碳中和之綠色技術：技術突破帶來能源革命｜碳中和

能源是工業的基礎，化石能源塑造了目前各國的能源和工業體系，而在碳中和目標下，各國將需要大幅改變能源結構實現淨零排放，本質上是對能源的一次革命。碳中和技術的主線是能源供給端的變革，沒有能源零排放技術的可行性和經濟性，消費側的應用將無從談起。而根據目前電力、非電能源領域的綠色溢價（Green Premium）測算，以目前的技術水平碳中和轉型難度仍然較大、成本過高，因此降本是未來能源技術發展的主旋律。在長時間維度下，不同能源技術可能發生較大的變化，因此本文從降本潛力去分析不同技術的發展可能性，以碳中和時間目標和資源作為約束去看技術路徑的發展。最終碳中和技術將以成本下降作為主要的推動力，在電力領域的光伏+儲能於2028年實現較火電的平價（即綠色溢價=0）將是重要節點，並在非電領域先以電氣化率推動公路交通，建築和居民消費排放降低，然後由氫能和碳捕捉分別實現在交通和工業領域最終的零排放改造。雖然40年碳中和對於中國是艱鉅的任務，但是40年對於技術發展又是不短的時間，可以存在技術上的突變可能性，如果核能，碳捕捉技術出現核安全以及碳使用上有超預期突破，將會帶來不一樣的技術發展路徑；而如果光電轉換效率能突破目前預測的30%路徑，也將帶來氫能成本的進一步下降。

正文節選

為什麼需要技術突破？

從完成減排任務上，排放角度能源活動是大頭。根據中金宏觀組的碳排放統計，能源活動佔到中國碳排放總量（計入碳匯前）的90%。能源是工業領域應用的基礎，要達成「碳中和」最終目標，只有能源領域率先提供經濟可行的零排放、甚至儘可能負碳能源，才能減輕全社會碳排放壓力。

技術變化將帶來成本的變化，我們測算過去10年（2010~2020年）隨着非化石能源的技術進步，光伏、風電的成本分別下降了89%和34%，相當於累計裝機每上升一倍，光伏和風電成本分別下降13%和7%，而相比之下應用煤炭，石油，天然氣的成本震盪持穩。中國能源供應歷來注重成本優勢，隨着新能源成本的下降，中國目前風電和光伏成本已經低於傳統燃煤發電，不得不說是技術進步帶來的變化。

技術進步使得過去無法經濟使用的能源成為可行，使得中國在過去5年能源轉型不斷加速。而要在2030年實現碳達峰，並且在2060年實現碳中和，則更是需要各種碳減排和碳中和技術在未來40年從技術成熟到產業成熟，幫助中國實現一條可行的碳中和路徑。當前，各行各業的綠色溢價仍然較高，根據我們與各行業組的測算彙總， 2021年電力行業的綠色溢價為17%，非電能源供應的全行業綠色溢價在~175%。脱離技術進步帶來的成本下降，碳中和轉型會面臨過高的社會成本而變得困難重重。

哪些方面是能夠通過技術進步實現碳中和的、哪些是技術無法改變的？沒有零碳的能源供應就難以實現碳中和，能源技術發展是碳中和的基礎。除此之外，由於目前新經濟主要依賴電力作為能源消費，因此如果在電能領域率先實現零碳排放也將使得中國擺脱碳排放對於電能消費的約束。技術決定能源供應基礎，但在和個人消費相關的領域，包括交通、採暖等，不僅僅需要供給側技術的進步，更需要政策對於需求側的引導。

圖表: 過去化石能源為主體的能源結構中成本變化

圖表：光伏累積裝機增長帶動成本下降（2007~2020）

圖表：風電累積裝機增長帶動成本下降（2007~2020）

碳中和的技術路徑是什麼、有哪些約束？

在2020-2060年的技術發展路徑選擇上，要滿足能源轉型經濟最優意味着技術選擇從易到難。在技術成本之外，資源約束和應用場景也會影響需求側對技術的選擇和使用。

電力零碳排放先行，多能互補降低發電成本。在電源技術選擇中以光伏+儲能為主體。但是多元互補的智能電網技術同樣重要、保障電力系統的安全穩定運行以及整體成本更低，政策上應加大對電網儲能技術的應用支持，加速非化石能源的比例提升。

