碳中和是国家主席习近平代表中国对世界作出的庄严承诺，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。它有三个重大意义：第一，事关中华民族伟大复兴。自改革开放以来，中国经济实现了快速发展，经济总量已跃居世界第二，与美国经济规模的差距也在快速缩小，2020年中国的GDP约为美国的70%。当今世界正经历百年未有之大变局，面临的机遇和挑战都有新变化。“3060”双碳目标是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，实现双碳目标这场革命将为新时代中国经济提供新的机遇，中国将通过抢占气候变化和能源革命的先机和话语权，在新发展赛道中获得主导权。第二，碳中和首先是一场深刻的能源革命。目前看，化石能源的使用占整个二氧化碳排放量的80%以上，因此要减少二氧化碳排放必须从能源革命入手，通过开发新能源和零碳能源来替代传统的化石能源，倒逼中国经济实现绿色转型，完成从工业革命、工业文明到生态文明的转变。第三，目前中国的石油70%依靠进口，通过发展新能源和零碳能源，转换能源赛道，将进一步打破以美国为首的西方国家对石油的垄断，取得能源发展的主导权。
一、欧洲碳中和的脱碳之路
2019年12月11日，欧盟委员会发布了《欧洲绿色新政》，明确提出欧洲向清洁能源和循环经济转型的重要目标和任务，要求欧洲在2050年成为全球首个实现碳中和的大陆，以缓解气候变化、促进欧洲经济稳定可持续发展。
《欧州绿色新政》有两个重要特点：一是将欧盟2050年实现碳中和目标纳入法律框架，通过立法来保障碳中和目标的实现；二是对能源、工业、建筑、交通、农业、生态、环境7个重点领域，明确了实现目标的路径，提出了落实目标的关键政策、措施、路线图和详细的规划方案。
从能源革命来讲，首先是通过能源替代，减少二氧化碳排放。欧洲早已启动去核电和淘汰煤电的进程，其中，德国计划于2038年前关闭所有煤电厂，自此欧盟范围内将不再有煤电。同时，欧盟也在讨论2050年前实现天然气的退出。可以说，欧洲经历了一系列非常重大的事件和变革，走出了一条比较彻底的退出化石能源的道路。
欧洲以碳中和为目标的能源革命主要依靠节能、清洁能源和绿氢三大支柱，即能效、电气化以及绿色氢能。
第一个支柱，即建立和完善以能效为核心，以节能为重点，以循环经济为抓手的循环能源体系，致力于将电、热、气、水和工业过程进行综合利用，并充分关联各独立工业过程的输入输出，实现资源的循环高效利用。欧洲认为，节能增效是第一绿色能源，能效和循环经济是应对能源变革的最有效方案之一。欧盟近期已经把能源效率目标从乌克兰危机前原计划的9%提升至13%。目前，鉴于乌克兰危机给欧洲带来的巨大能源危机，欧洲各国已加大节能减碳力度，一是提倡消费者节能减碳的自觉行为；二是加快推广节能增效技术，特别是德国政府，已采取诸多措施如加大力度推广低能耗和高能效的绿色和被动能源建筑，其中被动能源建筑的能耗可以降至未经改造建筑的10%。值得指出的是，目前中国单位GDP能耗是德国的2.9倍，德国在能耗如此低的情况下，仍将能效提升作为整个能源转型的重要抓手，目的就是要实现德国专家们预见的目标，即到2045年德国的能源消费在现有基础上再降低一半。
