核心观点

当前,全球仍高度关注储能、电网现代化、碳捕集及氢能等新兴清洁能源领域技术的突破。我国应当抓住当前全球绿色低碳技术创新突破的重大机遇，努力成为新一轮科技革命的参与者和引领者。

全球应对气候变化大势将加速能源绿色低碳科技发展，能源绿色低碳转型蕴含广阔的科技创新和产业发展空间。当前，全球仍高度关注储能、电网现代化、碳捕集及氢能等新兴清洁能源领域技术的突破。主要体现在五大领域。

第一，氢能“制储输用”各环节多点突破。

国家一度很重视氢能科技发展和利用，但由于基础设施投资大、应用前景不清晰，一直到2020年前，都未有显著发展。然而随着越来越多国家提出碳中和愿景，氢能的能源属性得到了广泛认可，再次受到各国的高度重视。目前来看，氢能全产业链各环节的技术仍在不断完善，一旦制氢成本有显著下降的突破，产业化应用有望快速到来。在制氢环节，意大利国家天然气管网公司（SNAM）专家认为，当前绿氢和蓝氢等低排放氢发展迅速。全球已宣布的低排放制氢项目如都能建成，2030年产量将达到3800万吨/年。这其中，工业副产氢的发展值得高度重视。就我国而言，化工领域副产氢来源广、产量大，是低成本低排放氢的首要来源（工业副产氢的成本介于9元/千克—12元/千克，远低于可再生能源制氢的20元/千克—25元/千克）。同时，钢铁炼焦过程释放的焦炉煤气中约含55%的氢气，通过变温吸附（TSA）、变压吸附（PSA）等技术，可制取高纯度氢气，也值得高度关注。在储运环节，高压气态储氢已是商业应用最广的方式之一。压力越大，储运效率越高，相应科技要求也越高。目前，日本高压储氢的压力水平已达70兆帕（MPa），美国和韩国达到50兆帕。我国气态储氢主流装置还停留在20—35兆帕水平，未来仍需加大碳纤维等高强度材料研发。在加注环节，快速加氢技术成为重点，我国35兆帕智能快速加氢机和70兆帕一体式移动加氢站技术获得突破。在下游应用领域，氢基竖炉直接还原炼铁技术、富氢熔融还原炼铁技术取得突破；全球氢燃料电池汽车保有量已超过6万辆；经技术改造后的燃气轮机技术可使用掺氢30%的天然气发电。绿色氢能及其衍生燃料发电具有代替传统煤电和气电的技术可行性，有可能成为给未来电力系统提供高效调节能力，以及极端气候条件下满足系统韧性要求的潜力资源。

第二，各场景储能技术加快发展、成本稳步下降。

储能技术可提升电力系统的灵活调节能力，是支撑风电、光伏等新能源发电大规模发展的前提条件。从技术发展看，当前的储能技术种类较多，从时间尺度上可分为长时储能和短时储能。长时储能除抽水蓄能外，还包括目前正处于项目示范阶段的大型压缩空气储能、氢气储能等，可用于集中式储能场景。长时储能应用于电力系统，能够实现较长时间的电能调节，平抑可再生能源大规模接入导致的电网波动。短时储能除比较成熟的磷酸铁锂电池外，也在积极探索飞轮储能、重力储能等技术，储存能量速度较快，运行方式较为灵活，可用于分布式储能场景。短时储能可实现分钟到小时级的能量储存，通过对电网的毫秒级快速响应，保障电力系统的运行安全。从各种储能技术成本看，抽水蓄能度电成本为0.2元/千瓦时—0.3元/千瓦时；锂电池储能目前仍有0.4元/千瓦时—0.45元/千瓦时，预计2030年前可降至0.2元/千瓦时—0.3元/千瓦时。此外，多数长时储能技术尚处于早期阶段，如压缩空气储能和氢气储能的平均投资成本分别为7000元/千瓦和6500元/千瓦，预计在2030年前降至3500元/千瓦和5000元/千瓦。短时储能中飞轮储能的平均投资成本为3000元/千瓦，预计2030年前降至2500元/千瓦。IEA2024年发布的《电池和能源安全转型》报告预计到2030年，全球储能将增长6倍，其中电池将占90%，电池存储系统的成本预计将下降40%。随着各类储能技术不断成熟，成本持续下降，储能在电力系统中的角色将更加重要。“分布式光伏+电池储能”、虚拟电厂等应用场景将更加丰富。

