气候变化是 21 世纪人类面临的严峻挑战，是深刻影响各国经济社会发展和生态环境的重大全球性问题，积极应对气候变化已成为全球普遍共识和大势所趋。
2020年9月，国家领导人在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话中首次提出中国将力争在 2030 年前实现“碳达峰”，2060 年前实现“碳中和”。
在2021年3月发布的政府工作报告中，中国明确提出了在“十四五”期间，单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低 13.5%、18%的目标，同时为实现碳达峰和碳中和指明了发展方向，包括：制定 2030 年前碳排放达峰行动方案；优化产业结构和能源结构；推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电；扩大环境保护、节能节水等企业所得税优惠目录范围，促进新型节能环保技术、装备和产品研发应用，培育壮大节能环保产业，推动资源节约高效利用；加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度；实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。提升生态系统碳汇能力。
从首提碳中和概念到政策落地指明方向仅用时半年，体现了中国对实现碳中和的决心。
碳达峰，就是指在某一个时点，二氧化碳的排放不再增长达到峰值，之后逐步回落。而“碳中和”指的是，在一定时间内，通过植树造林、节能减排等途径，抵消自身所产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。
综合来看，中国积极推动碳中和，主要出于以下几个考虑：
保护环境：碳排放是导致全球气温升高的主因，而气温深高带来的一系列环境问题已经对人类的生存和发展产生了威胁。为了积极应对气候变化，保护我们的家园，实现可持续长期发展，需要实现碳中和。
实现能源独立：中国的资源具有多煤、少油、缺气的特点，2020 年中国对原油和天然气的对外依存度在 72%和 41%左右，能源需要大量进口。实现碳中和后，中国可以依靠清洁能源产生的电能供给工业、农业和居民部门，实现能源独立。
实现可持续发展：与发达国家相比，中国吨二氧化碳排放产生 GDP 值明显低于发达国家，实现碳中和会加速推动中国经济结构转型，高能耗、高污染产能将被逐步淘汰，高新产业占经济的比重持续提升，未来经济发展将由科技创新驱动。
体现大国责任和担当：实现碳中和是国际社会的主流认知，美日等发达国家也已经明确出台了碳中和的计划。中国作为全球最大的碳排放国，提出碳中和承诺体现了中国的大国责任和担当，对推进《巴黎气候协定》在全球实质性落地具有重要意义，是“构建人类命运共同体”最重要的举措之一。
根据国家规划及已有研究，可以将碳排放治理大致划分为三个阶段，第一阶段（2021 - 2030）碳排放达峰期，第二阶段（2030 - 2045 年）加速减排期，第三阶段（2045 - 2060 年）深度脱碳期。
中国从“达峰”到“中和”之间仅有30年时间，远远短于发达国家安排。以德国、法国、英国为代表的欧洲国家于上世纪80年代末、90 年代初已实现碳达峰，美国 2007 年实现碳达峰，日本 2013 年实现碳达峰，距离 2050 年碳中和目标有 37~60 年的过渡期。
图 | 美欧中日韩人均GDP与人均碳排放关系图，来源：Wind，世界银行
据统计，中国二氧化碳的排放主要通过生产端的直接排放和消费端的间接排放两个渠道，直接排放指通过燃烧化石燃料排放，间接排放指通过耗电间接排放。
图 | 碳中和全景图，来源：Wind、中信证券研究部
考虑直接排放和间接排放两个渠道，中国“碳排放大户”分为四类，分别为发电及供热、制造及建筑、交通运输和其它，2018 年占比分别为 51%、28%、10%和 11%。
图 | 2018 年中国二氧化碳排放主要来源，来源：国际能源署（IEA）
实现碳中和的坚定决心将深刻影响中国的能源结构、工业生产与消费方式，途径主要包括：能源生产-清洁发电、能源生产-氢能源、能源消费-电动化/氢能化、CCUS（碳捕捉、应用与储存）四个方面。
图 | 碳中和路径，来源：中信证券研究部
碳中和的挑战正在于，既要满足人类不断增长的能量需求、碳素需求和持续经济增长需求，又要把CO2的排放降到最低，实在无法减排的部分，再通过碳循环利用和封存来进行对冲。
