恩佐娱乐平台-平台首页碳中和的底气：清洁能源6大细分领域现状及趋势分析！

　　使用清洁能源是中国实现碳中和的集中发力点，接下来我们将先介绍直接清洁能源，包括风电、光伏、核能、水能等，然后将介绍间接清洁能源——氢能。

　　中国的陆上风能资源的分布极其不均匀。我国风能集中分布在华北、东北和西北地区，主要是在内蒙古、宁夏、陕西、甘肃、新疆、黑龙江和吉林等省份。这些地方地广人稀，电力消费市场不大。而经济发达地区的风能资源很匮乏，比如用电量占到全国70%以上的东部地区和南方地区，风能密度只有内蒙古地区的不到三分之一。而且在这些地方，适合发展风电的特殊地形（比如山地）现在已经基本上被完全使用。

　　2021年2月，国家林业和草原局颁布了《关于规范风电厂项目建设用地的通知》，明确提出禁止风电项目使用重点林区林地。因此，陆上集中式风电项目的开发难度越来越大。解决东西部风能资源与用电需求不匹配的问题有两种思路：一是依靠后文介绍的特高压输电技术，实现“西电东送”，另一种是发展海上风电技术。

　　截至2021年6月底，我国海上风电的装机容量超过11GW，超过英国成为全球第一。海上风电有三个优势：储量大、效率高，就近便利。

　　储量大：根据全国900多个气象站的测算，我国近海区域可开发的风能储量大概有7.5亿kW，是陆地风能资源的近3倍。如果这部分资源能得到充分利用，风电是有可能成为主力的；

　　效率高：由于没有山脉阻挡，海上风机每年运行的有效时间高达4000小时以上，效率比陆上风机高出20%~40%。而且海上风电场远离陆地，不占用土地，也不必担心噪音、电磁波等对居民的影响，大规模开发的副作用就小；

　　就近便利：东南沿海的浙江、福建、广东正好是用电大省。过去它们长期需要外省的电力输入，现在直接就近建设海上风电，既解决了用电问题，又缓解了电网压力。

　　目前广东、江苏、浙江等沿海省份在出台的能源“十四五”规划中，都把海上风电作为未来的重点发展方向。如果未来风电要成为新能源发电的主力，发展海上风电的局势势不可挡。

　　尽管风电是充满潜力的新能源，风电的发展因为一些技术原因，无法进一步降低成本、推广应用。归纳起来，我们认为如下四个方面存在着大量值得探索新的机会（其中前后两者主要针对海上风电）：

　　一方面，“更高更大”的风机能够更好地捕捉到高空中的风力资源，从而提升发电效率。其次，风机造得越大，从成本角度考虑就越合适。根据国网能源研究院的数据，风电建设成本中，风机的原材料、零部件成本是大头。而零部件的用量，不会因为风机容量的增大而线性增大，因此风机造大就可以摊薄制造成本。

　　利用AI和大数据技术，企业可以在设备安装前得到风机的最优化配置方案。在设备运行期间，如果能准确预测风能的变化，从而调整风机的参数，则可以进一步提升风机的运行效率。数字化系统还可以帮助企业进行故障预警，从而减少日常维护的频率，降低运维成本。

　　在海上建设风电设施还需要进行水文观测，并需要预防海底地震。一个可能的解决方案是发展漂浮式电站，即将风机建在一个漂浮平台上。由于平台不是固定的，所以就不用考虑装机施工时，海床的地质条件，还有水文条件了。风机直接在岸上组装，装好了再拖到海上去，这也降低了安装成本。

　　由于海上环境恶劣，配套供海上风电设置使用的海缆，在制作、运输安装、后期维护成本都很高。一些企业已经开始研发使用光电复合电缆，来降低相关的成本。

　　光伏技术的原理是光电效应，通过将太阳光照射在半导体材料（比如硅）上，光能转化成了电能。尽管在过去几年，特别是2021年，光伏行业快速发展，整个板块呈现爆发性增长的趋势，但是目前光伏发电装机容量仅占全国总装机容量的12%，距离顶替火电、成为能源结构中的主力还有相当长的距离。