非電領域的碳中和技術選擇取決於各能源使用場景。不同於電能，非電領域各個能源使用的場景差異較大，並且應用技術並不完全兼容，因此需要不同能源技術對應不同領域。我們從成本下降路徑的測算來看，氫能公路交通或在2035年左右實現可接受的成本，而工業領域的碳中和更可能通過碳捕捉最終實現。

碳中和技術路徑的總結：形成以光伏+儲能為主的電能供應，以及氫和碳捕捉共存的非電供應技術格局。首先通過多管齊下的節能減排技術來完成2030年前碳達峰目標的實現，然後通過以光伏為主的多能互補模式完成電能的零排放，並在非電領域如公路鐵路交通，建築和部分工業領域通過電能的清潔和成本優勢推動電氣化率提升，隨後在無法電氣化領域，以氫能和生物質燃料實現重載交通、部分航空航運、部分化工行業的零碳排放，最後以碳捕捉實現餘下大部分工業領域的零碳排放。

碳中和技術路徑的政策內涵：從目前推演的技術來看，雖然未來不排除技術突變的可能，但是部分領域並不能在現行技術路徑下實現平價，比如氫能工業供熱等，因此部分行業的綠色溢價可能會一直為正，需要政策強力推動碳中和的實現。政策上，首先應結合非化石能源發展以電氣化率提升解決一部分非電能源的碳排放問題，然後以兩個20年為周期推動氫能和碳捕捉技術的產業化和規模化，實現最終在各個領域零排放技術的經濟性和可行性。

圖表：實現能源碳中和的技術路線圖

成本下降是技術發展的試金石

什麼樣的技術可以實現「碳達峰」和「碳中和」兩個階段，在能源技術路徑的選擇上存在哪些差異？

對於「碳達峰」這一目標，需要選取的技術是幫助儘可能減少排放量，因此只要是減排和節能的技術都能幫助碳達峰的實現，既可以通過非化石能源替代，也可以通過煤改氣、火電廠控煤等傳統技術改進來完成。對於「碳中和」這一階段，對技術的要求更為苛刻，中國自然森林具備一定的負碳吸收能力，但從能源密度和總承載量上來說較低，因此在能源+工業領域必須要使用零排放、甚至負碳技術的應用，才能實現中國碳中和的最終目標。

長時間維度上不僅要看技術目前成本，更要看技術潛在降本能力。不同技術成熟度和經濟性有較大不同，因此不僅需要考慮目前的技術，也需要推演未來技術可能達到的成本水平。覆盤過去20年的變遷，能源成本發生了較大的變化，光伏在最早期由於成本太高、其實並不在中國的新能源規劃內，當時主要考慮了風、核、生物質能源，但是後續光伏製造業實現了成本的持續、快速下降，後來居上、脱穎而出。

技術降本的三種效應討論

回溯能源技術的發展歷史，技術的成本下降主要來自規模效應、材料替換、效率提升三個方面，而對於未來碳中和技術而言，成本下降也有望沿這三個方向實現。綜合來看，儘管過去經歷較多爭議（且爭議仍然存在），但光伏、電化學動力電池、氫能這些能源技術方向都在高速發展，其背後的根本原因在於這些能源技術因其製造業屬性，區別於傳統化石能源（煤炭、石油、天然氣）需求增加導致成本上升的資源屬性，從而同時具備了以效率提升、材料迭代、規模效應三個維度降低成本的能力，在未來能源技術的選擇中舉足輕重。