第二个支柱，即清洁能源支撑的电气化，包含两层意思，一是电从清洁能源来，二是在用能终端取代化石能源，取代石油、天然气。在很长一段时间里，德国能源转型与电力转型几乎是同一个概念，能源转型大都与风能和太阳能等清洁能源有关。后来，由于德国热能在终端消费总量中占据很大比例，这让德国慢慢意识到能源转型还应包括终端用能的供热转型，进而开始关注电转热和地热等其他清洁热能的化石能源替代。此外，德国在交通领域的能源需求已占终端能源消费总量的30%左右，因而又启动了大规模的交通电气化进程，并通过了2030年后禁止销售传统燃油汽车的提案。
"部分西方发达国家已开始在提供离网大型动力和燃烧属性方面进行技术储备，未来化石能源的零碳替代将成为大概率事件。"
综上所述，德国的电力转型、热能转型以及交通能源转型的实质是以清洁能源电气化为目标的综合能源转型。尽管在综合能源转型的道路上困难重重，但德国各界已基本达成共识，即基于清洁能源的电气化程度应达到能源消费的80%。可以说，清洁能源支撑的电气化是实现气候目标的重要路径，也是解决绿色环保问题的重要手段。
要实现清洁能源支撑的电气化，一个绕不开的问题是德国电网的改造和电力市场的建设。德国对其以发展风光电为主的电力转型持乐观态度。2020年，德国可再生能源发电在电力消费中的份额为51%，预计到2030年将达到65%，与此同时，德国意识到其电网扩建严重滞后的问题。截至目前，德国计划建设的7700公里电力线路中，仅建设完成约1500公里，特别是计划建设连接风电资源集中的北部海上风场的三条高压直流输电走廊，一触没有建成。这在客观上制约了德国可再生能源进一步规模发展。
为此，德国除了加强对电网运行的控制外，还建立了一套高比例可再生能源的电力市场机制，以保证2030年可再生能源达到65%这一目标的实现。德国电力市场的核心是平衡基团机制。平衡基团是一个虚拟的市场基本单元，利用虚拟电厂买入和卖出电量，实现单元内发电和用电电量的平衡。输电公司根据平衡基团买入或卖出的电量做出全区域的电量平衡计划并完成电网的安全校核。虚拟电厂平台商参加现货市场的能源交易，现货市场上的可再生能源越多，竞买竞卖就越激烈，这促使了可再生能源充分的竞价上网。进一步，通过高精度的可再生能源发电量的预测，大大提升了可再生能源发电的灵活性。通过上述机制和手段，德国阶段性地解决了可再生能源的消纳，且保障了高比例可再生能源电网的安全运行。
第三个支柱，即在重工业、重型交通、铁路、航空、航海、化工工业、冶金工业等难以实现电气化的领域采用氢能替代。氢能替代主要聚焦电气化难以替代化石能源的两个重要方面，一是提供大型离网动力的能力，二是化石能源的燃烧属性。
就大型离网动力来说，欧盟委员会于2020年12月发布的《可持续和智能交通战略》中提出，将进一步削减交通运输领域的二氧化碳排放，并明确了在这一过程中氢能将发挥的重要作用。目前，欧洲已在氢能重卡、氢能列车、氢能船舰和氢能飞机等重型交通领域展开顶层设计，并在产业上开始积极布局。2020年4月21日，沃尔沃集团(VolvoGroup)和戴姆勒卡车公司(DaimlerTruck)宣布将成立合资企业，加快重型卡车燃料电池系统的开发和生产；2020年9月22H，空中客车公司公布了3款氢能源概念飞机，代号ZEROe；2021年9月18日，德国推出了世界上第一辆氢动力列车;瑞典航运公司RederiABGodand也正在开发瑞典第一艘用于客运和货运的大型氢动力船；等等。有关方面预计，到2025年，在欧洲使用的氢动力卡车数量将达到1万辆；到2030年,将增至10万辆。2030年后，海上和航空部门的氢应用将大规模启动。