清洁发电是实现碳中和的基础，主要包含两方面：一方面，对现有发电企业进行技术改造，提高能源利用效率，包括热点解耦、低压稳燃等传统技改，以及利用人工智能、大数据、云计算等进行智能化改造；另一方面，寻求以太阳能、风能为代表的可再生能源进行发电，实现电力的零碳生产，除了利用光伏、风能等清洁能源进行发电之外，电力的储存和运输也至关重要。
目前中国发电结构以火电为主，对现有发电企业进行技术改造是有效控制二氧化碳排放的重要方式，比如用AI优化锅炉热效率。锅炉燃烧过程中，送多少煤、送多少风、送多少水，都会造成不同的燃烧结果，产生不同热力。通过AI技术建立燃烧优化模型，将每一个连续变量都尽量算到精确，实现用更少煤，发更多的电，同时减少污染及碳排放。
图 | 智能电厂示意图，来源：国电南宁公司
随着中国大力发展清洁能源，预计火电将呈下降态势，但目前只有火电具有大规模调峰能力，为了确保清洁能源的快速发展，未来火电的角色将由主力电源逐步变为以调峰、应急为主的辅助电源。
核能发电的特点是高效、可靠、清洁，根据欧洲核能协会的统计数据，1kg 标准煤、矿物油、铀的发电能力分别为 8 千瓦时、12 千瓦时、24000 千瓦时。核电受自然环境的影响较小，成本端受燃料价格波动影响也较小，供电稳定，可以承担电网基荷能源的角色。核能发电几乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在减排温室气体、减少空气污染方面有重要价值。
20世纪90年代，中国开始致力于大型压水堆核电技术研发，在前期核动力研发基础上，充分消化吸收世界先进核电设计理念，按照全球最高安全标准要求，自主研发了中国具有完整自主知识产权的三代核电技术华龙一号。
图 | 压水堆核电站工作原理图，来源：上海市核电办公室
20世纪90年代，中国大陆第一座核电机组建成发电，实现了中国大陆核电零的突破，被誉为“国之光荣”。进入21世纪以来，中国核电实现了规模化发展，截止2020年11月，中国大陆建成47台核电机组，核准及在建16台机组，成为世界上在建核电机组最多的国家。按现有63台机组测算，每年中国核电将为国家节约1.25亿吨煤炭，减排二氧化碳4.37亿吨，相当于1790万亩森林减排，约等于天津市面积森林的减排量。
碳中和目标下，未来以风能、光伏为代表的可再生能源将成为主力能源。近几年，随着可再生能源增长规模化、制造工艺提升、技术持续迭代、供应链竞争加剧以及各项支持政策落地，近十年期间全球可再生能源成本进一步降低。根据 IRENA（国际可再生能源署）数据，自 2010 年以来光伏发电、聚光太阳能发电、陆上风电和海上风电的度电成本分别下降了 82%、47%、39%和 29%。
图 | 光伏、风电度电成本快速下降（2010-2019 年），来源：IRENA
2020 年，中国光伏新增装机规模48.2GW，同比增涨 60%，累计光伏装机规模达253GW。全国光伏发电量2605亿千瓦时，全国弃光电量52.6亿千瓦时，全国平均弃光率2%。中国新增光伏装机连续8年居世界首位，累计装机连续6年居世界首位。
图 | 中国光伏累计装机量（2013-2020 年），来源：国家能源局
十三五期间，中国风电装机规模继续领跑全球，发展的步伐较“十二五”时期更加稳健，而平稳的新增市场规模也成为产业进步的最大基础和推动力。2020年新增风电并网装机容量71.67GW，新增吊装容量为52GW，创造了中国年度新增风电装机量的历史纪录。
图 | 中国风电新增装机容量（2010-2020 年），来源：国家能源局
根据 IRENA 预测，大规模转向可再生能源和提高能源效率可以实现所需减排量的 75%。加上电气化程度的提高，总排放量可减少 90%。意味着到 2050 年，可再生能源在一次能源供应总量中的比重从目前的 14%上升到至少 65%，而可再生能源在电力行业中的份额则从目前的 24%上升到 2050 年的 86%。未来，全球可再生能源的年投资额必须从近年的每年约 3000 亿美元增加三倍，到 2050 年达到 8000 亿美元，以实现全球脱碳和气候目标。
图 | 两种能源转型情景下累计投资金额预测（2016-2050 年），来源：IRENA
储能行业应用场景丰富，在电力系统主要有发电侧/电网侧/用户侧 3 大主场景，此外，还包括微电网、分布式离网等，细分应用如下：
发电侧：火储联合调频，稳定输出功率；新能源发电配储，平抑出力波动，提高消纳等。
用户侧：峰谷套利、需量管理、动态扩容。用户主要分为家庭、工业、商业、市政等。
微电网：主要为离主电网络较远的无电、弱电地区，需要自建电网，可采用可再生能源与储能作为解决方案。
分布式离网：4G/5G 基站供电；风景区驿站供电；森林监控站供电；油田采油站供电；高速加油站供电等。