綜上所述：（1）節能減排類的技術或將更多作為未來10年碳達峰的助力，當前已基本具備了成本可行性和技術可得性。（2）零碳技術中，清潔發電當前的使用成本排序是水電<風電<光伏<核電，電網靈活調度資源的使用成本排序是抽水蓄能<電化學儲能，但光伏和電化學儲能同時具備效率降本、材料降本、規模降本三個成本下降路徑，其成本下降速度有望優於其他電源選項。（3）零碳的非電能源技術方面，氫能和碳捕捉在技術成熟度和當前成本方面各有千秋，均尚未達到商業化可用水平，但氫能具備效率降本、材料降本、規模降本三個成本下降路徑，碳捕捉也具備材料降本、規模降本兩個成本下降路徑。在碳中和關鍵期，氫能或有望憑藉電解水路徑中光伏發電成本的快速下降，實現制氫成本的快速下降，從而達成在公路交通領域較傳統能源的平價，實現技術落地。

碳中和技術工具箱有哪些當前和未來的選項

電力行業的零碳技術成本下降預測：零碳的電力技術未來發展中，目前電化學儲能還在應用初期，學習曲線下成本優化空間最大；光伏受益規模效應、材料替換、效率提升共振，有望在未來10年間成本再縮減一半；風電的利用效率接近極限，未來十年通過材料國產化、捕風面積提升還有20~30%的降本空間；核電的批量化、國產化生產有望帶來超過10%的投資成本節省；水電受制於廠址資源的稀缺性，成本下降空間較小。

圖表：電力碳中和技術成本下降預期及核心驅動力（成本下降路徑描述見圖表下方文本）

非電能源行業的零碳技術成本下降預測：零碳的非電技術未來發展中，我們認為電能替代是目前最經濟可行的選項，且未來將受益於清潔電力成本的下降；氫能受益產業鏈規模化以及清潔電力電解水制氫，成本有~70%的下降空間；化石燃料+碳捕捉的成本下降空間在10%以內，這一技術路徑的降本空間受制於化石燃料本身的使用成本。生物質合成燃料當前技術較成熟，成本取決於作物原料，遠期若原材料成本更低的路線實現技術突破，則成本有~35%的下降空間。

圖表：非電碳中和技術成本下降預期及核心驅動力（成本下降路徑描述見圖表下方文本）

光伏+儲能，氫能和碳捕捉將成為碳中和技術的主線

從技術工具箱中選取實現電力、非電碳中和的主線與輔線

如何選取電力、非電碳中和的技術主線。本部分從能源的供給端，明確各類電力、非電碳中和技術發展的目標以及目標實現的可行性，為後續各行業從需求層面出發提供共同的基石。

可以看到，技術工具箱中大多數的電力、非電碳中和技術都已具備應用的雛形，遠期的成本下降路徑也具備一定的可預見性。技術主線選擇、技術滲透拐點時間點可以通過幾個約束條件進行推演： 1）平價的對標條件，即碳中和技術的成本應與哪一種傳統能源進行對比、成本如何對比；2）應用場景，即碳中和技術與當前工藝、設備的兼容性等等；3）資源約束，即碳中和技術所需要的原材料資源的可得性。

總結而言，我們測算電力碳中和技術的平價將快於非電碳中和技術。平價是指碳中和技術較傳統能源技術的綠色溢價降至0。如下圖所示，我們測算技術平價的時間線為 1）當前，在電力領域，水電、核電已較燃煤發電平價，是清潔零碳、多能互補的電源結構中穩定的基荷能源；在非電領域，單從能源供應的成本來看，我們測算電氣化較傳統能源+碳捕捉已經實現平價；2）十四五初期，分布式光伏+儲能較零售電價的平價，電力消費側自發開始清潔替代；3）十五五中期，集中式光伏+儲能較燃煤標杆電價的平價，電力供給側清潔轉型勢不可擋；4）十六五末期，氫能較柴油+碳捕捉的平價，非電公路交通領域平穩清潔過渡；5）氫能在工業領域較煤炭+碳捕捉的平價可能較難看到。

從政策切入時間的角度來看，除了發電側清潔能源經由過去5~10年的補貼支持，已經實現較燃煤標杆平價、產業發展擺脱政策枴杖以外，包括儲能、氫能當前都尚未平價，需要政策支持產業的規模化發展從而推動技術降本至預期的平價時間點。