就氢能的燃烧属性来说，德国已展开不少创新性尝试。2018年1月11日，德国蒂森克虏伯斯塔尔钢厂进行了世界上首次以氢代煤实验。氢气作为铁矿石无排放的还原剂，可以减少乃至最终完全避免钢铁生产中二氧化碳的排放。在冶金工业中，未来以氢代煤，通过“氢能炼钢”实现零碳排放已在技术上有了较大突破。
西门子于2019年1月发布了氢燃气轮机计划，到2030年将推出各种型号氢能燃气轮机，这些氢燃气轮机将自2020年起，在燃料气中逐步将氢能的占比从20%提升至100%。要实现这一目标，必须在技术上解决“在绝热条件下，氢的火焰温度比甲烷高出近300但自燃延迟时间却比甲烷低三倍以上”这一矛盾。欧洲现已通过控制高活性燃料的火焰和保持燃烧系统的完整性等方法，基本解决了这一技术难题。
为探索电气化无法替代化石能源领域里氢能替代的系统性解决方案和路径，德国已开始实施一项氢稣范工程：首先通过清洁能源高温电解制氢，将制氢产生的热能进行区域供热，产生的氢气应用于冶金、等领域，并实现建筑供能，富裕的氢气储存在经过改造的废弃盐矿中，通过市政和交通的综合加氢站实现氢能的配送。这一示范工程以电气化为主，氢能配合，整个用能体系基本上可以实现清洁零碳运行。与此同时，日本的氢能实践也取得了一定成果。在日常生活领域，日本提出将氢供应到每个建筑单元，再通过分布式燃料电池发电和供热以实现建筑供能的零碳方案。
由此可见，欧洲等西方发达国家已开始在提供离网大型动力和燃烧属性方面进行技术储备，相信在不远的未来，化石能源的零碳替代将成为大概率事件。
二、电氢耦合协调，助力实现“双碳”目标
中国在提出以新能源为主体的能源转型过程中，要达到“双碳“目标，面临着非常多的挑战。习近平总书记指出，绿色转型是一个过程，不是一蹴而就的事情。要先立后破，而不能够未立先破。先立后破就是要在大力建设清洁能源的同时，依托技术创新，确保清洁能源配上相应的储能技术成为稳定电源后，才能有条件地逐渐退出煤炭能源。
发展清洁能源的重要路径是发展清洁电能，重点是大力开发风光水电能。但是清洁电力不可能完全替代化石能源，因为清洁电能目前还不具备化石能源所具有的燃烧属性以及提供离网大型动力的能力。要完全替代化石能源，还应辅之以氢能，即以清洁电为主，以氢代煤、以氢代油，实行以氢基能源为辅的电氢耦合协调机制，以保证绿色能源的安全供给。因此，电氢耦合协调将是中国未来能源发展格局的必然选择。
能源替代面临的第一个挑战，是大量建设风光电能后的消纳问题。截至2021年底，中国风电装机容量约3.28亿千瓦，太阳能发电装机容量约3.06亿千瓦，预计到2030年风光发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。乐观估计，实际数字会远超12亿千瓦，甚至达到15亿至18亿千瓦，是现有风光发电总装机容量的3倍左右。而现在对6.34亿千瓦的消纳已经非常吃力，增加3倍后，是仍然靠电网进行全部消纳，还是需要其他手段就地消纳，都是摆在中国面前必须回答的问题。
能源替代面临的第二个挑战，是风光电能的间歇性、随机性与电力系统供给的刚性比较，两者间存在巨大的矛盾。以前电网能够保证稳定，主要是依靠火电、水电以及核电根据电网的需求来动态地调节电力平衡。而未来以新能源为主体的电力系统中，风和光是靠天吃饭,在此情况下，如何保证新型电力系统全时域的功率平衡和动态稳定运行将成为重大挑战。
要迎接这两大挑战，必须在“先立”的过程中，建设全时域电能消纳和储能体系，使新能源为主体的电源成为稳定电源，然后才能逐步退出煤炭能源，最终在2060年达到高比例风光电能的目标。