储能处于从 0 到 1 阶段，临近商业爆发期拐点，有望从示范性应用转向运营性应用。由于电化学储能的可适用场景更多，受地理环境等外部因素影响较小，2017-2019 年电化学储能占全球和中国新增储能装机比例分别为 14%/66%/80%和 3%/28%/58%，呈现逐年上升趋势。电化学储能中，锂电储能由于能量/功率密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快、适应场景多等优势，2017 年至今占全球新增电化学储能 90%以上，预计锂电池储能技术将成为未来主流储能技术。
表 | 电化学储能技术路线对比，来源：蔡世超《储能在电力系统中的应用》
氢能（氢的能源利用）受到全球广泛关注，成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。
2019年，“氢能”首次写入了中国政府工作报告，报告提出了“推动充电、加氢等设施建设”。2020年，氢能被纳入《能源法》（征求意见稿）。2021年，氢能列入《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》未来产业布局。
氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，中国氢气主要来自灰氢。
图 | 从氢的来源看可分为灰氢、蓝氢、绿氢，来源：清华大学
目前，中国的氢源结构目前以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。
图 | 2020年中国氢气主要来源占比及主要消费途径占比，来源：中国煤炭加工利用协会
氢气生产方式较多，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。
图 | 中国氢气生产和消费主要工艺，来源：石油和化学工业规划会
从能源效率来看，氯碱副产气制氢、干气制氢、焦炉煤气提取制氢能源效率均在80%以上，天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、PDH副产气制氢、甲醇制氢、焦炉煤气转化制氢能源效率60%-80%，煤制氢能源效率在50%-60%，电解水制氢能源效率在50%以下。
图 | 副产制氢能源效率最高，来源：石油和化学工业规划会
从污染物排放来看，排污强度由小到大分别为：电解水制氢<天然气制氢~甲醇制氢~副产气制氢<煤制氢。从碳排放来看，副产气制氢<天然气制氢<干气制氢<甲醇制氢<煤制氢电解<电解水制氢（基于现有电网电力结构），如果考虑清洁能源（光伏、风电、水电等），清洁能源电解水碳排放接近为零。
图 | 以现有电力结构，电解水制氢碳排放最高，来源：石油和化学工业规划会
从成本来看，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格需要控制原料价格；根据设定的价格范围，从平均成本看，焦炉煤气制氢<煤制氢<其他副产气制氢<甲醇制氢<天然气制氢<水电解制氢。因地制宜，选择合适原料制氢，氢气出厂价格可低于15元/kg，可与煤制氢成本相当。
图 | 工业副产制氢成本最低，来源：石油和化学工业规划会
氢能产业发展初期，依托现有氢气产能、就近提供便捷廉价氢源，支持氢能中下游产业发展，降低氢能产业起步难度，具有积极的现实意义。绿氢在“碳中和”中可以用在绿电无法发挥作用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢促进工业脱碳将更好地发挥氢能价值。
中国发展氢能具有良好基础，也面临诸多挑战。绿氢供应、氢储运路径和基础设施建设、氢燃料电池核心技术装备、氢燃料电池汽车技术装备等均待逐一攻破，必须实事求是、客观冷静、积极创新，争取少走弯路，开创氢能技术突破和产业化新局面。
在储氢环节，常用的储氢技术主要包括物理储氢、化学储氢与其它储氢。物理储氢主要包括高压气态储氢与低温液化储氢，具有低成本、易放氢、氢气浓度高等特点，但安全性较低；化学储氢包括有机液体储氢、液氨储氢、配位氢化物储氢、无机物储氢与甲醇储氢，其虽保证了安全性，但其放氢难，且易发生副反应，氢气浓度较低。
在运氢环节，利用拖车对装有高压氢气的储氢管束进行运输是目前性价比最高的选择，在中国各种氢气储运方式中具有压倒性占比优势。该方式运输量小，适用于短距离运输氢气，经济运输半径在 200km 左右，未来液氢罐车可能成为主流。而随着上述环节成本的不断降低，加氢站的布局也将逐渐完善，将推动绿色氢能应用范围的扩大。