圖表:電力、非電碳中和的主線技術的平價節點圖（平價指綠色溢價=0）

發電碳中和的技術主線推演

發電側平價的對標條件：風、光、水、核等主要電力碳中和技術均已實現較傳統燃煤標杆電價的平價，未來成本優勢有望進一步擴大。

► 定義電力碳中和技術的平價節點：看度電成本何時突破燃煤標杆電價。在發電端，以不同電源的度電成本比較為準則，將零碳電源與當前電力結構中佔主力的燃煤發電進行成本對比。前者的度電成本低於0.37元/度（目前的全國平均燃煤標杆電價，測算假設基礎為燃煤度電成本在未來保持穩定）時，其實現最基本的經濟競爭力。

► 結果顯示，當前主流零碳電源的度電發電成本已經低於燃煤發電。核電/光伏/風電/水電度電成本較燃煤分別低5%/17%/25%/34%，僅燃氣、生物質發電成本較煤電高143%/98%。到2060年，我們看好製造業屬性將帶動風電、光伏的成本優勢持續放大，其中光伏成本四十年內有望降至較火電低68%，成為最便宜的清潔電源，其次為風電（低47%）、水電（低34%）、核電（低18%）；生物質、燃氣由於原材料獲取的資源限制，度電成本或高於燃煤發電。

圖表：發電側技術成本排序演變 （與火電比較）

電網消納技術的平價對標條件：電化學儲能度電成本較難追平抽水蓄能以及火電調峰，但技術的資源可得性倒逼其成為電力碳中和的主線技術。

► 從發電到終端還有電網輸電環節，電網消納成本必不可少。可再生能源，主要是風電及光伏，在出力的可調度性和可預測性上遜於其他能源，因此為了提供與傳統火電同樣的電能質量，需要與電力靈活性技術的搭配。隨着可再生能源在未來電力系統中滲透率的提升，若電力靈活性不足，不僅將帶來電力系統平衡和安全的新挑戰，傳統電網的模式也在成本上難以適應未來電源，甚至負荷從可控到不可控的轉變。因此，電力靈活性技術的成熟、以及成本的下降對於電力系統碳中和至關重要。

► 電網消納碳中和技術的平價節點：電化學儲能、抽水蓄能的度電成本難實現較火電調峰的平價。在電網消納端，碳中和技術的平價節點為電化學、抽水蓄能的度電充電成本低於火電調峰（降負荷）的度電充電成本的節點，後者的成本我們測算在0.14元/度，我們測算電化學儲能、抽水蓄能的度電成本基於當前可見的技術路線較難突破這個水平。

► 考慮應用場景和開發邊界的約束，倒逼電化學儲能成為電網消納的主力碳中和技術。長期來看，根據火電機組的生命週期，2030年後存量火電，尤其是經過靈活性改造、可以提升電網消納可再生能源能力的60萬千瓦以下煤電機組進入退役高峰期，而留存在電力系統中的火電機組更多是靈活性能力較弱的高參數、低排放百萬千瓦機組，以及以熱定電、靈活調節空間有限的熱電聯供機組，火電可以提供的電網消納能力開始減少。而另一方面，根據水電水利規劃設計總院，全國經濟技術可開發的抽蓄容量約在 120GW。我們測算隨着風電、光伏電力滲透率達到30%以上，電力系統的固有靈活性資源將不足以匹配可再生電力消納的需求，倒逼電化學儲能會成為電網消納端碳中和的主力技術。

圖表：電網側技術成本排序演變 （與火電標杆）

綜合考慮電源+電網消納：光伏+電化學儲能較燃煤標杆電價的平價在2028年到來、2060年成本略高於水電、核電；但光儲技術的應用靈活性、資源可得性使其更有能力擔當電力碳中和的主力大任。

