“双碳”目标下中国能源转型路径思考

中国提出碳排放达峰、碳中和“双碳”目标以来，社会各界有关能源转型路径的关键判断趋于一致。要早日实现“双碳”目标，必须加强节能工作，降低能源消费总量；大幅增加风能和太阳能发电，加快建立高比例可再生能源体系；增加能源系统的储备和调节能力，适应波动性能源增加的趋势；加快终端电气化比重，不断增强电能替代；大力发展氢能，这是一些难以减排领域重要的深度减排途径；加快碳捕集封存和利用技术创新及产业化，是建设碳中和社会的重要准备。

习近平总书记2020年提出了中国新的碳排放达峰目标和碳中和愿景，对能源发展提出了全新要求，对能源转型边界做了清晰划定，更是对整个经济社会发展模式和前进方向、动力都做了重新动员。业界总体上在绿色低碳发展方向上的行业共识日益凝聚；特别是对那些当前发展还面临一定挑战、存有争议的行业，或对一些还处于发展起步期、规模尚小的产业，甚至对一些发展路径尚不明确、多种路线齐头并进的技术领域，相关方面的认知愈发趋于一致；全社会技术创新方面的投入也越来越集中。

1、加大节能是首要选择

在所有一次能源中，节能已被公认为除煤炭、石油、天然气、一次电力之外的“第五能源”。通过提高现有能源利用效率，或充分从利用过后的“废弃能源”中回收能量，来满足能源需求，是比开发一次能源资源更有价值的能源发展方式。特别是在居住和公共建筑、能源基础设施、工艺过程等，锁定效应强、投资高、影响范围大的重点用能领域，提高能效标准，将会形成数十年持续性的节能效益。“十一五”以来，中国把节能工作放在重要位置，特别是近年来，通过实施控制能源消费总量和单位国内生产总值（GDP）能耗强度的“双控”制度，有效抑制了能源消费快速增长。据统计，2006－2019年，中国单位GDP能耗下降了42.5%，环比累计节能22.2亿吨标准煤当量，相当于减少了超过40亿吨的二氧化碳排放量。

国际能源署（IEA）也把节能和提高能效作为减少温室气体排放的最主要途径。按照国际能源署的模型情景分析结果，若将全球大气温度上升控制在2℃以内，2050年前，节能和提高能效对全球二氧化碳减排的贡献为37%，比可再生能源的贡献还要高5个百分点。

国家公布的《能源生产和消费革命战略（2016－2030）》提出，到2030年，能源消费总量控制在60亿吨标准煤当量以内，即预计2030年前，最多还可增加约10亿吨标准煤当量。在此背景下，若通过节能和提高能效减少1亿吨标准煤当量需求，就能减少约8000万吨标准煤当量的化石能源，相应减少约1.6亿～2.5亿吨二氧化碳排放量，化石能源消费及碳排放达峰的时间点就会提前。与许多发达国家相比，中国能源利用效率还相对偏低，加大节能和提高能源利用效率，将是中国实现碳排放达峰目标的首要选择。当前，随着能源领域数字化、智能化水平不断提高，许多能源企业都在通过发展综合能源服务等方式，加快挖掘能源系统节能潜力和市场价值，这一方面是许多企业通过数字化、智能化手段提高自身能源利用效率的自然选择，另一方面也是全社会重视节能和提高系统效率的必然结果。

2、加快发展风能太阳能，持续提高非化石能源比重是主要方式

中国非化石能源在一次能源消费中的比重从2010年的8.6%提高到2020年的15.9%左右，每年平均提高0.73个百分点。其中，“十二五”期间非化石能源所占比重年均提高0.68个百分点，“十三五”期间年均提高0.78个百分点。业界普遍判断，中国若到2060年实现碳中和目标，则非化石能源在2050－2055年所占比重需提高到70%～80%甚至更高，这意味着，未来30年中国非化石能源所占比重年均应提高2个百分点左右。按照前低后高的发展趋势，未来10年，中国非化石能源比重年均提高幅度需大致保持在1～1.5个百分点。

水电、核电是中国重要的非化石能源，也是中国实现碳中和目标的重要选择。但囿于资源潜力等多种因素，水电难以实现翻番式增长；核电增长潜力大，但发展也存在一定不确定性。未来需要以风电、光伏发电为主力来支撑规模巨大的非化石能源增长，这也是欧洲国家在实现碳中和方式上一致性的结论。