工业部门是中国能源最终消费的主要部门，工业部门深度脱碳是实现碳中和的重中之重。IEA 数据显示，中国工业过程直接碳排放和因工业部门使用电力间接排放的二氧化碳占比高达 58.6%，其中钢铁、水泥、电解铝、化工等高能耗行业贡献较多
图 | 2020-2030年主要工业品碳排放测算（亿吨二氧化碳），来源：Wind，Wood Mackenzie
2021年1月26日，工信部发言人表示，“着眼于实现碳达峰、碳中和阶段性目标，逐步建立以碳排放、污染物排放、能耗总量为依据的存量约束机制，研究制定相关工作方案，确保2021年全面实现钢铁产量同比的下降”。钢铁行业再迎“供给侧改革”，钢铁产量或将逐步压减以支持碳中和战略。
除了限制产量外，钢铁行业实现碳中和要从生产方式入手，通过短炼钢替代长炼钢，提高电气化程度和废钢利用率；其次要从能量来源入手，以绿氢替代化石燃料，将重点放在降低制氢成本、提高存储及运氢技术的安全性上，实现深度脱碳。此外，还可以利用碳捕捉技术清除化石燃料产生的碳排放。
水泥行业碳排放主要来源于两个方面，一是水泥生产过程中所需的高温由燃烧化石燃料提供，二是煅烧石灰石的化学过程直接排放二氧化碳，这两者分别占碳排放总量的40%和 60%。
因此水泥实现碳中和，一方面要从燃料端入手，以氢能、生物质燃料替代传统化石燃料，减少供热过程碳排放；另一方面要从原料端入手，寻找水泥原料石灰石的替代品，实现水泥行业深度减排。
有色金属冶炼、精炼过程中，无论是火法还是湿法（电解）均需要消耗大量能量以实现金属还原，从耗能总量上来看，电解铝是有色行业中耗能最大的品种：2020 年中国电解铝产量达 3708 万吨，以单吨耗电 13500kWh 计算总耗电量达 5005.8 亿 kWh，占全社会用电量达 6.5%。
相比于电解铝，再生铝具有明显的节能、环保优势，将成为中国发展循环经济的突破口。再生铝是废铝料经过熔化、合金化、精炼等工艺生成的铝合金。再生铝行业属于资源再生行业和循环经济范畴，具有显著的节能减排的生产优势。根据 IAI 的数据，碳排放方面，再生铝的单碳排放为 0.23 吨，是电解铝单吨碳排放 11.2 吨的 2.0%。能源损耗方面，与生产等量的原铝相比，生产 1 吨再生铝相当于节约 3.4 吨标准煤，节水 14 立方米，减少固体废物排放20 吨。低能耗、低污染、低排放的特点使得再生铝在碳中和背景下将加速发展。
二氧化碳捕集、利用与封存（Carbon Dioxide Capture, Utilization and Storage，简称CCUS）是指将二氧化碳从排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现二氧化碳减排的工业过程。作为一项有望实现化石能源大规模低碳利用的新兴技术，受到了国际社会的广泛关注。
CCUS 在二氧化碳捕集与封存（CCS）的基础上增加了 “ 利用（Utilization）”，这一理念是随着 CCS 技术的发展，对 CCS 技术认识的不断深化，在中国的大力倡导下形成的，目前已经获得了国际上的普遍认同。IPCC 第五次评估报告（2014年）中强调了生物质能源技术和CCUS结合的新型CCUS技术——BECCS，生物能碳捕获与封存，并将其作为负排放的重要技术，该技术逐渐受到越来越多的关注。
表 | CCUS 主要过程和技术环节，来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》
图 | CCUS 技术类型示意图，来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》
中国各类 CCUS 技术种类齐全，囊括了深部咸水层封存、二氧化碳驱提高石油采收率、二氧化碳驱替煤层气等各种 CCUS 关键技术，为中国乃至全球 CCUS 发展、推广和管理积累了非常宝贵的经验和数据。
从捕集环节来看，部分技术已达到或接近达到商业化应用阶段，当前第一代捕集技术 * 成本能耗仍然偏高，缺乏广泛大规模示范工程经验，第二代技术处于实验室研发或小试阶段，需在 2035 年前后实现代际衔接。
从运输环节来看，二氧化碳陆路车载运输和内陆船舶运输技术已成熟，二氧化碳陆地管道输送技术是最具应用潜力和经济性的技术，中国已完成100 万吨 / 年输送能力的管道项目的初步设计，正在制定相关设计规范，海底管道输送技术尚处于概念研究阶段。
从利用环节来看，化工利用取得较大进展，整体处于中试阶段，部分技术如重整制备合成气技术、合成可降解聚合物技术、合成有机碳酸酯技术等完成了示范，生物利用产品附加值高，经济效益好，目前转化为食品和饲料的技术已实现大规模商业化，其他技术仍处于研发或小规模示范阶段；地质利用技术相对于化工利用和生物利用发展潜力最大，技术也较为成熟，二氧化碳强化石油开采技术（CO2-EOR）已应用于多个驱油与封存示范项目。