　　回溯中国光伏行业的发展，以欧美双反、“531新政”以及2019年国家能源局的平价上网通知，大致可以划分为四个阶段：

　　两头在外（2012年之前）：上游原材料依赖进口，下游组件绝大部分都用于出口，内需不足，缺乏核心技术；

　　产业扶持（2013-2018年）：政府陆续推出补贴政策，拉动内需，但是出现了一些结构性问题，比如财政补贴窟窿越来越大、骗补现象盛行等；

　　补贴退坡（2018-2020年）：2018年“531新政”降低了光伏的补贴标准，限制了补贴规模，行业装机量出现间歇性回落，劣质产能被淘汰，加速了平价时代的到来；

　　平价时代（2021年至今）：凭借低成本和规模化创新优势，目前中国光伏发电侧已经接价，部分地区已经低于传统电价，竞争力优势不断凸显。

　　目前，中国光伏行业已经完全具备上游高纯度晶硅、中游高效太阳能电池片生产、到光伏电站的建设以及运营的全产业链，并且具备完整的自主知识产权。

　　在我国全面取消行业补贴后，光伏行业发展的重要任务是进一步且快速地降低成本。与此同时，我国开始以“整县推进”、国企与民企相结合的方式推广分布式光伏，充分挖掘分布式光伏在节约场地成本和远距离传输成本方面的优势，推动光伏产业进一步发展。

　　目前全球的太阳能电池大约90%都采用了PERC（发射极钝化和背面接触）技术。在技术指标上，PERC类电池相较其他对应晶硅工艺的太阳能电池（比如TOPCon、HJT、IBC等）并没有太多的优势，但因为性价比高而被广泛应用。不过目前PERC类电池的转换效率在实践中已经达到了23%，接近其理论上限24.5%。因此，TOPCon、HJT和IBC等理论上有更高的光电转化效率的技术越来越受到关注。

　　近年来，钙钛矿太阳能电池也持续受到关注。钙钛矿电池技术在过去的11年里，能量转换效率从最初的4%提升到了25%，而且该转换效率受温度影响非常小。更令人激动的是，学界认为在未来钙钛矿电池的能量转化效率还能够有大幅提升。

　　除了能量转换效率高之外，应用钙钛矿电池的另一个优势是可以大幅降低产业链的复杂程度。传统的光伏行业主要分成上、中、下游：上游负责制造硅片，中游负责制造电池组件和组装电池，下游负责制造电力系统。钙钛矿电池由于原料简单（主要原料包括玻璃、胶膜、钙钛矿的化工原料和靶材），可以由工厂直接生产出来。加上钙钛矿太阳能电池的核心原料用量很少，核心原料钙钛矿在世界上广泛、大量地分布着，业界对钙钛矿电池的应用前景非常乐观。

　　不过到目前为止，钙钛矿电池仍然没有被大规模地应用于光伏发电。这当中有两个主要原因；一是大量厂商对钙钛矿电池规模化量产后能否保持优异的性能持观望态度；二是除非现有光伏设施已经老化到维护费用超过发电带来的效益，否则厂商没有多少动力急于采用钙钛矿电池。

　　光伏发电的一大问题在于难以持续、稳定地提供电能。如果不能解决这个问题，光伏发电将难以承担起稳定供电的重任。解决这个问题有两种思路：一是下文将重点展开介绍的储能，二是发展光热电站、智能光伏发电机等新技术。

　　光除了能产生光电效应，还可以产生光热效应。可以用反射镜把光汇集到一起，用这个热量加热可以高温传热、蓄热的介质（比如熔盐）。随后在用水冷却的熔盐的过程中，产生大量蒸汽，推动汽轮机产生电力。即使在没有太阳的夜晚，被加热的介质依旧可以持续放热，稳定性得到保证。目前我国已经在青海等地建立了熔盐式光热电站。

　　目前太阳能光热发电整体效率在20%～34%，略高于光伏发电，但因为要经过一系列的能源转化过程，其建造成本和运行成本都远远大于光伏发电。与此同时，太阳能光热发电对地形的要求又很高，占用的必须是非常平坦的土地。这些严格的条件限制了在东部经济发达地区建设光热电站。

　　智能光伏发电机是通过融入AI、大数据等技术，将系统端到端耦合，覆盖纯光、光储、微网、纯储等多种场景，实现同步火力发电机的功能。具体来说，智能光伏发电机能做到把光伏发的电，转化成一个稳定的电压源而不是传统的电流源，同时具备感知用电情况的能力，可以对发电量做实时的调整。目前华为已经在这个领域做出探索（如FusionSolar 8.0），但这个技术路线目前刚刚起步，距离成熟应用至少还有五年时间。

　　从目前来看，中国对核电的态度属于支持其有序、稳健地发展。截至2020年年底，我国在运营核电机组48台，总装机容量约为50GW，位居全球第三；在建核电机组14台，总装机容量15.5GW，位居全球第一。预计到2050年，我国的核电装机容量将超过300GW，总发电量超过2000TW·h。

