全球能源系统转型趋势与低碳转型路径——来自于IPCC第六次评估报告的证据

魏一鸣，韩 融，余碧莹，康佳宁，刘丽静，廖 华

（1. 北京理工大学 能源与环境政策研究中心，北京 100081；2. 中央党校（国家行政学院） 社会和生态文明教研部，北京 100091）

一、关于IPCC AR6及第三工作组报告

联合国气候变化专门委员会（Intergovernmental Panel on Climate Change，以下简称IPCC）由世界气象组织（WMO）和联合国环境规划署（UNEP）于1988年创建，目前有195名成员，目标是评估气候变化的成因、影响与对策，回答国际上的热点问题，缩短科学评估和政策之间的差距，为政府提供可用于制定气候政策的科学信息。迄今为止，IPCC针对全球气候变化共发布了6次评估报告和14个特别报告。每次评估报告包括气候科学、影响和对策报告以及决策者摘要。自1990年第一次评估报告（FAR）发布以来，气候变化对能源系统的影响以及能源系统低碳转型始终是IPCC历次评估报告关注的重点之一。与2018年发布的《全球温升1.5℃特别报告》（IPCC SR1.5）[1]相比，IPCC AR6在“地球物理、生态环境、技术、经济、社会文化、制度机制”等六个维度的政策可行性指标框架内，更加侧重于分析和论证实现1.5℃目标的方式方法和可行路径[2-3]。这样的评估目标，需要进一步扩大评估范围、丰富区域信息、扩展相关支撑研究，对本次评估报告本文提出了更高的要求。

（一）编写历程

2017年10月，IPCC在加拿大蒙特利尔召开了第46次全会，发布了第六次评估报告三个工作组（WGI,WGII,WGIII）报告大纲，确定了本次评估报告的主要任务。第三工作组（WGIII）由来自65个国家的278名科学家组成，其中领衔作者协调人（Coordinate Lead Author，CLA）36人（中国2人），领衔作者（Lead Author, LA）163人（中国13人），评审编辑38人。报告引用参考文献超过18 000份，专家和政府评审意见总计59 212条。IPCC报告编写过程包括“规划—批准大纲—遴选CLA和LA—报告撰写—政府和专家评审—政府批准和接受—出版”等多个环节，在长达四年的编写周期内，第三工作组共组织了四轮全体作者会议。第三工作组报告《气候变化2022：减缓气候变化》共17章，本文作者魏一鸣受邀担任了第六次评估报告综合报告（SYR）核心作者（Core Writing Team）和第三工作组报告主要作者协调人（CLA），与来自美国的Leon Clark共同负责第三工作组第六章（能源系统）的撰写与统筹协调工作。此外，本文另两位作者余碧莹和韩融，是第六章的章节科学家（Chapter Scientist），协助作者团队编写、修改和组织章节，协助设计和开发图表，并负责进行可追溯性检查。

（二）评估内容概述

相较于《全球温升1.5℃特别报告》，IPCC AR6承担了把1.5℃温控目标下的减排路径打通的任务，即给出合理的行业减排潜力和温控目标的实现路径。第三工作组报告涉及到的行业部门有六章，分别是第六章能源系统，第七章农业、林业和土地利用，第八章城市系统，第九章建筑系统，第十章交通行业和第十一章工业。其中能源系统作为行业章节开篇之章，和其他各章多有交叉和补充论证。第六章对全球和区域的能源行业减排方案进行了综合评估，同时从全局视野探讨了能源系统转型面临的机遇和挑战（图1）。报告阐述了能源系统的范围及其可能发生的演变，回顾了近期（2000—2019年）能源系统的发展趋势，分析了预测到的能源系统需求、温室气体排放等，并对其社会经济影响进行了评估。报告还指出了温控目标下能源系统转型的对策，概述了净零排放能源系统的关键特征，并提出中短期低碳能源系统转型的路径，从政策、治理、行为、技术等多个维度探讨了实现的可能性。图1描述了IPCC AR6第三工作组报告中《能源系统》内部框架。本文的观点和结论均来自于该报告，文中的所有图表均译自该报告的第六章《能源系统》。

图1 IPCC AR6第三工作组第六章《能源系统》结构图

二、全球能源系统转型趋势

能源系统（Energy System）是多种能源应用于多种生活用途的过程。通常而言，这一过程由能源的开采、运输、加工、分配、转换、储存、使用等一系列工艺环节及其设备所组成。能源系统涉及自然环境、社会经济、技术、管理等多个方面，可分为化石能源系统、可再生能源系统；也可分为能源供给系统、能源需求系统、能源技术系统、能源市场系统和能源管理系统等子系统。能源系统转型（Energy System Transition）包括能源结构、能源效率、能源技术、加工运输、政策管理等多个方面的变化和演进。因此，能源系统碳减排既涉及社会变革的挑战，也涉及来自物理基础设施、技术和管理变化的挑战。不同研究针对“能源转型”讨论内容有所差异，但其共同点是能源向低碳乃至零碳方向转变。由于能源系统非常复杂，可能很难准确定义其中的特定部分。在本文与报告中，“能源供应”包括所有的一次和二次能源、转换和传输过程，但在终端使用部门（运输、建筑、工业和农业）除外。“能源系统”包括能源终端使用部门和能源供应。“低排放”指的是产生少量CO2或不产生CO2，或从大气中清除CO2的能源技术。同样，“低碳”过渡被用来描述将可能的温升限制在2℃或2℃以下的过渡。“净零排放”能源系统是指产生极少或没有CO2，甚至可能从大气中封存CO2的系统。