从封存环节来看，中国已完成了全国二氧化碳理论封存潜力评估，陆上地质利用与封存技术的理论总容量为万亿吨以上，陆上咸水层封存技术完成了 10 万吨级规模的示范，海底咸水层封存、枯竭油田、枯竭气田封存技术完成了中试方案设计与论证。
图 | 中国 CCUS 技术发展阶段示意图，来源：中国碳捕集利用与封存技术发展路线图（2019）
截至 2019 年底，中国共开展了 9 个捕集示范项目、12 个地质利用与封存项目，其中包含 10个全流程示范项目。不包括传统化工利用，所有 CCUS 项目的累计二氧化碳封存量约为 200 万吨。
图 | 中国CCUS项目类型与分布，来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》
中国碳捕集主要集中在煤化工行业，其次为火电行业等。地质利用和封存项目以提高石油采收率为主。中国 CCUS 的捕集技术已经比较成熟，地质利用和封存方面若干核心技术取得了重大突破。二氧化碳驱提高石油采收率等已进入商业化应用初期阶段。
图 | 中国二氧化碳捕集项目数量的工业分布，来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》
中国的地质利用和封存项目以提高石油采收率为主，主要围绕几个油气盆地开展，包括东北松辽盆地、华北渤海湾盆地、西北鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地。驱替煤层气项目目前处于先导试验阶段，由中联煤在沁水 - 临汾盆地的柳林和柿庄开展。二氧化碳铀矿地浸开采技术已成熟，中国核工业集团在通辽进行了工业应用。
图 | 中国二氧化碳地质利用和封存工程项目分布，来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》
经济成本依然是制约中国 CCUS 发展的重要因素，在 CCUS 捕集、输送、利用与封存环节中，捕集是能耗和成本最高的环节。中国当前的低浓度二氧化碳捕集成本为 300~900 元 / 吨，罐车运输成本约为 0.9~1.4 元 / 吨 · 公里。驱油封存技术因技术水平、油藏条件、气源来源、源汇距离等不同，成本差异较大。驱油封存可以提高石油采收率，有效补偿 CCUS 的成本，原油价格在 70 美元 / 桶的水平，基本就可以平衡 CCUS 驱油封存成本。
图 | 中国典型 CCUS 项目成本，来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》
CCUS 的发展离不开巨额资金的支持，融资的难度取决于技术的成本。根据排放源浓度不同，对 CCUS 项目的融资需求可以分为两类：1）高浓度二氧化碳排放源。由于出口烟气的二氧化碳浓度已经达到较高水平，捕集成本低于低浓度二氧化碳排放源。因此，高浓度排放源 CCUS 项目，如果可以结合有一定经济回报的二氧化碳利用技术（如二氧化碳提高石油采收率），该类项目的融资难度将相对较低。2）低浓度二氧化碳排放源。以燃煤电厂为主的低浓度排放源是排放主体，低浓度排放源的捕集成本相对较高，这也是 CCUS 融资的主要障碍。
为了以满足气候变化目标所需的速度来部署 CCUS，私营部门的投资比例必须增加，目前融资的难点在于 CCUS 项目实施企业无法获利、企业融资难度和风险大。国家激励政策的进一步完善、碳市场的成熟、运输和存储基础设施集群式部署，对于降低碳捕集与封存项目的融资风险至关重要。
放眼未来，在2060年实现碳中和目标牵引下的能源革命和技术创新，预计将持续催生蓬勃增长的新赛道。
在能源生产端，火电角色将发生改变，光伏和风电成本在持续下降，储能行业在光伏和风电大规模并网的趋势下也将得到快速发展；氢能发展前景广阔，但也面临产业基础薄弱、成本偏高及安全性争议等问题。
在能源消费端，工业部门或将催生新一轮供给侧改革，在能耗控制、能效提升、技术升级等方面存在大量商业机会；交通出行将逐渐零碳化，电力、氢能等清洁能源将替代传统化石能源。
在CCUS技术，中国技术积累雄厚，在试验示范和商业化探索方面已取得了较多突破，但经济成本依然是制约其快速发展的重要因素，亟需完善市场化激励机制，优化投融资环境。
碳中和，不仅仅是国家承诺，更将深刻影响中国未来的经济发展、产业变革与制度优化，只有抓住时代的发展趋势，才能掌握未来的主导权。
本文转自微信公众号：中欧碳中和。