　　核电的应用和发展主要面临“选址条件苛刻”、“核废料处理困难”和“核泄漏风险难以规避”三大问题。针对这三个问题，各国开始探索第四代核电技术。第四代核电技术让反应堆实现自我控制核泄漏，并选用氟化盐等物质替代水，解决对水的依赖问题。在核废料的处理上，第四代核电技术有希望实现废料的循环利用，从而大大减少废料的总量。

　　在2021年，我国在甘肃武威建成了世界第一座钍基熔盐反应堆，并于2021年12月让山东荣成的华能石岛湾高温气冷堆核电站成功并网发电。这两座新型反应堆都使用了第四代核电技术。不过由于第四代核电技术仍然不成熟，短期内核能难以成为主流能源形式。这一点在《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》中也有体现：到2060年，核电装机容量占比仅为3.1%（2020年占比为2.3%）。

　　关于核电另一个值得关注的领域是可控核聚变技术，俗称“人造太阳”。该技术产生热能的原理跟太阳等恒星一样。目前全球有超过30家企业在进行相关技术探索和商业化实践，累计融资超过24亿美元，最快于2025年左右建成用于技术演示、可以产生电能的可控核聚变装置；在2030年左右，建成商业上可行的聚变发电站。

　　能不能在2025年前后实现成功的“点火”：聚变反应炉中的温度，能不能长时间、稳定地超过核聚变的临界温度。

　　聚变装置整体的能量效率能不能大于1：聚变装置为了维持自身运转，本身是要消耗能量的。只有反应炉所产生的能量大于它消耗的能量，可控核聚变设施才具备商业落地的价值。

　　水力发电技术成熟、运行灵活，水电也一直是我国电力结构的重要组成部分。2020年，我国水电发电量超过1300TW·h，占总发电量的15%以上。目前水电的开发速度已经明显降低，未来的新增开发空间并不是很大，主要由于以下两个因素：

　　此外，我国的水电开发技术成熟且领先。相较于投入风光核等全球新兴技术，大力发展水电对中国经济增长的推动作用有限。根据清华大学的相关预测，到2050年我国水电发电量预计在1500TW·h左右，基本与现在持平。IEA估计，2020-2060年间，中国水力发电量仅仅将增长45%。水电产能主要集中在华中和南方的云南省。

　　生物质发电主要利用农林废弃物、畜禽粪便、城市生活垃圾等废气生物质作为能源进行发电的技术。因生物质产生的二氧化碳排放不计入国家总排放，所以也属于零碳电力。

　　2020年底，我国生物质发电累计装机容量达26.17GW，累计发电量超过1TW·h。其中垃圾发电占58.8%，农林生物质发电占38.7%，沼气发电占2.82%。预计到2050年，我国生物发电量有望达到6TW·h左右。

　　制约生物质发电的主要因素是成本：因为农林生物质燃料非常分散，收集、运输相关生物质的难度和成本居高不下。目前在没有政府补贴的情况下，生物质发电很难实现自身盈利。随着我国碳中和目标的提出以及碳市场的投入运行，生物质发电有望在将来通过碳交易收入来实现自我造血。

　　交通运输：作为氢燃料电池燃料，应用于汽车、船舶、有轨电车、无人机等交通工具

　　在氢能产业链中，制备、储运和使用环节都存在一些问题亟待突破。这里我们简要为大家呈现如下：

　　制备环节：如果制备转化效率太低，或产生了大量碳排放，那就无法取代化石能源。目前热门方向是改变光催化制氢过程中使用的催化剂，提高转化效率；

　　储运环节：不同的氢载体和输运方式具有非常不同的转化、传输、配送、储存和再转化成本，开发经济、安全、高效的输氢方式意义重大；

　　加氢：氢气压缩机、高压储氢罐和加氢机是加氢站系统的三大核心装备。加氢站通过外部供氢或站内制氢获得氢气后，经过调压干燥系统处理后转化为压力稳定的干燥气体，随后在氢气压缩机的输送下进入高压储氢罐储存，最后通过加氢机为燃料电池汽车进行加注。

　　电力具有供需实时平衡的特点，而可再生能源存在固有的间隙性、随机与波动性特点，发电并网时给电网稳定性带来巨大压力，导致了严重的弃风、弃光、弃水等现象。中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》统计显示，可再生能源年弃电量约1,000亿千瓦时，随着可再生能源发电装机量增加，弃电问题更加凸显，阻碍了进一步规模化开发利用。

　　考虑到风光发电不稳定的现状和“弃风弃光”造成的损失，我们需要发展储能技术来适配风电和光伏产业。2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求政府协助新型储能：到2025年，要从商业化初期进入到规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，实现全面市场化发展。根据政策规划，到2060年，风力和光伏发电站要配备的储能空间要达到发电能力的100%。

