从完成减排任务上，排放角度能源活动是大头。根据中金宏观组的碳排放统计，能源活动占到我国碳排放总量（计入碳汇前）的90%。能源是工业领域应用的基础，要达成“碳中和”最终目标，只有能源领域率先提供经济可行的零排放、甚至尽可能负碳能源，才能减轻全社会碳排放压力。

技术变化将带来成本的变化，我们测算过去10年（2010~2020年）随着非化石能源的技术进步，光伏、风电的成本分别下降了89%和34%，相当于累计装机每上升一倍，光伏和风电成本分别下降13%和7%，而相比之下应用煤炭，石油，天然气的成本震荡持稳。中国能源供应历来注重成本优势，随着新能源成本的下降，我国目前风电和光伏成本已经低于传统燃煤发电，不得不说是技术进步带来的变化。

技术进步使得过去无法经济使用的能源成为可行，使得中国在过去5年能源转型不断加速。而要在2030年实现碳达峰，并且在2060年实现碳中和，则更是需要各种碳减排和碳中和技术在未来40年从技术成熟到产业成熟，帮助中国实现一条可行的碳中和路径。当前，各行各业的绿色溢价仍然较高，根据我们与各行业组的测算汇总， 2021年电力行业的绿色溢价为17%，非电能源供应的全行业绿色溢价在~175%。脱离技术进步带来的成本下降，碳中和转型会面临过高的社会成本而变得困难重重。

哪些方面是能够通过技术进步实现碳中和的、哪些是技术无法改变的？没有零碳的能源供应就难以实现碳中和，能源技术发展是碳中和的基础。除此之外，由于目前新经济主要依赖电力作为能源消费，因此如果在电能领域率先实现零碳排放也将使得我国摆脱碳排放对于电能消费的约束。技术决定能源供应基础，但在和个人消费相关的领域，包括交通、采暖等，不仅仅需要供给侧技术的进步，更需要政策对于需求侧的引导。

图表: 过去化石能源为主体的能源结构中成本变化

资料来源：BP, Solarzoom, 风电、光伏公司公告，中金公司研究部

图表：光伏累积装机增长带动成本下降（2007~2020）

图表：风电累积装机增长带动成本下降（2007~2020） 

资料来源：公司公告， BP, 中金公司研究部

在2020-2060年的技术发展路径选择上，要满足能源转型经济最优意味着技术选择从易到难。在技术成本之外，资源约束和应用场景也会影响需求侧对技术的选择和使用。

电力零碳排放先行，多能互补降低发电成本。在电源技术选择中以光伏+储能为主体。但是多元互补的智能电网技术同样重要、保障电力系统的安全稳定运行以及整体成本更低，政策上应加大对电网储能技术的应用支持，加速非化石能源的比例提升。

非电领域的碳中和技术选择取决于各能源使用场景。不同于电能，非电领域各个能源使用的场景差异较大，并且应用技术并不完全兼容，因此需要不同能源技术对应不同领域。我们从成本下降路径的测算来看，氢能公路交通或在2035年左右实现可接受的成本，而工业领域的碳中和更可能通过碳捕捉最终实现。

碳中和技术路径的总结：形成以光伏+储能为主的电能供应，以及氢和碳捕捉共存的非电供应技术格局。首先通过多管齐下的节能减排技术来完成2030年前碳达峰目标的实现，然后通过以光伏为主的多能互补模式完成电能的零排放，并在非电领域如公路铁路交通，建筑和部分工业领域通过电能的清洁和成本优势推动电气化率提升，随后在无法电气化领域，以氢能和生物质燃料实现重载交通、部分航空航运、部分化工行业的零碳排放，最后以碳捕捉实现余下大部分工业领域的零碳排放。

碳中和技术路径的政策内涵：从目前推演的技术来看，虽然未来不排除技术突变的可能，但是部分领域并不能在现行技术路径下实现平价，比如氢能工业供热等，因此部分行业的绿色溢价可能会一直为正，需要政策强力推动碳中和的实现。政策上，首先应结合非化石能源发展以电气化率提升解决一部分非电能源的碳排放问题，然后以两个20年为周期推动氢能和碳捕捉技术的产业化和规模化，实现最终在各个领域零排放技术的经济性和可行性。

图表：实现能源碳中和的技术路线图

资料来源：中金公司研究部

对于“碳达峰”这一目标，需要选取的技术是帮助尽可能减少排放量，因此只要是减排和节能的技术都能帮助碳达峰的实现，既可以通过非化石能源替代，也可以通过煤改气、火电厂控煤等传统技术改进来完成。对于“碳中和”这一阶段，对技术的要求更为苛刻，我国自然森林具备一定的负碳吸收能力，但从能源密度和总承载量上来说较低，因此在能源+工业领域必须要使用零排放、甚至负碳技术的应用，才能实现中国碳中和的最终目标。