► 定義電力碳中和技術的平價節點：看發電+電網消納合計的度電成本何時突破燃煤標杆電價。我們測算，當前光伏、風電的發電+電網消納成本較火電高77%/69%（假設50%的儲能配比），高於出力具備主動調節能力、不給電網造成消納壓力的核電和水電。我們測算光伏+儲能的度電成本或有望在2028年前後追平火電的0.37元/度，此後火電進入自然退役高峰，光伏+儲能替代火電的過程有望平穩過渡、避免出現成本反彈，並在2060年實現41%的成本節約。而核電、水電不帶來電網消納壓力，度電成本較燃煤標杆低18%、34%，從經濟性角度與光儲技術相當。

圖表：發電側+電網消納技術度電成本的時間序列對比（考慮50%的儲能配比）

► 考慮應用場景和開發邊界：光伏具備更為靈活的開發形式以及最充沛的資源量，因此儘管光儲成本較核電、水電並沒有絕對的領先優勢，但其更有望成為電力碳中和的主線技術，而水、核、風作為多能互補的輔助技術。

應用場景：光儲可以分布式開發，省去電網輸配成本，平價對標條件比集中式更加寬鬆。我們測算分布式光儲或有望在近1~2年實現平價、較集中式光儲早五年。

開發邊界：光伏技術可開發資源量遠多於其他清潔能源形式，打開能源需求的天花板。我們預計集中式電源側，光儲平價將在十五五到來、到2060年水電、核電成本與光伏+儲能相當，因此國內經濟可開發的水能、核能資源將得到充分開發，構成清潔零碳、多能互補的電源結構中穩定的基荷能源。從技術可開發資源量的角度來看，光伏較風電、水電、核電、生物質多出2~4個數量級、遠遠領先，因此更有望成為電力碳中和的主線技術、滿足增長的能源需求。

圖表：中國零碳電源的資源量潛力對比

非電碳中和技術的應用潛力評估

單單碳捕捉不存在平價的概念。從單位能源供應的成本來看：從單位能源供應的成本來看，基於對技術降本的基準預期，與傳統能源+碳捕捉對比，電能替代已基本平價，氫能在陸地交通領域的競爭力有望在2035年前後出現，生物質燃料及氫能在工業、航空領域平價或較難實現。

► 電氣化：根據中金各行業組測算數據彙總，電力供應轉換為標準煤的單位成本約1900元/噸標煤當量，已經低於天然氣、柴油+碳捕捉的路線（當前~3,600、6,000元/噸標煤當量），與煤炭+碳捕捉基本相當（當前~1,700元/噸標煤當量），後續受益於清潔電源的成本下降，成本將保持經濟性。

► 氫能：根據中金各行業組測算數據彙總，氫能在陸地交通領域有望在十六五末實現較柴油+碳捕捉的平價（平價點~5,500元/噸標煤當量）；氫能在工業領域較煤炭+碳捕捉（平價點~1,200元/噸標煤當量）、以及航空領域較航空煤油+碳捕捉（~2,500元/噸標煤當量）的成本平價在2060年內較難看到。

► 生物質燃料乙醇：根據中金農業組測算數據，生物質燃料乙醇的價格或有望從當前的近7,000元/噸標煤當量降至2060年約4,500元/噸標煤當量，仍然高於航空煤油+碳捕捉約2,500元/噸標煤當量的成本，無法實現成本平價。

圖表：等熱值電氣化、氫能、生物質燃料、較傳統能源的成本比較

從平價成本反推，如果能實現更高的光伏效率和更低的電能成本，則氫氣終端價格將可能降至12.5、5.8元/公斤（2060年基準預期為18.8元/公斤），將實現航空和工業的平價、而這個需要對應光伏電力成本降至2分、零成本每度（2060年基準預期為1毛2）。因此從這裏可以看到在終端要實現航空和工業生產的大規模用氫可能存在一定難度，除非在除制氫成本以外，存儲、運輸成本也得到突破，否則從技術的角度來看終端應用碳捕捉實現碳中和的可能性更高。