迎接第一个挑战：
电氢耦合协调，保证绿色能源供给
迎接第一个挑战，首先就是要保证风光能源在开发过程中能够得到及时有效的消纳。当前主要依靠电网消纳风光水电能的模式是不够的，必须拥有就地消纳多余风光新能源的能力和各种手段。以欧洲环北海地区七个国家为例，英国、德国、法国、荷兰、比利时、丹麦、挪威在北海建造了大量风电场，原因是这里风资源非常好，年均4000小时、甚至达到5000多小时。由于欧洲电网不具备大功率电能传输的能力，所以当风电场所发电力过剩时，只能在电力市场中通过负电价机制进行调节。负电价意味着用户可以免费用电，同时还可以得到补贴。负电价政策推进了一种新的趋势，即通过制氢就地消纳多余的风光电能。
欧洲的天然气管网非常发达，而且经过大量的运行实践，有专家指出，风光电制氢后可以釆用天然气管道输氢，直达千家万户。除管道输氢外，还有很多氢化工措施，比如就地制氢后，再就地把氢变成甲醇或者氨，用常温常压的方式把甲醇和氨送到所需要的地方，然后再利用。
谈到制氢，目前全球年产氢5000万吨，其中96%以上来自于化工，即来自于灰氢和蓝氢，仅有4%来源于电解水制氢。化工制氢会排放大量的二氧化碳，这背离了碳中和之路。因此，化工制氢和绿氢制氢是两条完全不同的道路，要实现氢能替代的绿色发展，绿氢是一条重要的路径。
从绿氢制氢技术看，目前世界上有三项公认的成熟技术，即碱性制氢、质子交换膜制氢和高温固体氧化物电解池制氢。
① 碱性电解水制氢
(AlkalineWaterElectrolysis,ALK)。碱性制氢技术成熟且成本较低，设备使用寿命长(15年以上)。挪威于四五十年前就开始在大型水电站配备碱性制氢站，将富裕的弃水制成氢，制氢能耗介于4.5—5.5千瓦时。碱性制氢需要稳定的电源，因为碱性电解槽两极分别有氢气和氧气产生，当功率低于30%时，氢氧气体就有混合而发生爆炸的危险，所以，碱性电解水制氢不适用于单独使用风光电制氢的模式。
② 质子交换膜
(ProtonExchangeMembrane,PEM)制氢。其制氢原理与碱性电解水制氢原理相同，但PEM技术使用固态聚合物阳离子交换膜，通过此交换膜分隔阴阳两极并传导导电氢离子。PEM技术可以毫秒级启动，适应风光电源制氢。但目前使用PEM技术有两个问题待解，一是中国PEM电堆中的膜大部份依赖进口，二是电堆使用的催化剂主要依赖贵金属铂，而铂金在中国没有相应的矿产，过去一段时间铂金的价格涨幅又很大，当未来大规模采用PEM技术时，铂金极有可能会成为中国“卡脖子”的战略物资。因此，在规划采用PEM林时，必须考虑到这一点。
③ 固体氧化物电解池
(SolidOxideElectrolysisCell,SOEC)制氢。其使用固态陶瓷作为具有高离子电导率和可忽略的电子电导的电解质，两端为有利于气体扩散和传输的多孔电极。其制氢能耗在3.0—3.5千瓦时，比碱性及PEM制氢的能耗更低。但SOEC技术在高温下，电堆从启动到达到工作温度需要耗时较长，因此这种技术也有其应用的局限性。
除制氢技术外，实现绿氢大规模应用还需解决电解水制氢的成本问题。如果光伏电解水制氢电价为0.1元/度(约L50美分/度)，其制氢成本将在10元/公斤左右。理论上，未来大规模开发光伏和风电将是一个必然趋势，成本也会越来越低，普遍达到1.00美分/度的上网电价将不需要太长时间，这样就具备了与配套CCS的煤制氢进行竞争的条件。由于未来电解水制氢成本的大幅下降是可以预期的，因此，这条路是可以走通的。