长时间维度上不仅要看技术目前成本，更要看技术潜在降本能力。不同技术成熟度和经济性有较大不同，因此不仅需要考虑目前的技术，也需要推演未来技术可能达到的成本水平。复盘过去20年的变迁，能源成本发生了较大的变化，光伏在最早期由于成本太高、其实并不在我国的新能源规划内，当时主要考虑了风、核、生物质能源，但是后续光伏制造业实现了成本的持续、快速下降，后来居上、脱颖而出。

回溯能源技术的发展历史，技术的成本下降主要来自规模效应、材料替换、效率提升三个方面，而对于未来碳中和技术而言，成本下降也有望沿这三个方向实现。综合来看，尽管过去经历较多争议（且争议仍然存在），但光伏、电化学动力电池、氢能这些能源技术方向都在高速发展，其背后的根本原因在于这些能源技术因其制造业属性，区别于传统化石能源（煤炭、石油、天然气）需求增加导致成本上升的资源属性，从而同时具备了以效率提升、材料迭代、规模效应三个维度降低成本的能力，在未来能源技术的选择中举足轻重。

综上所述：（1）节能减排类的技术或将更多作为未来10年碳达峰的助力，当前已基本具备了成本可行性和技术可得性。（2）零碳技术中，清洁发电当前的使用成本排序是水电<风电<光伏<核电，电网灵活调度资源的使用成本排序是抽水蓄能<电化学储能，但光伏和电化学储能同时具备效率降本、材料降本、规模降本三个成本下降路径，其成本下降速度有望优于其他电源选项。（3）零碳的非电能源技术方面，氢能和碳捕捉在技术成熟度和当前成本方面各有千秋，均尚未达到商业化可用水平，但氢能具备效率降本、材料降本、规模降本三个成本下降路径，碳捕捉也具备材料降本、规模降本两个成本下降路径。在碳中和关键期，氢能或有望凭借电解水路径中光伏发电成本的快速下降，实现制氢成本的快速下降，从而达成在公路交通领域较传统能源的平价，实现技术落地。

电力行业的零碳技术成本下降预测：零碳的电力技术未来发展中，目前电化学储能还在应用初期，学习曲线下成本优化空间最大；光伏受益规模效应、材料替换、效率提升共振，有望在未来10年间成本再缩减一半；风电的利用效率接近极限，未来十年通过材料国产化、捕风面积提升还有20~30%的降本空间；核电的批量化、国产化生产有望带来超过10%的投资成本节省；水电受制于厂址资源的稀缺性，成本下降空间较小。

图表：电力碳中和技术成本下降预期及核心驱动力（成本下降路径描述见图表下方文本）

资料来源：当前度电成本的测算参考中电联、风光水核公司公告、GGII，LEK咨询，并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测

非电能源行业的零碳技术成本下降预测：零碳的非电技术未来发展中，我们认为电能替代是目前最经济可行的选项，且未来将受益于清洁电力成本的下降；氢能受益产业链规模化以及清洁电力电解水制氢，成本有~70%的下降空间；化石燃料+碳捕捉的成本下降空间在10%以内，这一技术路径的降本空间受制于化石燃料本身的使用成本。生物质合成燃料当前技术较成熟，成本取决于作物原料，远期若原材料成本更低的路线实现技术突破，则成本有~35%的下降空间。

图表：非电碳中和技术成本下降预期及核心驱动力（成本下降路径描述见图表下方文本）

资料来源：当前成本的估算参考市场价格、碳捕捉成本来自中金化工组，氢能成本来自中金电力电气设备组，电能替代取自电力碳中和技术成本，中金公司研究部

如何选取电力、非电碳中和的技术主线。本部分从能源的供给端，明确各类电力、非电碳中和技术发展的目标以及目标实现的可行性，为后续各行业从需求层面出发提供共同的基石。

可以看到，技术工具箱中大多数的电力、非电碳中和技术都已具备应用的雏形，远期的成本下降路径也具备一定的可预见性。技术主线选择、技术渗透拐点时间点可以通过几个约束条件进行推演：  1）平价的对标条件，即碳中和技术的成本应与哪一种传统能源进行对比、成本如何对比；2）应用场景，即碳中和技术与当前工艺、设备的兼容性等等；3）资源约束，即碳中和技术所需要的原材料资源的可得性。 