　　根据CNESA的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，同比增长3.4％。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，电化学储能的累计装机规模紧随其后。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW。

　　考虑到新技术从研发到成熟要经历研究突破、实际测试、商业化应用，以及大规模量产这四个阶段，这里我们先介绍已经大规模应用的储能方式，如电化学储能、抽水蓄能等，最后简单为大家介绍一些储能领域的前沿进展。

　　所谓的电化学储能，就是用化学元素来做储能介质，借助化学反应来实现充放电。电池储能面临诸多问题，以下三个因素目前严重限制了电化学储能的发展：

　　储能时间短：在低温条件下，电池中储存的电量会迅速释放，难以长时间储存电能；

　　制造储能电池的相关原材料有限：以锂为例，根据世界银行2020年的估算，到2050年，锂的产量要增加500%才能满足需求，但这个数量已经超过了目前全球已探明的可供开采的锂资源储量；

　　难以应付巨大的需求缺口：根据南方科技大学教授、澳大利亚国家工程院外籍院士刘科的说法，“全世界的电池生产商5年多的电池产能累计在一起，也仅能满足东京全市停电3天的电能”。

　　目前，电化学储能的一大研究热点是钠离子电池。虽然其能量密度低，但钠离子电池对温度的适应能力更好，在-40℃到80℃的环境里都可以工作，而且在快充以及环境的适应性等方面有独特优势。加之钠元素在地壳中的储量又是锂的上千倍，分布广泛，围绕钠电池的正负极材料、电解液等部件的开发机会值得重点关注。另一个思路是提升电池系统的储能效率，比如创新电池组的温控技术、改变电池组的排列方式、通过数字化的手段做好电池管理等。

　　此外，动力电池的梯次应用，即把电动车上电池容量衰减超过80%以上的电池用于储能，也是近两三年的一个值得关注的机会。未来这些电池从储能电站淘汰后，我们又可以回收提取其中的材料，在其他场景里应用。考虑到新能源汽车的第一波爆发始于2015年左右，最近两三年正是动力电池退役的高峰期。目前宁德时代等公司已经开始在这方面进行布局。

　　转化率高：根据潘家华教授的说法，“用1度电抽上来的水，能放出大约0.8度电”；

　　规模效应明显：抽水蓄能设施被大规模应用后，最终分摊到每度电的储能成本大约是用锂电池储能成本的1/3甚至1/4。

　　根据国务院发布的《2030年碳达峰行动方案》，在2030年，抽水蓄能电站装机容量将达到约1.2亿千瓦，是现在的3倍多。但是发展抽水蓄能最大的问题是储能需求和储能电站选址资源之间的不匹配：我国三北地区的新能源发电比例大，对储能的需求也很大，但是水资源较少，秋冬季节水还容易蒸发，因此尽管抽水蓄能会作为解决储能问题的一种重要手段存在，但其没有办法被大规模推广应用。

　　氢储能适合长期的、跨季节的储能。比如在春季将过量的风电用于电解水制氢，把氢气储存起来，到了风力发电不足但用电量大的季节，把储存的氢通过氢燃料电池等媒介用于发电，对电网进行补充，弥补电能缺口。

　　目前的储氢技术路线包括气态、液态、固态这三个储氢方向，近两年都不断有新技术成果涌现，都在不断优化当中：

　　主要包括高压气态储运氢技术和管道输氢技术两大类，其中，高压气态储运氢技术包括固定式高压储氢、高压气态运氢、车载储氢三个方面，适合近距离、小体量的运输场景；管道输氢技术包括天然气掺氢管道输氢和纯氢管道输氢两类，适合长距离、大规模、需求稳定的运输场景。

　　高压气态储氢技术较为成熟，并且具有成本低、充放氢快等优点。但高压气态储氢存在泄漏、爆炸等安全隐患，无法完美地在氢燃料汽车上使用，因此未来可能不会成为储氢的主力形式。

　　低温液态储运能够实现氢能的长距离、大规模经济输运。由于液化过程需要经历液氮预冷、压缩、膨胀等一系列流程，所需要的能耗较高，加之氢气液化装置一次性投资较大，同时在储运过程中有一定量的蒸发损失和挥发带来的风险，液态储运氢商业化难度较大。未来液氢储运将向大容积、高精度、高可靠性和低蒸发率、低成本的方向发展。

　　另一种液态储运氢的思路是液体有机氢载体输氢技术（LOHC）。该技术以某些不饱和芳香烃、烯炔烃等作为储氢载体，通过催化加氢，将氢结合到有机分子上并形成稳定的液体有机氢化物，从而完成氢的储存和运输，需要时再通过催化脱氢将氢从有机分子上释放出来。这种输氢方式安全性高，储运方便，可采用与石油产品相类似的运输方式输送到用户端。不过LOHC技术的瓶颈在于解决反应温度偏高、反应速度偏慢及氢气纯度偏低等问题。