电解水就地制氢后，要把氢送出去、用起来，就需要考虑氢输送问题。欧洲科学家研究发现，经过一定程度的改造，现有天然气管道可以输送纯氢，且欧洲现有天然气管道基本上都可以到达最后一公里。欧洲计划的模式是从掺氢开始，逐步过渡到输纯氢，即从现在起，在天然气管道中掺入5%--20%的氢气，再增至40%，直至100%的氢气。预计到2030年，欧洲的纯氢管网可达6800公里，到2040年达到23000公里。
改造现有输送天然气管道或者建设输氢管道，可以缓解电网建设的难题。欧洲天然气管道建设成本仅为建设高成路的30%-40%。由此，以高压输电为主，配合管道输氢，就可以实现清洁能源输送，这是欧洲的一个顶层设计。
可见，消纳风光水电能，不仅有电网输送这一个选项，还可以就地消纳风光水电能，用以制氢或者生产氢基能源，然后再把制成的氢能和氢基能源通过管道或者其他方式输送给用户。诚如是，那么我们就可以拥有两种清洁能源的输送通道，即以电网为主，氢基能源输送为辅，通过电氢耦合协调，构建起电能、氢能耦合协调的输送网络，以确保绿色能源供应。
四川省凉山州喜德县鲁基乡海拔3200-3500米高山上的风力发电场，风机矗立山巅，叶片随风旋转，产生源源不断的绿色电能，助力低碳减排。图/中新社
迎接第二个挑战:
通过电氢融合协调，支撑电网全时域功率平衡，保证新型电力系统安全稳定
新型电力系统还面临诸多挑战：首先，由于其高比例的风光电能，容易造成电力输送的间歇性、波动性，功率很难达到平衡。其次，未来的电力系统具有的多源双向特性，也给新型电力系统带来功率调制的困难。第三，风光并网发电应用了大量的电力电子设备，这会导致大量谐波，将对电网的电能质量构成日益增加的挑战。第四，也是最关键的一点，现阶段中国电力系统的稳定很大程度上靠火电站、水电站及核电站等传统发电设备提供的转动惯量，未来具有高比例风光电能的电网的转动惯量将大大下降，电网稳定支撑的能力也将随之降低，如果不采取适当措施，新型电力系统的安全稳定运行就会失去重要支撑。
综上所述，以新能源为主体的新型电力系统面临亟需解决的技术问题，但最大的挑战还是来自于高比例的风光电能给电网带来的间歇性和波动性。一天内发电出力和负荷的规律是，晚上用电负荷减少，富裕的电力需要消纳；白天电力供应不足，不足的电力需要补充。此外，一区域内连续多日甚至更长时间没有太阳或无风也是自然常态。例如，在国内某大型风力发电厂的一次出力测试中，低出力持续的时间超过8天。因此，在新型电力系统中，既要及时地平滑电网功率及频率的波动，又要平衡电网的日间出力和负荷的变化，当电网的中长期电力缺额时，还需要为电网提供具有中长期及跨季能力的储能技术。
从目前成熟的储能技术和方式来看，电池储能可以解决小时级的、小电量的需求，但要解决其电力波动和频率稳定的问题；抽水蓄能或者压缩空气储能、液态空气储能可以提供中功率的、几百兆瓦甚至更大的电能，但要解决其日间功率不平衡的问题，当电网功率缺额跨日跨周以后，抽水蓄能和压缩空气储能的能力就受到了限制。
由此提出一个问题：8天甚至1个月的中长期电网功率稳定如何解决？针对这种情况,欧洲提出了PowertoGas的方式，将富裕的清洁电力制氢后，氢能或者氢基能源将根据电网的需求进行长时间储存，当电网电力缺额时，启动氢燃料电池或者氢燃气机发电并及时为电网供能，从而有效地解决电网中长期以及跨季储能的问题。