总结而言，我们测算电力碳中和技术的平价将快于非电碳中和技术。平价是指碳中和技术较传统能源技术的绿色溢价降至0。如下图所示，我们测算技术平价的时间线为 1）当前，在电力领域，水电、核电已较燃煤发电平价，是清洁零碳、多能互补的电源结构中稳定的基荷能源；在非电领域，单从能源供应的成本来看，我们测算电气化较传统能源+碳捕捉已经实现平价；2）十四五初期，分布式光伏+储能较零售电价的平价，电力消费侧自发开始清洁替代；3）十五五中期，集中式光伏+储能较燃煤标杆电价的平价，电力供给侧清洁转型势不可挡；4）十六五末期，氢能较柴油+碳捕捉的平价，非电公路交通领域平稳清洁过渡；5）氢能在工业领域较煤炭+碳捕捉的平价可能较难看到。

从政策切入时间的角度来看，除了发电侧清洁能源经由过去5~10年的补贴支持，已经实现较燃煤标杆平价、产业发展摆脱政策拐杖以外，包括储能、氢能当前都尚未平价，需要政策支持产业的规模化发展从而推动技术降本至预期的平价时间点。

图表:电力、非电碳中和的主线技术的平价节点图（平价指绿色溢价=0）

资料来源：能源局，中金公司研究部

发电碳中和的技术主线推演

发电侧平价的对标条件：风、光、水、核等主要电力碳中和技术均已实现较传统燃煤标杆电价的平价，未来成本优势有望进一步扩大。

► 定义电力碳中和技术的平价节点：看度电成本何时突破燃煤标杆电价。在发电端，以不同电源的度电成本比较为准则，将零碳电源与当前电力结构中占主力的燃煤发电进行成本对比。前者的度电成本低于0.37元/度（目前的全国平均燃煤标杆电价，测算假设基础为燃煤度电成本在未来保持稳定）时，其实现最基本的经济竞争力。

► 结果显示，当前主流零碳电源的度电发电成本已经低于燃煤发电。核电/光伏/风电/水电度电成本较燃煤分别低5%/17%/25%/34%，仅燃气、生物质发电成本较煤电高143%/98%。到2060年，我们看好制造业属性将带动风电、光伏的成本优势持续放大，其中光伏成本四十年内有望降至较火电低68%，成为最便宜的清洁电源，其次为风电（低47%）、水电（低34%）、核电（低18%）；生物质、燃气由于原材料获取的资源限制，度电成本或高于燃煤发电。

图表：发电侧技术成本排序演变 （与火电比较）

资料来源：当前度电成本的测算参考中电联、风光水核公司公告、并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测*燃气发电为低碳技术，较传统火电降低50%的碳排放

电网消纳技术的平价对标条件：电化学储能度电成本较难追平抽水蓄能以及火电调峰，但技术的资源可得性倒逼其成为电力碳中和的主线技术。

► 从发电到终端还有电网输电环节，电网消纳成本必不可少。可再生能源，主要是风电及光伏，在出力的可调度性和可预测性上逊于其他能源，因此为了提供与传统火电同样的电能质量，需要与电力灵活性技术的搭配。随着可再生能源在未来电力系统中渗透率的提升，若电力灵活性不足，不仅将带来电力系统平衡和安全的新挑战，传统电网的模式也在成本上难以适应未来电源，甚至负荷从可控到不可控的转变。因此，电力灵活性技术的成熟、以及成本的下降对于电力系统碳中和至关重要。

► 电网消纳碳中和技术的平价节点：电化学储能、抽水蓄能的度电成本难实现较火电调峰的平价。在电网消纳端，碳中和技术的平价节点为电化学、抽水蓄能的度电充电成本低于火电调峰（降负荷）的度电充电成本的节点，后者的成本我们测算在0.14元/度，我们测算电化学储能、抽水蓄能的度电成本基于当前可见的技术路线较难突破这个水平。

► 考虑应用场景和开发边界的约束，倒逼电化学储能成为电网消纳的主力碳中和技术。长期来看，根据火电机组的生命周期，2030年后存量火电，尤其是经过灵活性改造、可以提升电网消纳可再生能源能力的60万千瓦以下煤电机组进入退役高峰期，而留存在电力系统中的火电机组更多是灵活性能力较弱的高参数、低排放百万千瓦机组，以及以热定电、灵活调节空间有限的热电联供机组，火电可以提供的电网消纳能力开始减少。而另一方面，根据水电水利规划设计总院，全国经济技术可开发的抽蓄容量约在 120GW。我们测算随着风电、光伏电力渗透率达到30%以上，电力系统的固有灵活性资源将不足以匹配可再生电力消纳的需求，倒逼电化学储能会成为电网消纳端碳中和的主力技术。