近年来，新能源发电成本下降明显加速。从2021年开始，新增新能源发电将步入平价上网的全新阶段。2020年中国风电、光伏发电新增发电装机容量合计1.2亿千瓦，相当于上两年新增量之和，建设速度明显加快。虽然这一成绩背后与近两年新能源发电价格调整窗口期有关，但这也表明，新能源装备制造业已做好以更快速度发展的产业准备。

3、增加能源系统的“储、调”能力是必由之路

风电、光伏发电等可再生能源具有波动性、随机性等特点，若要建设高比例可再生能源体系，必须在能源系统的储存、调节能力上形成与可再生能源建设速度一致的发展节奏。能源系统是否具备足够的“储、调”能力，是决定中国非化石能源何时能够替代存量化石能源的关键性因素。为此，不仅要进一步增强煤电、气电、抽水蓄能等传统电力系统灵活性资源，还要加快物理储能、化学储能、先进储热（冷）、先进储氢等新型储能技术的发展。

当前，随着风电、光伏发电技术日趋成熟，全球正逐步形成以电化学储能为代表的新一轮新能源技术投资热潮。与2006年前后风电、光伏发电的投资热潮类似，这一轮对储能技术的投入也具有全球范围的资本广泛参与、市场主体复杂多元、各类技术路线齐头并进等特点。

中国在“十三五”期间持续发力，通过新能源发电及电动汽车市场的带动，逐步建立了全球规模最大的储能市场和电池制造能力，并形成了若干龙头企业。随着动力电池、储能电池加速应用，储能产业已开始与风光发电形成互动的发展格局。例如，储能电池在电动汽车的带动下成本快速下降，而储能电池应用的扩大，也加快了动力电池的技术创新步伐；新能源技术成本下降，使得清洁电力制氢具备经济性，清洁电力制氢也可以成为促进清洁能源发展的新动力。

随着新能源对“储”和“调”需求的不断扩大，预计“十四五”将是中国新能源发电与新能源汽车两大战略性新兴产业相互融合、相互促进的重大窗口期。业界乐观估计，“十四五”期间中国电化学储能市场的应用规模，将从“百吉瓦时”级步入“太瓦时”（1000吉瓦时）级，中国储能产业发展也将迈上一个新的台阶。

4、加快终端电气化应用是必然结果

风能、光伏、水能、核能等都是转化为电力才能被加以利用，建设高比例清洁能源系统，电力在终端能源消费中的比重将持续提升。随着中国电代煤、电代油等电能替代步伐加快，2019年中国电能替代规模已超过2000亿千瓦时，“十三五”期间，全国电能替代规模约8000亿千瓦时，在“十三五”全国新增用电需求中的比重超过40%，电能替代已成为推动中国用电量增加的重要推动力。最近几年，电能占中国终端能源消费的比重以年均0.5～1个百分点的速度快速提升，当前已达到27%左右，甚至比一些欧美发达国家的水平还要高。

“双碳”目标提出以来，当前研究的一致性观点是，中国人均年用电量要从当前的5300千瓦时左右，在2050年前后达到1万千瓦时甚至更高，超过当前除美国、加拿大以外的大部分发达国家，相较过去研究预期的8000千瓦时的结论大大提高。相应地，电能在终端能源消费中的比重，也将从过去预计的40%左右，进一步提高到50%甚至更高，这是建设高比例非化石能源系统的必然结果。

随着终端电气化比重不断提高，终端用能部门也要对能源利用方式做大幅度调整。钢铁、建材等工业部门将实现大规模的电锅炉、电窑炉应用，通过电气化过程替代工业过程所需要的热力，减少化石能源特别是煤炭消费。这是推动工业部门低碳化的重要途径，也是终端消费部门相对容易的低碳化方式。

交通领域的电气化是当前能源低碳化路径的代表。2016年以来，随着欧洲主流国家及主要汽车制造企业陆续设置退出燃油车时间表，发展电动汽车已成为交通领域一场革命性的共识行动。在此过程中，中国逐步建立了全球最大的电动汽车市场，在道路交通方面实现了一定规模的油品替代，并加快从轻型汽油车向重型柴油车、内河航运船舶等领域扩大。

建筑部门的低碳化路径较为成熟，在继续推广超低能耗建筑的同时，还要加快可再生能源供热及电热泵、电蓄热锅炉等技术应用，其中电气化是实现经济、便捷、低碳化取暖的核心方式。