美国能源部在十几年前就颁布了一个重要的储能计划，通过支持发展固体氧化物电池供能系统(SolidOxideFuelCell,SOFC)来逐步取代火电站及燃油电站。SOFC是固体氧化物电解池SOEC的逆过程，是一种在中高温下直接将储存在燃料和氧化剂中的化学能高效、环境友好地转化成电能的全固态化学发电装置。它可以使用大部分含有氢基的燃料气，包括氢气、天然气、煤气以及沼气等。SOFC可以提供天然气重整所需热量，也可以用来生产蒸汽，更可以和燃气轮机组成联合循环，非常适用于分布式发电。燃料电池和燃气轮机、蒸汽轮机等组成的联合发电系统，不但具有较高的发电效率，同时也能为电网提供所需的转动惯量。相对于火电站发电要经过几次能量转换，SOFC只需一次能量转换，即把燃料气中的电化学能直接转变为电能，所以具有很高的转俊率。SOFC在650℃-900℃的高温下运行，其产生的高温还可以加以利用，实现电热联供，SOFC的综合效率因此能达到80%-90%。根据美国能源部发布的数据，当SOFC装机容量达到1GW时，其成本将比光伏、风电都低，甚至可以和燃煤电站相比。从长远看，SOFC将成为中长期及跨季储能供能的重要手段。
总之，电网必须具有小时级储能、跨日储能、中长期或者跨季储能的能力。其中，需要特别关注的是中长期及跨季储能，只有解决好这个问题，未来电网的长期安全稳定运行才能得到较好的保障。
三、重视热能转型：
能源综合开发利用的更大空间
热能转型同样是实现化石能源替代的重要方面。从欧洲终端用能体系来看，电力能源仅占30%，而热（冷）能源则贯穿整个能源体系，占比可达50%。中国重视电气化的推广和储能的开发，但对热（冷）能源的综合开发利用还有很大的空间。德国柏林推出的一个跨季储能项目，是将柏林热电厂收集的夏季废弃热能，注入200米深的地下加以储存，到冬季来临时再抽取出来为帝国大厦及其周边建筑供暖。该项目已运行近8年，其效率高达70%以上。目前，德国正将帝国大厦的经验推广至整个柏林地区以及汉堡、慕尼黑等大型城市。
此外，还可采用“大型热泵+储热材料”技术，即地源、空气源以及水源热泵利用晚上的低谷电能供暖，并在储热材料中储热；白天用电高峰时，利用储热材料中储存的热量继续供暖。荷兰阿姆斯特丹就是一个典型例子，其地源和水源热泵已经在很大程度上取代了天然气燃烧供暖，大部分新建的大型建筑均采用了热泵供能的模式。大型热泵也是德国电转热的一个重要手段。德国目前有大约9万多套大型热泵，热泵总功率已经超过10GW。而按德国热泵协会的估算，到2050年，德国至少需要1700万套热泵才能完成热能转型。欧洲大量使用热泵供热（冷），既能有效地消纳风光电能，又可以加大推广电气化的力度，这对中国是一个重要的启示与借鉴。
四、展望“双碳”远景：
未来产业新赛道的思考
确定“双碳“目标，就是要倒逼中国走上绿色发展之路。在这条道路上，会出现许多颠覆性技术，诞生许多新的产业赛道。中国幅员广阔，资源禀赋迥异，实现“双碳“目标所釆取的路径也不尽相同。下文将以四川为例，探索未来五到十年中在能源领域有望出现的新产业赛道，通过聚焦其核心技术，以期为中国绿色转型探路。