图表：电网侧技术成本排序演变 （与火电标杆） 

资料来源：当前度电成本的测算参考GGII，LEK咨询，并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测

综合考虑电源+电网消纳：光伏+电化学储能较燃煤标杆电价的平价在2028年到来、2060年成本略高于水电、核电；但光储技术的应用灵活性、资源可得性使其更有能力担当电力碳中和的主力大任。

► 定义电力碳中和技术的平价节点：看发电+电网消纳合计的度电成本何时突破燃煤标杆电价。我们测算，当前光伏、风电的发电+电网消纳成本较火电高77%/69%（假设50%的储能配比），高于出力具备主动调节能力、不给电网造成消纳压力的核电和水电。我们测算光伏+储能的度电成本或有望在2028年前后追平火电的0.37元/度，此后火电进入自然退役高峰，光伏+储能替代火电的过程有望平稳过渡、避免出现成本反弹，并在2060年实现41%的成本节约。而核电、水电不带来电网消纳压力，度电成本较燃煤标杆低18%、34%，从经济性角度与光储技术相当。

图表：发电侧+电网消纳技术度电成本的时间序列对比（考虑50%的储能配比）

资料来源：当前度电成本的测算参考中电联、风光水核公司公告、GGII，LEK咨询，并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测*燃气发电为低碳技术，较传统火电降低50%的碳排放

► 考虑应用场景和开发边界：光伏具备更为灵活的开发形式以及最充沛的资源量，因此尽管光储成本较核电、水电并没有绝对的领先优势，但其更有望成为电力碳中和的主线技术，而水、核、风作为多能互补的辅助技术。

• 应用场景：光储可以分布式开发，省去电网输配成本，平价对标条件比集中式更加宽松。我们测算分布式光储或有望在近1~2年实现平价、较集中式光储早五年。

  
  

• 开发边界：光伏技术可开发资源量远多于其他清洁能源形式，打开能源需求的天花板。我们预计集中式电源侧，光储平价将在十五五到来、到2060年水电、核电成本与光伏+储能相当，因此国内经济可开发的水能、核能资源将得到充分开发，构成清洁零碳、多能互补的电源结构中稳定的基荷能源。从技术可开发资源量的角度来看，光伏较风电、水电、核电、生物质多出2~4个数量级、远远领先，因此更有望成为电力碳中和的主线技术、满足增长的能源需求。

图表：我国零碳电源的资源量潜力对比

资料来源：中国气象局，统计局，中金公司研究部注：圆球大小表示资源量规模，光伏资源量数量级大于其他能源，仅显示四分之一球体示意

非电碳中和技术的应用潜力评估

单单碳捕捉不存在平价的概念。从单位能源供应的成本来看：从单位能源供应的成本来看，基于对技术降本的基准预期，与传统能源+碳捕捉对比，电能替代已基本平价，氢能在陆地交通领域的竞争力有望在2035年前后出现，生物质燃料及氢能在工业、航空领域平价或较难实现。

► 电气化：根据中金各行业组测算数据汇总，电力供应转换为标准煤的单位成本约1900元/吨标煤当量，已经低于天然气、柴油+碳捕捉的路线（当前~3,600、6,000元/吨标煤当量），与煤炭+碳捕捉基本相当（当前~1,700元/吨标煤当量），后续受益于清洁电源的成本下降，成本将保持经济性。

► 氢能：根据中金各行业组测算数据汇总，氢能在陆地交通领域有望在十六五末实现较柴油+碳捕捉的平价（平价点~5,500元/吨标煤当量）；氢能在工业领域较煤炭+碳捕捉（平价点~1,200元/吨标煤当量）、以及航空领域较航空煤油+碳捕捉（~2,500元/吨标煤当量）的成本平价在2060年内较难看到。

► 生物质燃料乙醇：根据中金农业组测算数据，生物质燃料乙醇的价格或有望从当前的近7,000元/吨标煤当量降至2060年约4,500元/吨标煤当量，仍然高于航空煤油+碳捕捉约2,500元/吨标煤当量的成本，无法实现成本平价。

