油和生物煤油技术、使用费托的生物质气化和酒精制航空煤油技术。可再生柴油在长途运输脱碳方面发挥着最重要的作用，到2055年仅重型卡车就占可再生柴油需求的一半以上。与欧洲相比，中国的生物甲烷生产及向国家天然气网的注入仍处于起步阶段。生物煤油对于促进航空脱碳具有重要作用，到2060年将占航空燃料需求的40%，并在2021-2060年期间贡献16亿吨的累计碳减排量。目前处于示范阶段的另一个关键生物能源领域是用于生产化工原料，目前全球还没有生物质制氨工厂，只有少数生物质制甲醇项目在运营，生物质气化是这一过程的关键技术。
图5 APS情景中2020-2060年间不同成熟度的生物能源技术为中国贡献的累计碳减排量（单位：十亿吨CO2）
（2）各种形式扩展生物能源将需要大量额外的基础设施
就生物燃料而言，将需要许多生物质原料储存设施，尤其是广泛分布的、低密度的作物和林业残留物。此外，还需要用于分类清洁废物和残渣原料的大型设施。对于生物甲烷，需要建造新的分配管线和注入点以混合到天然气中。需要建立基础设施来支持BECCS在生物燃料生产和发电中的部署。
五、加快实现2030年碳减排目标可以减少2030年以后的减排负担，其社会经济效益不仅限于应对气候变化
中国拥有的技术能力、经济手段和政策经验，可以比APS情景更快实现2030年的清洁能源转型目标。在“加速转型情景”（ATS）中，政策进程加快将促使电力和工业中的煤炭用量更快下降，现有低碳技术得到更有力的部署和更快的能效提升。到2030年，ATS情景中能源体系的CO2排放量将比现有水平降低20多亿吨，减少了近20%。投资需求不是一个主要障碍，ATS情景所需的累计投资与APS情景相当。同时，加快实现2030目标能够为尚未充分受益于中国经济发展的地区带来更大的繁荣，中国在全球清洁能源技术价值链中将发挥核心作用，并逐渐成为清洁能源创新的领袖。
六、到2060年实现碳中和需要大幅加速清洁能源创新，应妥善利用中国创新体系，以激励广泛的低碳能源技术进步
中国正在成为清洁能源创新的世界领袖。自2015年以来，中国用于低碳能源的公共研发支出增加了70%。中国在可再生能源和电动汽车方面的专利申请量占到近10%。近年来，中国的初创企业吸引了全球超过三分之一的能源早期风险投资。“十四五”规划意在将创新重点转向低碳技术，并制定新的政策措施。中国目前的政策激励措施更适合像CCUS和生物炼制这样的大规模技术，而非网络基础设施和面向消费者的产品，但后者才是中国目前的制造优势。除了直接提供研发资金，还可以通过竞争性利基市场、基础设施投资和其他监管措施来激励创新者，以推动技术部署。