如今，发展风光水电为主的清洁能源已成为全社会的共识。在四川，电力供应的80%来源于水电，同时，该省还蕴藏着大量未开发的优质风、光资源，总技术可开发量达1.2亿千瓦。可以说，四川是典型的能源端以清洁能源为主的省份。但在工业、交通、建筑、能源等四个用能终端，要实现化石能源的替代，四川还有很大的空间。以成都为例，2019年二氧化碳排放总量为5796万吨，其中工业排放占比为30%，交通排放占比为28%，建筑排放占比为23%，能源排放占比为18%。工业、交通以及建筑均为排放大户。聚焦这些领域，以节能减碳、循环经济为抓手，大力实施电气化和氢能（氢基能源）替代，完成产业赛道的升级换代，将是四川实现“双碳“目标的战略选择。
四川的风光水电为绿氢制氢提供了有利条件，为此，有四川研发团队正聚焦一种新型制氢技术，其既具备PEM适应风光电源制氢的优势，又不使用贵金属，成本只比碱性制氢稍高，符合中国需求方向，具有良好的发展前景。与此同时，四川还应着力于氢能或氢基能源的运输技术以及用氢技术的研发。在用氢量大的化工场景，可以考虑建设运氢实验管道；同时,也应重视发展氢油运输技术(LiquidOrganicHydrogenCarriers,LOHC),以及低压、常温方式的氢基能源运输技术。目前，四川已拥有从能耗到效率指标均处于国际领先地位的LOHC技术储备，并拟将此技术纳入研究计划，以推动该技术的产业化进程。只有较好地解决了氢能运输的瓶颈之痛，氢能和氢基能源的应用潜力才能得到更大程度地释放。该研发团队认为，将新型制氢技术、LOHC运储技术以及SOFC发电储能技术进行一体化的优化设计，可以更好地适应四川氢能产业的需求。在用氢方面，首先应主要聚焦电力、工业和交通领域，民用的供能场景可在氢能发展到一定规模后再行进入。除此之外，可借鉴德国经验，加大推广绿色循环经济、节能减碳与能源综合利用的力度。也可以选取一些工业场景，循环利用工业过程的各种资源禀赋，提升能效，打造绿色循环经济的试验田和样板工程，并加以推广。
能源方面，要大力提升四川水电资源发展和规划的战略站位。水电不仅是四川的清洁能源，更是全国的战略资源。当未来中国高比例的可再生能源并网发电时，水电资源作为大规模储能方式之一将成为大电网安全稳定运行的定海神针。再进一步看，富裕的水电可以促进氢能和氢基能源的发展，并通过电氢融合推动中下游产业的发展。挪威是欧洲水电资源最多的国家，水力并网发电比例高达99.5%。同时，挪威作为“欧洲电网的储能池”，平抑了不稳定的风光发电，为欧洲电网提供了重要的功率调节能力。四川之于中国，就如挪威之于欧洲。
另外，还应大力发展固体氧化物燃料电池供能系统，为新型电力系统提供中长期的储能手段。目前，中国固体氧化物燃料电池技术还处于研发实验阶段，四川应通过其研发团队完成固体氧化物燃料电池的产品化,并尽快通过示范项目，推动固体氧化物燃料电池的大规模应用，引领未来氢能和燃料电池新产业的发展。
交通方面，乘用交通和重型交通对零碳动力的依赖不同，使其零碳化路径的选择有所差异。在中国，以电池为动力的电动乘用车产能规模持续扩大，已占全球50%的市场，未来还将有很大的发展空间。随着应用规模的不断扩大，电动乘用车的运行成本快速下降，部分可降至燃油车的10%到20%。电动乘用车的低碳、高产能和低成本特点，决定了有在短期内很难被替代的优势。而氢能乘用车基于成本和安全的考量，在可预见的时间内，还不具备与电动乘用车竞争的条件。另一方面，氢能或氢基能源作为向重卡和其他重型交通工具提供大型离网动能的最佳能源，未来具有广阔的发展前景。由于现阶段氢能在储存和运输环节还面临一些壁垒，而氢基能源如甲醇、液氨等依托现有或稍作改造的运输工具，可以实现低压、常温和低成本运输，所以，在推广应用以高纯度氢能为燃料气的质子交换膜技术的同时，也可以参考国外发展经验和模式，比如加拿大釆用甲醇作为燃料气的甲醇燃料电池技术，欧洲目前正在研究的液氨作为动力的内燃机技术，等等。总之，在产业赛道上，要因地制宜，支持多种模式竞争，进而通过市场机制优胜劣汰。