报告指出，如果要实现将温升限制在远低于2℃目标，需要在未来30年内对能源系统进行实质性的改变，未来能源供给、转换和使用方式将与现阶段有很大不同。实现温控目标，需要减少化石能源的使用、增加低碳和零碳能源的开发和利用，以及增加对电力和替代能源载体的使用。图2描述了未来净零排放的能源系统。

图2 未来净零排放能源系统

（一）按照目前能源系统的排放趋势，无法实现2℃温控目标

2015—2019年，全球能源系统化石燃料碳排放量增长了4.6%（年均增长率为1.1%），达到38 吉吨CO2，占全球人为温室气体年排放量的三分之二。2020年，由于全球新冠肺炎疫情（COVID-19）大流行，能源部门CO2排放量大约下降了2 吉吨CO2。然而，预计2021年全球与能源有关的CO2排放量将反弹近5%，接近2018—2019年的峰值水平[4]。

（二）煤炭是能源部门碳排放的最大来源，电力和交通部门排放量上升

图3描述了全球不同能源品种和不同部门的CO2排放量。其中，2015—2019年，煤炭是全球能源部门CO2排放的最大来源。2019年，煤炭约占全球能源部门CO2排放量的44%，石油约占能源部门CO2排放量的34%，天然气约占22%。煤炭、石油和天然气的CO2排放量相比于2010年，分别增长了1.2%、2%和12.7%（年增长率分别为0.31%、0.5%和3%）。电力部门仍然是能源部门CO2排放的最大单一来源，约占36%（2019年）；其次是工业，约占22%；第三是交通运输（不包括国际航运和航空运输），约占18%。上述比例在过去10年中保持相对不变。最近的趋势表明：尽管风能和太阳能快速部署，电力部门的排放量仍在继续上升；尽管在电池和电动汽车方面取得了进展，但石油仍然是主要的燃料，交通部门排放量继续上升。一些特定的部门，比如航空运输，可能将要面临长期减排挑战。

图3 全球CO2排放量

（三）能源供给侧导致的温室气体排放量持续增长，亚洲和发达国家能源供给侧排放量有增加

图4表明了2000—2019年全球不同部门、不同区域能源供给侧温室气体排放量的变化趋势。2019年，包括CO2和非CO2温室气体，能源供给侧温室气体排放量达到20 吉吨CO2当量，其排放量在2015—2019年上升了2.7%（年均增长率达到0.66%），能源供给侧排放中约有18%为非CO2排放。尽管太阳能光伏和风力发电的渗透率很高，电力和热能仍约占能源供给侧温室气体排放总量的69%（2019年），这一现象在亚洲地区和发达国家尤其突出。2019年，化石燃料生产过程中的无组织排放以甲烷产生的排放量为主，约占总排放量的18%，其中2.6 吉吨CO2当量与石油和天然气生产有关，1.3 吉吨CO2当量与煤炭开采有关。石油和天然气业务产生的排放量为2.9吉吨CO2当量，其中8 200万吨为甲烷。尽管有来自碳卫星和其他口径的核算数据，但石油和天然气业务产生的甲烷排放估算仍存在高度不确定性。相关研究表明，甲烷排放量被低估了约25%～40%。

图4 全球能源相关温室气体排放量

（四）全球能源生产和需求继续增长，但速度在下降

图5描述了2000—2019年全球一次能源供应和最终能源消费的变化趋势。2015—2019年，一次能源供给（TPES）增长了6.6%（年增长率1.6%），从569 艾焦耳/年上升到606艾焦耳/年。在此期间，天然气消费增长最快，年增长率为3.5%。煤炭、石油和石油制品的年增长率分别为0.23%和0.83%。2019年，煤炭、石油和天然气在全球TPES中的份额分别为27%、31%和23%，与2015年的份额（28%、32%和22%）相比，略有变化。2015—2019年，不包括水电在内的可再生能源年均增长率为12%；但直到2019年，其在能源供给总量中的占比仍然微乎其微，仅为2.2%（2015年为1.5%）。最终能源消费总量（TFC）增长了6.6%（年增长率1.6%），从392艾焦耳/年上升到418艾焦耳/年。2019年，用于交通运输的石油制品约占TFC的41%；煤炭占比约9.5%；电力占比从2015年的18.6%增加到2019年的20.2%，反映出发展中国家电力供应的增加以及居民部门终端电气化水平的提升。各国在燃料使用方面存在着重大差异：传统生物能源（薪材和木炭）在撒哈拉以南国家和一些亚洲国家（如印度）特别重要。非洲的特点仍然是传统生物能源在TPES和TFC中占有很高的份额。2019年，非洲的生物质和废弃物占TPES的44%，远超全球平均水平（9.4%）。2018年，全球约有8.6亿人缺少电力，约有26.5亿人缺少清洁烹饪设施，其中大部分在撒哈拉以南非洲和一些亚洲国家。实现普遍获得能源目标（SDG-7）需要各国推进能源转型，包括发展离网能源技、更加合理使用能源补贴、加大解决与使用传统燃料有关的健康问题的力度等。