　　固态储氢是利用固体对氢气的物理吸附或化学反应，将其储存在固体材料中。固态储氢系统被认为是极具应用前景的储氢技术，未来随着固态储氢与燃料电池一体化集成，可以提高整个燃料电池动力系统的能源利用效率。

　　迄今为止，趋于成熟且具有实用价值的储氢材料主要有稀土系AB5型、Ti-Fe系AB型、Ti-Mn系AB2型、Ti-V系固溶体型和镁系储氢材料等。传统储氢合金体积储氢密度高、安全性好，但重量储氢密度仍偏低，适用于固定式的氢气储存和供给、燃料电池商用车、特种车辆以及加氢站的氢气储存和加注。开发轻质、高容量的固态储氢材料，降低材料使用温度，并实现材料的批量化生产是固态储运氢技术未来的发展方向。

　　压缩空气储能比较成熟的方式是利用盐穴等地下空间储能，对地理位置要求较苛刻，而且能源转化效率较低，在50-60%左右。新型压缩空气储能的开发重点是不使用燃料的绝热、蓄热、等压等温压缩空气储能、不需要大型储气洞穴的液态空气储能、不用大型储气洞穴、不使用燃料的超临界压缩空气储能，目的是提升压缩空气储能的能源利用效率。

　　飞轮储能的工作原理是在电力富裕条件下，由电能驱动飞轮到高速旋转，电能转变为机械能储存；当系统需要时，飞轮减速，电动机作发电机运行，将飞轮动能转换成电能，供用户使用。该技术具有安全性高、绿色环保、充放快、设备寿命长等特点，在电网调频领域应用有巨大的前景，有望在未来火电占比下降时完成电网调频的任务。但由于成本较高，材料、轴承等技术存在瓶颈等原因，目前飞轮储能尚未大规模应用。

　　通过利用超导材料制成的线圈，由电网经变流器供电励磁，在线圈中产生磁场而储存能量，在需要时可将此能量经逆变器传入电网或作其他用途。超导储能装置主要包括超导储能线圈、功率变换系统、低温制冷系统和快速测量控制系统四个部分，其中超导储能线圈是核心的材料之一，分为低温超导带材和高温超导带材。低温带材的市场应用较少，需要进一步解决保证液氨温区的制冷成本问题，高温带材是未来主要的研究方向。

　　目前，电磁储能、超级电容等技术仍然处于实验室研究阶段。飞轮储能、压缩空气储能、液流电池等技术路线处于实际测试阶段。储氢相关应用处在实际测试与商业化之间，走在最前列。

　　根据2021年7月家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，预计在2030年左右，各类型新型储能技术才能全面市场化。在未来，储能领域很可能是多种技术路线并存，各自在适合的场景内发挥作用，保障以新能源为主的能源体系的安全和稳定。

　　特高压指的是电厂把电制造出来以后，先将电压提升到很高后再往外传送，从而减少能源传输过程中的损耗。如果是交流特高压，电压需要加到1000kV，直流特高压则是±800kV。目前中国在特高压输电领域走在世界前列，并向世界输出特高压标准。

　　2010年，我国第一条从山西长治到湖北荆门的特高压线路正式运行。根据《国家电网有限公司2020社会责任报告》，国家电网已累计建成投运“十四交十二直”26项特高压工程，在运在建线万亿千瓦时。

　　要想用特高压技术把电输送出去，需要对电网进行整体性的改造，而且在特高压输电条件下，需要采取措施保障人和设备的安全。由于这些因素，从2015年开始，虽然我国特高压工程线路总长一直在增加，但增速相对放缓。目前业内估计建设一个相对完善、能够覆盖全国的特高压输电网至少需要五到十年时间。短期来看，我们不太能指望“特高压输电+陆上风能”的方案较好地解决东南沿海地区风能枯竭的问题。上文介绍的海上风能相关技术值得重点关注。

　　以上我们为大家介绍了各类清洁能源的发展现状和未来趋势。尽管各类型新能源发展势头喜人，但是我们必须认识到，对很多行业来说，单独依靠降低碳排放的方式很难大规模地削减碳排放量，更不可能将排放量降为“0”，因此需要采用一系列的技术增加碳的吸收，实现碳的“负排放”。

　　CCUS这几个字母分别代表着对二氧化碳进行捕捉、利用和封存。IEA测算，从现在到2060年的累计减排总量中，CCUS将贡献8%。碳中和初期，CCUS主要用于碳捕捉设备改造，以减少电力和重工业领域现有设备的碳排放，在此之后CCUS将会重点关注从大气中直接移除二氧化碳（DAC），抵消减排困难部门的碳排放。