5、大力发展氢能是不可或缺的选择

“十三五”期间，全球氢能产业化进程明显加快，2015年底达成的《巴黎协定》是这一轮氢能快速发展的重要推动力。不容忽视的是，光伏发电、风能发电技术进步及成本快速下降，例如，阿联酋等出现1.35美分/千瓦时（约合0.1元人民币/千瓦时）的光伏发电招标价格，使得可再生能源制氢产业化成为可能，零碳技术制氢前景更加清晰，也是本次氢能发展在全球范围内爆发的重要支撑因素之一。

自欧盟2019年提出2050年碳中和目标后，中国、日本、韩国等国也相继提出碳中和目标，氢能不仅成为全球未来深度脱碳产业的代表，也成为未来国家间低碳技术产业竞争的焦点。

虽然当前氢能发展还存在着“灰氢”为主、“绿氢”较少，以及氢产业链不全、氢燃料车应用规模小、“绿氢”经济性差等诸多问题，但各国下定决心将氢能作为未来战略性产业培养背后的原因在于，即使在终端用能部门实现高比例电气化的情景下，要实现碳中和目标，仍有30%～40%的终端能源需求无法通过电力满足，除使用可再生能源供热、制取液体和气体燃料外，还需要通过氢能满足来实现低碳化。

除了在难以减排领域的应用，氢还可被用以生产合成氨、甲醇等化工产品，替代传统油气消费；在长途重卡、航运等电池解决方案难度较大的交通领域，氢燃料车能够发挥能量密度高、续航能力强的优势；在电力部门，氢还可以发挥调峰、分布式供能等多重作用。

6、做好碳捕集封存和利用技术产业积累是必需准备

当前，国家尚未明确2060年碳中和的范围，从发达国家所提出的碳中和目标看，除二氧化碳外，还包括甲烷、氧化亚氮及其他3类含氟化合物。6种温室气体中，二氧化碳排放的贡献占75%左右，二氧化碳之外几类温室气体的减排难度和边际减排成本都较高。清华大学等的研究成果表明，在深度减排情景下，到2050年，即使考虑农林业的碳汇，也难以抵消能源及工业领域数十亿吨二氧化碳排放，再加上超过10亿吨二氧化碳当量的非二氧化碳气体难以减排，必须靠碳捕集封存和利用（CCUS）技术来为最终实现碳中和目标兜底。

与氢能应用类似，碳捕集封存和利用技术可在难以减排领域发挥重大作用。例如，碳捕集封存和利用技术是目前唯一可在水泥生产中实现深度减排的技术解决方案，在钢铁及化工行业的应用前景也较为广阔。在化石燃料制氢过程中应用碳捕集封存和利用技术，也是许多化石能源丰富国家未来氢能社会建设的重要选项，国际能源署预计，远期全球40%的低碳“氢能”来自这种方式。此外，对生物质发电厂进行碳捕集封存和利用技术改造，或从空气中直接捕捉二氧化碳，也是减少碳排放的重要途径。总的来看，在许多减排技术共同发展的过程中，碳捕集封存和利用技术将是主要国家都会考虑的实现碳中和的重要方式。

但是，与其他碳减排技术相比，当前碳捕集封存和利用技术还处于小范围的商业化示范阶段。国际能源署的报告显示，全球约20个已商业化运行的应用碳捕集封存和利用技术的项目，近一半集中在美国，近10年来，澳大利亚、沙特阿拉伯和中国等应用碳捕集封存和利用技术的项目陆续投运，但全球碳捕集封存和利用技术项目每年仅减排4000万吨二氧化碳，与全球每年300多亿吨规模的二氧化碳排放量相比还很少。

影响碳捕集封存和利用技术应用的最大因素是成本，不同行业二氧化碳捕集成本差别较大。与碳排放权交易市场价格对比，当前欧盟碳市场价格约为30欧元/吨，中国碳市场价格为30元/吨，在高浓度的天然气加工等工业过程中，二氧化碳捕集成本约为15～25美元/吨，在低浓度的电力部门，二氧化碳捕集成本高达40～80美元/吨，不同行业的碳捕集封存和利用技术商业化进程会呈现明显差别。近年来，全球碳捕集封存和利用技术应用步伐明显加快。欧洲国家、美国、澳大利亚及中国计划新增约30多个新的应用碳捕集封存和利用技术的项目，包括发电、水泥、制氢等行业，有望使全球碳捕集能力翻番。未来，加快碳捕集封存和利用技术创新及产业化，将是建设碳中和社会的重要准备。

原文信息

题目：“双碳”目标下中国能源转型路径思考

作者：高虎

作者单位： 中国宏观经济研究院能源研究所

刊登期号：《国际石油经济》2021年第3期