第三，数字化技术在配电网系统中的应用越来越得到重视。

全球电力系统转型面临两大挑战，一是不稳定的分布式电源大量接入配电网，二是电动汽车快速发展给配电网侧带来的脉冲式负荷冲击。依靠数字技术赋能配电网有望探索出一条解决路径。数字配电网是指利用物联网、5G、云计算、大数据和人工智能等信息通信技术，提升配电网的监测、控制和优化能力，实现数据全采集、状态全感知、业务全局优化的新型配电网系统，在显著提升电力系统安全性和稳定性的同时，还可提高配电网对分布式光伏、风电等的消纳能力。从全球范围看，各国都在结合本国实际需求，形成不同的数字配电网建设模式并加以推广。例如，法国聚焦中低压领域，利用“GIS+配电网”，缩短异常停电时间、降低能耗、延长设备使用寿命，提升电能质量。日本利用数字化和配电自动化等，有效利用现有电网资源，降低线损和维护成本，提升配电网可靠性、灵活性、经济性。意大利采用“光纤+数字化电网”的方式，构建了一个更安全、更灵活的数字配电网，推动分布式光伏并入配电网超过20%。目前数字化变电站、数字孪生、微网综合能源管理系统等领域都已有相对成熟的解决方案。我国建设新型电力系统，亟须引入电力科学智能计算等理念提升系统建模、分析计算、辅助决策水平，支撑电网特性认知、运行控制与故障防御，以智能计算技术形态赋能电力应用。

第四，可持续燃料广泛利用仍存在有效性争议。

绿色甲醇、绿氨、生物质燃油等可持续燃料具有推动航空、海运脱碳的巨大潜力，受到世界广泛关注。马士基（Maersk）、碧辟（bp）、中国船级社等机构高度重视可持续燃料的应用潜力，并开展了深度研究。2030年国际绿色甲醇需求量最大可达5800万吨，2040年需求量最大可达约2.6亿吨，2050年需求量最大可达约3.8亿吨。马士基也计划在2030年建成一支由25艘绿色甲醇动力船舶组成的船队。碧辟公司在其《bp世界能源展望2024》中，预计到2050年生物基可持续航空燃料占全球航空燃料需求总量的比例将达到30%左右，在净零排放情景下占比甚至可接近45%。不过，包括生物柴油在内的生物燃料不仅效率低而且消耗大量的土地资源，从结构生物学研究的角度看，生物燃料对太阳光的综合转化效率仅有20%，远低于光伏发电制氢的效率，建议切勿使用土地生产农作物来制取生物燃料。

第五，新能源重卡领域重视多元化技术解决方案。

目前，交通运输领域碳减排存在多种技术路线和多元化解决方案，应根据市场需求和技术成熟度来选择合适的技术路线。在电动重卡领域，目前电动重卡已开始在港口、矿山、公铁接驳等行业的短途运输中普及。例如澳大利亚大型矿业公司力拓（Rio Tinto）与必和必拓集团（BHP Group）合作，2024年已在澳大利亚的皮尔巴拉地区测试大型电动运输卡车技术。国内常熟港首批8辆核定载重约38吨的纯电动重卡已投入运营，负责从港区码头到企业之间的纸浆短驳运输。随着纯电动重卡成本持续降低，2040年左右电动重卡的经济性将显著改善。在氢燃料电池重卡领域，陕汽集团、中国重汽等已有成熟产品投放市场。目前，陕西省内已有4条重卡“短倒运输”示范线，共有78辆氢燃料电池重卡投入试运行，其中在“韩城—渭南—西安”氢能廊道投运了33辆氢能重卡。自2024年3月1日起，山东省对氢能重卡暂免收取高速公路通行费，目前已建成“济青氢能走廊”，省内氢能重卡保有量已超过千辆。在甲醇重卡领域，其碳排放量较少的优势也日益受到国内外关注。吉利新能源商用车集团在山西晋中建立了甲醇商用车生产基地，自2022年6月首台甲醇重卡下线以来，已逐渐应用于物流运输、危化品运输、城建渣土、混凝土运输等场景。

我国应当抓住当前全球绿色低碳技术创新突破的重大机遇，努力成为新一轮科技革命的参与者和引领者。

推动科技培育和对外开放，形成更多具有国际竞争优势的新产业。一是针对新兴氢能、新型储能等尚未成熟的清洁能源技术和碳捕集与封存技术，明确发展目标、重点任务和保障措施，形成完善的顶层设计，建设更多示范工程，形成可复制、可推广的模式。二是通过制度型开放吸引国外加大对我国能源低碳转型领域的投资，既鼓励掌握先进技术的外资企业来华投资，也欢迎国际化咨询服务机构加强对我国低碳发展成果的认证。三是以COP28达成的《阿联酋共识》为基础，继续加强能源领域国际合作与交流，努力扩大风电、光伏、碱性电解槽制氢等成熟技术“走出去”规模。

完善推动新技术新产业发展的配套政策和措施。要根据技术所处发展阶段，制定有针对性的支持政策和措施。一是针对数字配电网、锂电储能、电动重卡、高压储氢罐（70兆帕）等可以产业化的技术，明确新技术新产品的市场准入标准和监管要求，确保新技术在产业化过程中的合法性和安全性，同时加大国家标准、行业标准立项和研制支持力度。二是针对氢储能、碳捕集与封存等处于研发、示范阶段的技术，通过设立专项基金、建立产学研用深度融合的创新体系，加速科技成果向现实生产力转化。三是针对固体氧化物制氢（SOEC）、氢冶金、绿氢发电等尚处于基础研究阶段的技术，加大财政支持力度并引导企业增加基础研究投入，同时加强相关领域人才的培养和引进。

（郭焦锋，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所原副所长、研究员；李继峰，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所气候政策研究室主任、研究员）