　　目前在碳捕捉、碳利用和碳封存中，碳捕捉相对成熟；碳封存已经有了一些方案，但可靠性还有待长时间验证；碳利用方面案例不多，尚未见到大规模的应用。我们接下来为大家依次介绍三个领域：

　　主流的碳捕捉方法主要分为三个方向：燃烧后捕捉、燃烧前捕捉和富养燃烧捕捉。目前世界上大量碳捕捉项目，包括我国已经进行试验的项目，都是工厂端的项目：把碳捕捉设备放在生产线上，吸收自己生产过程中排的碳（也即实现燃烧后捕捉）。

　　在中国，采用不同技术方法捕捉每吨二氧化碳的成本不同：燃烧前捕捉36-62美元（250-430元），燃烧后捕捉43-65美元（300-450元），富氧燃烧捕捉43-58美元（300-400元）。我国政府已经制定了目标，到2030年预计将捕集成本降低30-40%，到2050年降低60-70%。

　　燃烧后捕捉，是在燃烧化石能源的燃烧室之后再接一段吸收分离装置，用一些化学方法吸收燃烧产生的二氧化碳，随后再通过一系列物理化学反应将二氧化碳释放、搜集、储存大容器中。比如我国华能上海石洞口第二电厂从2010年就开始应用燃烧后捕捉技术。

　　燃烧后捕捉的优点是技术难度不大，而且对工厂不需要做过多改造，但缺点是捕捉过程本身耗能较大。目前改进的方向是调整二氧化碳吸收剂的配方，以及优化气体释放、搜集和储存相关工艺。

　　碳捕捉的另外一个方式是燃烧前捕捉。这种方式在工程成熟度上落后于燃烧后捕捉，主要应用在煤电厂。具体来说，燃烧前捕捉在煤炭燃烧前对其进行去二氧化碳处理，将燃料转化为氢气和二氧化碳的气体混合物，从而促进清洁燃烧。在燃烧后，气体中的二氧化碳被压缩后、运输。但是，这种技术不适合应用于传统煤电厂，因为对煤粉做了预处理后，燃烧环节与传统煤电厂的操作有很大不同，因此目前这项技术主要应用于新建电厂和化工厂，尤其是生产氢气的化工厂。

　　这项技术指的是对空气进行预处理，提升含氧量，从而提升燃烧后的气体混合物中二氧化碳的浓度，同时减少氮氧化物的排放。但是，富氧燃烧的缺点也非常明显：富氧条件下的燃烧反应温度远高于普通的燃烧反应，一般的锅炉设备无法承受这样的高温。另外考虑到前段工序还要建设氧气提纯的设备，富氧燃烧捕捉的整体成本居高不下，目前应用规模也远没有燃烧后捕捉大。

　　直接碳捕捉指从空气中直接吸收或吸附二氧化碳。其原理是通过吸附剂对二氧化碳进行捕捉，完成捕捉后的吸附剂通过改变热量、压力或温度来恢复原状并用于再次捕集，而纯二氧化碳则被提取并储存起来。

　　直接碳捕捉的优势是可以对数以百万的小型化石燃料燃烧装置以及交通工具等分布源所排放二氧化碳进行捕捉和处理，方式和布置地点更为灵活。在2021年，微软投资了一家瑞士DAC公司Climeworks。该公司的项目去年9月已经开始运行，目前已经从空气中永久移除了超过140万吨二氧化碳。

　　目前而言，DAC在工业领域的发展还处于初步阶段，这一技术所面临的主要挑战之一就是成本过高。DAC设备一般由空气捕捉模块、吸收剂或吸附剂再生模块、二氧化碳储存模块三部分组成。要想降低成本，可以从吸附吸收材料和捕捉装置两个角度进行技术研发。在材料方面，需要开发兼具高吸附容量和高选择性的吸附材料。与此同时，从吸附剂中释放吸收到的二氧化碳的过程也必须简单、高效、耗能少，使得吸收吸附材料能够多次循环使用；在吸收装置方面，主要有捕集装置、吸附或吸收装置、脱附或再生装置。一般来说，对吸附装置以及脱附装置的改进和研究是降低成本的关键。

　　一个应用DAC思路是将DAC设施建立在具有低成本可再生能源或核电电力设施周边，以及具备二氧化碳封存资源的地区。目前看来，中国的四川盆地同时拥有水电和二氧化碳封存资源，东北的松辽盆地兼具二氧化碳封存资源和风能、太阳能资源，是DAC的高潜力发展地区。