图表：等热值电气化、氢能、生物质燃料、较传统能源的成本比较

资料来源：当前成本的估算参考市场价格、碳捕捉成本来自中金化工组，氢能成本来自中金电力电气设备组，电能替代取自电力碳中和技术成本，中金公司研究部

从平价成本反推，如果能实现更高的光伏效率和更低的电能成本，则氢气终端价格将可能降至12.5、5.8元/公斤（2060年基准预期为18.8元/公斤），将实现航空和工业的平价、而这个需要对应光伏电力成本降至2分、零成本每度（2060年基准预期为1毛2）。因此从这里可以看到在终端要实现航空和工业生产的大规模用氢可能存在一定难度，除非在除制氢成本以外，存储、运输成本也得到突破，否则从技术的角度来看终端应用碳捕捉实现碳中和的可能性更高。

图表：2060年氢能若要达到与传统能源+碳捕捉平价，所需的终端价格及光伏电力成本

资料来源：能源局，中金公司研究部

除了能源技术供应端的降本，在能源应用端，技术渗透的催化需要看应用场景和应用边界的突破。

► 应用场景:电气化、氢能替代与当前主流工艺的不兼容问题。电气化和氢能替代的供应成本下降的兑现最终依赖于应用方式的创新，但从能源应用端来看，两者与当前以传统化石燃料为主体的工业生产过程以及交通发动机设计并不兼容。根据各行业组分析，有望在交运、采暖、建筑、钢铁等领域看到电气化率的提升，在交运、化工等领域看到氢能的普及。

► 应用场景：碳捕捉仅适用于固定生产装置。考虑到目前的碳捕捉技术下，设施占地面积大、不可移动，因此仅适用于化工厂、冶炼厂等固定的大型生产装置、不适用于移动的交通工具场景。根据各行业组分析， 大工业领域（水泥、有色等）更有可能选择通过碳捕捉技术实现碳中和。

► 应用边界：生物质燃料制备的原材料获取局限性。生物质燃料与当前的能源设施兼容，原材料的规模化、可持续获取是关键命题，生物质燃料需要开辟专门的用地种植农作物原料。

► 政策支持更清洁更高效的能源形式，开放多种技术同台竞争，最后市场决定主要技术方向。

► 技术从引进吸收到超越，需要专利保护。

► 电力应重点推广非化石能源应用技术，重点推动储能和电网相关技术大规模应用。

► 非电能源需要支持新技术产业化，在合适时间推出激励政策。非电能源成本较高，技术进步才能刺激终端应用。光伏“领跑者”项目或是可复制的成功案例，帮助新技术实现产业化。

那么政策支持何时应该介入？回顾德国（2000年）和日本（2012年）分别提出的光伏度电补贴政策，和中国对陆上风电（2009年）、光伏（2013年）和海上风电（2014年）明确度电补贴政策的时点，可以看出各国普遍在当初高成本的光伏发电成本溢价接近200%附近时，通过有效的补贴政策推动促使后续光伏成本劣势不断下降，最终实现光伏较传统电源平价甚至低价的情形。因此，当相关非电技术（氢能、碳捕捉）较传统能源的成本溢价接近200%时，就可以通过政策进行支持，推动相关技术的不断发展带来成本下降。

图表：德国光伏度电补贴开始时的成本溢价（2000）

图表：日本光伏度电补贴开始时的成本溢价（2012）

资料来源：日本自然资源和能源局，中金公司研究部

图表：中国风电度电补贴开始时的成本溢价（2009/2014）

图表：中国光伏度电补贴开始时的成本溢价（2013）

资料来源：能源局，中金公司研究部

碳捕捉技术若成功降本带来经济性，氢能技术开发的需求可能下滑。如果碳捕捉技术在应用上能找到新的突破口，那么碳捕捉的成本将会大幅下降，且由于其兼容目前的能源和工业体系，将加速碳中和的到来。

第四代核电技术升级若显著增强固有安全性，使用率有望大幅提振、或对电力结构产生影响。如果在核电设计上可以实现固有安全性（事故条件下的自动停堆），那么核电在应用上将会有大的发展；长期来看，核能仍然是人类可以使用的能量密度最高的能源，如果实现可控核聚变，将引爆能源新的一轮技术革命。

光伏效率还存在超预期的可能。从转化效率来看，并不排除未来经过长期的技术进步，最终出现光电转换效率达到40%以上的光伏技术的可能性。如果光伏成本进一步超预期可能带来更多的应用场景和更多的能源使用。

电网消纳技术可能慢于预期。电力系统可以通过鼓励火电、抽蓄等电网灵活性资源的释放，加强区域、全国联网调度，但难点在于需要电力系统对于灵活性需求有前瞻的预判，以及电价信号的设定及控制。

氢能技术应用发展可能慢于预期。2020年9月空客提出三种零排放液氢燃料客机的概念，公司预计将在2035年投入商业使用。若实际进度慢于预期或最终无法实现，都将对我国碳中和进程带来一定影响。