建筑方面，可以借鉴德国的低碳(零碳)或负碳建筑模式，构建光伏、热泵、储能以及清洁电力的自循环系统，实现低碳或零碳排放。光伏发电可以实现自供电和并网卖电，并驱动热泵供暖（冷），富裕电能储存于储能设备（电池），还可以在缺电时供能。在有条件的地区，可以考虑光伏发电和自产沼气发电的相互配合，形成稳定的小范围供电系统。在此基础上，进一步利用风光电能，配合以热泵技术为支撑的地热资源或者工业余热资源，打造零碳示范小镇，形成低碳零碳甚至负碳建筑的行业或者国家标准。欧洲将以热泵技术为主要手段的热能利用作为能源转型的重要抓手，中国也应通过研发高效复合储热相变材料，支撑大型热泵技术的不断创新，形成新的产业赛道。
工业方面，氢能和氢基能源是替代化石能源的主战场。仍以四川为例，在谋划氢能与氢基能源产业布局时，可考虑在化工产业中先行先试。一是通过化工产业的副产氢气实现循环利用，取代天然气和焦炭。二是通过示范相关产业的产品间输入产出的循环利用，实现资源的循环利用。比如，通过电解水制氢产生绿氢，用空气分离器取氮和绿氢制绿氨，绿氨吸收焦化厂生产焦煤所产生的二氧化碳，氨与二氧化碳在一定条件下将合成尿素，这样一来，既解决了绿色焦煤生产中排放二氧化碳的问题，又实现了尿素产品的绿色产业链，推动焦化厂二氧化碳的绿色循环利用。三是利用动力制造行业的资源优势，开发氢燃气轮机和液氨内燃机及其附件。一来氢能是欧美锚定的未来零碳能源和动力，其制造业纷纷聚焦于燃气轮机升级改造为氢能燃气轮机；二来欧美将液态氨作为为大型驱动设备，特别是大型船舰提供动力的重要选项，目前已有众多研究机构投入液氨内燃机技术的研发，且不乏成功案例的报道。如果将液氨发动机作为长江航运的主要动力，那么绿色长江的愿景将有望提前实现，这将是一项深远战略意义的工作。总之，化石能源零碳替代的新型产业赛道，需要凝聚核心技术，四川应抢抓这一历史性机遇，积极布局相关核心技术的研发。
能源稳定方面，将风光水电建设成为稳定电源。2022年四川大范围限电，凸显了极端天气频发给新能源发展带来的前所未有的挑战。四川电网80%是水电资源，长时间、大范围的干旱，河水径流量大幅跌落，水力发电严重不足，叠加其他电力资源配置有限，最终导致四川大幅度缺电。未雨绸缪、稳定能源供给，才是破解电力负荷刚需与极端天气下风光水电缺额之间不平衡局面的正道。而要实现这一目标，应让以下三条措施共同发力：1.在局域电网内，合理配置风光水电的比例，将风光水资源建设成为能够相互补充、相互赋能的清洁电源网；2.加强全国互联互通大电网的建设，实现不同时区、不同气候禀赋、不同自然属性的电力跨区域互补互济；3.通过跨周、跨月、跨季储能项目的建设，以及加强分布式主动电源的建设——如在配电网中部署大量的SOFC,对电网实现长周期、特别是极端气候条件下的电能支撑。
“绿色转型是一个过程，不是一蹴而就的事情。要先立后破，而不能够未立先破。”先立后破，就是要在大力建设清洁能源的同时，依托技术创新和突破，实现氢能和氢基能源等零碳能源的产业化和规模化。当新能源消纳、新能源稳定运行这两个问题得以有效解决时，那么中国经济和社会退出煤炭、天然气等化石能源就是一个水到渠成的过程，也是一个循序渐进的过程。我们有充分的理由相信，这个目标一定要实现，也一定能够实现。
来源：新经济导刊