　　油田和气田是天然的气体封存场所，不但严密稳妥，而且存储空间也足够大，在全球的分布比较均匀。根据估计，现有的油田、气田足够在未来几十年支持二氧化碳的封存。另外，利用油田和气田储存二氧化碳可以在使用“二氧化碳驱油”（二氧化碳-EOR）的同时顺便实现：通过注入二氧化碳，人们既能提升开采的石油产量，也能实现对二氧化碳的封存。当前中石油在吉林的二氧化碳EOR项目每年从天然气加工过程中捕集二氧化碳60万吨。我国还在胜利油田和鄂尔多斯盆地建设新的二氧化碳-EOR项目。

　　目前，最长的二氧化碳封存项目已经有十多年的历史，且未出现泄漏事件。然而需要注意的是，油气田封存理论上是存在一定的泄漏风险的，多是由于油、气田的设计和开采方式所致，地震等地质灾害也可能影响封存效果。

　　这个封存是指把二氧化碳封到陆地或者海洋的深部咸水层中，让水分能容纳二氧化碳。IEA统计，在除了中国以外的世界其他地区，目前共有五座大型在运深部咸水层封存设施，每年向咸水层注入约800万吨二氧化碳。中国最大的相关示范项目由神华集团于2011-2014年在鄂尔多斯盆地开展，向咸水含水层注入了约30万吨二氧化碳。该项目现已停止二氧化碳注入，但仍在积极开展二氧化碳监测。

　　据估计，中国有相当大的二氧化碳封存潜力，陆上盆地的理论封存容量超过3250亿吨，海洋盆地为770亿吨。中国CCUS路线年将咸水层封存成本降低约五分之一，达到5.80-7.25美元/吨（40-50元/吨），到2050年降低一半，达到3.62-4.35美元/吨（25-30元/吨）。

　　二氧化碳既可以被直接使用，也可以作为原料被用于制造一系列产品。当今捕捉的二氧化碳大部分被用于二氧化碳驱油和化工产品制造，少量用于电子和食品饮料行业。总体来说，二氧化碳的利用主要分为碳摄取、碳转化和碳矿化三个途径：

　　碳摄取：主要利用藻类等生物的光合作用，将二氧化碳转化成一系列产品，如燃料、化工物质、土壤物质、甚至食物；

　　碳转化：转化途径可以包括热化学、电化学、光化学和微生物介导的方法。通过这一途径，废弃的碳可以转化为合成燃料、化学品、塑料和碳纤维等固体碳产品。

　　碳矿化：二氧化碳与碱性反应物一起矿化以产生无机材料，例如水泥、混凝土、碳酸氢盐和相关的无机化学品。碳酸盐材料可能是一种有效的长期二氧化碳储存选择，尤其是在建筑环境中使用。

　　能源体系的碳中和路径相对比较明确，基本路径就是进行电气化改造、使用新能源电力、对不能实现电气化的使用绿氢等。在该部分中，我们将简要为大家介绍工业、交通运输业、建筑业和农业部门实现碳中和的路径。

　　工业过程的排放是指在工业生产过程中，以非获取能源为目的的化学反应产生的温室气体排放。IEA测算，2020年中国工业部门在能源体系二氧化碳排放总量中的比重为36%。在2060年剩余的工业排放中，大约80%将来自重工业。

　　工业领域的碳中和路径主要包括淘汰落后产能、调整产业结构、提高能源效率、提高电气化水平等：

　　钢材、水泥、平板玻璃、原铝等行业既是高排放行业，又是产能严重过剩的行业。在碳中和背景下，这些高排放产业的落后产能毫无疑问是应当最先退出的产业。

　　工业领域将从局部节能、个体节能向过程节能、系统节能转变。我国的工业正从自动化迈向智能化，基于数字孪生、5G、大数据、工业互联网等现代信息技术的工业体系将使整个工业领域的能效提高15%以上。

　　蒸汽作为良好的热能载体，广泛应用于造纸、纺织、食品、化工等行业。目前蒸汽的生产方式大部分是以化石能源为主的燃煤和燃气锅炉，极少部分锅炉以生物质颗粒为燃料，其中燃煤蒸汽锅炉的煤耗占我国煤炭消耗的25%左右，是近期需要重点淘汰和改造的对象。

　　另外一个不可忽视的减排途径是CCUS。CCUS在工业减排方面具有至关重要的作用，特别是在水泥和化工生产行业。IEA测算，在水泥和化工行业中，CCUS对2060年相对于2020年的二氧化碳减排总量的贡献比重分别高达33%和13%。