圖表：2060年氫能若要達到與傳統能源+碳捕捉平價，所需的終端價格及光伏電力成本

除了能源技術供應端的降本，在能源應用端，技術滲透的催化需要看應用場景和應用邊界的突破。

► 應用場景:電氣化、氫能替代與當前主流工藝的不兼容問題。電氣化和氫能替代的供應成本下降的兑現最終依賴於應用方式的創新，但從能源應用端來看，兩者與當前以傳統化石燃料為主體的工業生產過程以及交通發動機設計並不兼容。根據各行業組分析，有望在交運、採暖、建築、鋼鐵等領域看到電氣化率的提升，在交運、化工等領域看到氫能的普及。

► 應用場景：碳捕捉僅適用於固定生產裝置。考慮到目前的碳捕捉技術下，設施佔地面積大、不可移動，因此僅適用於化工廠、冶煉廠等固定的大型生產裝置、不適用於移動的交通工具場景。根據各行業組分析， 大工業領域（水泥、有色等）更有可能選擇通過碳捕捉技術實現碳中和。

► 應用邊界：生物質燃料製備的原材料獲取侷限性。生物質燃料與當前的能源設施兼容，原材料的規模化、可持續獲取是關鍵命題，生物質燃料需要開闢專門的用地種植農作物原料。

政策建議：加強技術研發保護，支持新技術產業化

政策建議：

► 政策支持更清潔更高效的能源形式，開放多種技術同台競爭，最後市場決定主要技術方向。

► 技術從引進吸收到超越，需要專利保護。

► 電力應重點推廣非化石能源應用技術，重點推動儲能和電網相關技術大規模應用。

► 非電能源需要支持新技術產業化，在合適時間推出激勵政策。非電能源成本較高，技術進步才能刺激終端應用。光伏「領跑者」項目或是可複製的成功案例，幫助新技術實現產業化。

那麼政策支持何時應該介入？回顧德國（2000年）和日本（2012年）分別提出的光伏度電補貼政策，和中國對陸上風電（2009年）、光伏（2013年）和海上風電（2014年）明確度電補貼政策的時點，可以看出各國普遍在當初高成本的光伏發電成本溢價接近200%附近時，通過有效的補貼政策推動促使後續光伏成本劣勢不斷下降，最終實現光伏較傳統電源平價甚至低價的情形。因此，當相關非電技術（氫能、碳捕捉）較傳統能源的成本溢價接近200%時，就可以通過政策進行支持，推動相關技術的不斷髮展帶來成本下降。

圖表：德國光伏度電補貼開始時的成本溢價（2000）

圖表：日本光伏度電補貼開始時的成本溢價（2012）

圖表：中國風電度電補貼開始時的成本溢價（2009/2014）

圖表：中國光伏度電補貼開始時的成本溢價（2013）

潛在的超預期能源技術：

碳捕捉技術若成功降本帶來經濟性，氫能技術開發的需求可能下滑。如果碳捕捉技術在應用上能找到新的突破口，那麼碳捕捉的成本將會大幅下降，且由於其兼容目前的能源和工業體系，將加速碳中和的到來。

第四代核電技術升級若顯著增強固有安全性，使用率有望大幅提振、或對電力結構產生影響。如果在核電設計上可以實現固有安全性（事故條件下的自動停堆），那麼核電在應用上將會有大的發展；長期來看，核能仍然是人類可以使用的能量密度最高的能源，如果實現可控核聚變，將引爆能源新的一輪技術革命。

光伏效率還存在超預期的可能。從轉化效率來看，並不排除未來經過長期的技術進步，最終出現光電轉換效率達到40%以上的光伏技術的可能性。如果光伏成本進一步超預期可能帶來更多的應用場景和更多的能源使用。

慢於預期的風險點：

電網消納技術可能慢於預期。電力系統可以通過鼓勵火電、抽蓄等電網靈活性資源的釋放，加強區域、全國聯網調度，但難點在於需要電力系統對於靈活性需求有前瞻的預判，以及電價信號的設定及控制。

氫能技術應用發展可能慢於預期。2020年9月空客提出三種零排放液氫燃料客機的概念，公司預計將在2035年投入商業使用。若實際進度慢於預期或最終無法實現，都將對中國碳中和進程帶來一定影響。