　　根据IEA测算，中国交通运输部门占2020年中国能源体系二氧化碳排放总量的8%，目前中国交通运输部门约95%的终端能源需求仍由石油产品和天然气满足。中国要想在交通运输部门实现承诺目标情景中减排90%的目标，将需要在政策方面大力做好协调努力，推动低碳技术在各种交通运输方式中普及，并确保交通运输系统尽可能高效运作（例如，利用数字化技术使不同交通运输方式之间的衔接尽可能简单无缝，并简化物流）。

　　IEA指出，在承诺目标情景（APS）中，终端用能的电气化和低排放燃料生产的电气化合计将贡献从现在到2060年期间二氧化碳减排量的13%，这部分贡献中约有35%来自交通运输部门，主要是通过电动车的普及来实现。

　　因为当前储能技术的能量密度还不够高，对于需要跑长途的大型货车和铁路运输情景，短期内可以通过使用生物柴油、生物煤油等途径快速减排；长期来看，推广使用氢能燃料电池来供能势在必行。

　　航空领域因为对载重要求较高，所以当前能量密度的化学电池不能作为主要的能量来源，可以考虑氢能动力、生物燃油等混合燃料代替航空煤油。生物燃油等代替航空煤油的方案的优势在于不需要对飞机进行大规模改造，是较为经济可行的替代技术。在2021年，有超过35万架次的商业航班使用了这种混合燃料。

　　目前船舶的主要燃料仍是柴油和残渣燃料。船舶燃料的脱碳化进程可以参考道路运输，即从长期终局来看，小型船舶将采用化学电池提供动力，大型船舶采用氢燃料电池提供动力。不过在此之前，可以先探索以柴油驱动转向以天然气驱动。在2025年之前，中国将在长江干线个LNG加注站，用以支持船舶“油改气”。

　　在“气改电”方面，中国的电动船舶技术比较领先。在2017年，中国建成了世界上第一艘千吨级纯电货船。2021年7月，中国建成了全球最大的纯电动邮轮。

　　根据IEA测算，建筑部门占2020年中国能源体系二氧化碳排放总量的5%，其中约25%来自该部门的直接用能，75%来自间接用能（使用化石燃料提供热力和电力）。2020年，在全国范围内，空间采暖和水加热占最终建筑能源消耗的近60%，其次是烹饪（14%）、电器和设备（14%）、空间制冷（7%），以及照明（5%）。

　　在承诺目标情景中，建筑物用能加速电气化是建筑减排的主要推动力。2025年后直接使用的化石燃料将会减少，2060年完全淘汰。届时超过一半的空间采暖需求总量将由电热泵满足。另外，到2030年，电力在烹饪用能中的比重将几乎翻一番，达到15%左右，而2060年将达到50%。太阳能热力和地热能的贡献份额也将大幅提升，2060年二者在终端能源消费中的比重合计将达到15%左右。

　　建筑物用能的上述转变主要是通过使用既有技术来实现的，如热泵、高效建筑设计和材料，以及可再生能源，不过仍然需要逐步提高相关性能。从现在到2060年的建筑部门减排量中，将有约三分之二是由目前已经成熟或处于早期应用期的技术贡献的。其余部分将来自目前处于示范和原型阶段的技术，这些技术主要在2040年之后发挥作用。最需要创新的领域包括：在寒冷气候和多户建筑中提高加热设备的运行能效、部署需求侧响应、储能与建筑一体化、平衡电网，以及气候友好型高效制冷设备。

　　农业活动产生的碳排放主要来自动物肠道发酵、动物粪便管理、水稻种植、农业土壤的排放等。

　　动物肠道发酵的通俗说法就是反刍类动物打嗝和放屁。因为排放源过于分散且随时都在移动，通过甲烷收集设施收集处理这些温室气体并不现实。目前可行的方法包括：添加特殊的饲料添加剂，减少动物消化时甲烷的产生；减少牛羊等反刍类动物的饲养，相应的肉类蛋白质通过更低排放的鸡肉或者鱼虾类代替，或是研发低成本的人造肉技术；

　　动物粪便管理主要是家畜粪便在露天环境中的甲烷排放，主要来自小型养殖场和农村家畜的散养。减少此部分的碳排放主要是通过支持规模化养殖，以及加强户用沼气的建设和维护来实现。

　　水稻种植产生的碳排放减少的方法是大力推广水稻旱种技术，既能节水又能减少碳排放。

　　农业土壤排放在整个农业领域的排放最多，主要来自化肥及其他有机肥的氮氧化物释放。特别是在中国，过度施肥造成了大量不必要的农业土壤碳排放。要解决这个问题，需要加强对农民的科普教育，大力推广测土配方施肥。