图5 2000—2019年全球一次能源供应总量（TPES）和最终能源消费总量（TFC）

三、能源系统低碳转型路径

过去五年间，全球低碳能源技术开发与应用实践得到了快速发展。报告讨论了能源系统低碳转型中的技术进展与发展挑战，以期为构建净零排放能源系统提供解决方案。

明确促进和阻碍能源低碳转型的关键因素，有助于在早期避免可能产生的系统性转型风险，对提升新兴减排技术大规模部署成功率和贡献度具有重要的战略意义。报告将当前可能促进和阻碍能源系统低碳转型的广泛因素归纳为六个维度：（1）地球物理维度，主要包括物理限制、资源可用性、土地竞争等；（2）生态环境维度，主要包括减排方案的大气污染物排放、有毒废物排放和生物多样性影响等；（3）技术维度，主要包括技术成熟度、产业化能力、技术部署灵活性等；（4）经济维度，主要包括技术成本、社会福利、就业效应和经济增长等；（5）社会文化维度，主要包括减排方案的公众接受度、健康福祉、公平正义和可持续性等；（6）制度维度，主要包括政策支持力度、机构治理能力、跨部门协调能力与法律监管完备性等。

（一）风能与太阳能发电量迅速增长，成本显著下降

风能、太阳能等可再生能源关键技术是推动能源系统深度脱碳的重要抓手。图6和图7反映出风能与太阳能发电技术成本近年来下降明显，在经济上已具有市场竞争力。2015—2020年，光伏电价和风电电价分别下降了56%和45%。在许多地区，来自光伏和风能的电力比来自化石能源的电力更加便宜。技术成本的下降加快了风电和太阳能发电融入现有能源供应系统的速度与规模，全球风能和太阳能光伏发电装机与发电量正在迅速增加。2015—2019年，全球太阳能光伏发电量增长了170%，达到 680太瓦时；风能发电增加了70%，达到1 420太瓦时[5]。2019年，太阳能光伏和风能技术发电量占低碳能源发电总量的21%，占全球总发电量的比例达8%[6]。除技术研发以外，为更好地释放风能和太阳能技术的减排潜力，未来还需重点关注风能和太阳能技术在规模化部署中可能面临的土地可用性、配套基础设施建设、电网集成与优化、生态安全和融资渠道等发展挑战。

图6 全球太阳能技术的平准化发电成本（2000—2020年）

图7 全球平均风电安装总成本、容量因子和平准化发电成本（2000—2020年）

（二）水能与核能可以提供大规模低碳电力，但需应对社会环境挑战

水力发电技术已发展较为成熟，是全球范围内可再生电力的主要来源，可以通过提供灵活性和储存来平衡电力供应。2019年，水力发电量约为4 200太瓦时，提供了约16%的全球电力和43%的全球可再生能源电力[7-8]。水电是目前成本最低的发电技术之一[5]，据估算，全球每年理论可用水电潜力总计约为3.1～12.8万太瓦时，分布在1 180万个潜在部署地点。但由于当前技术、经济或政治原因，许多地点无法部署和开发水电。因此，全球水电经济潜力仅为8 000～15 000太瓦时/年[8-9]。另一方面，水电的开发利用可能会给一定范围内的区域带来严重的生态和社会风险[10]，需要在选址和规划阶段注意尽量减少技术的环境和社会影响。同时，还需要关注老化水电设施的现代化改造，以增加其发电能力和灵活性。

与水电一样，核能也可以实现大规模低碳能源供给。科学研究表明，全球有足够的资源用于支撑大幅增加核部署。据估计，按照目前的使用水平，常规铀资源可以供应130年以上[11]。但是，目前核能发展仍面临成本超支、高昂的前期投资需求、核事故风险、放射性废物处理等方面的挑战，以及公众接受程度与政治支持程度不一的影响[12-13]。

（三）加速碳捕集利用与封存技术和生物能源技术研发应用

自IPCC第五次评估报告以来，大量研究致力于探究降低与CO2捕集相关的能源消耗，探索CO2利用技术以替代地质封存，引导建立全球碳捕集利用与封存（CCUS）激励政策等。CCUS可以帮助电力和其他能源密集型行业实现深度脱碳。当前研究表明，理想条件下，全球CO2地质封存理论潜力巨大，约为10万亿吨CO2，足以满足全球2℃和1.5℃温控目标的减排需求[14]。但目前，对于大多数技术和地区来说，捕集成本仍然高于50美元/吨CO2，居高不下的CO2捕集成本仍是制约技术规模部署化的关键挑战之一[15]。除地质封存外，将捕集的CO2进行资源化利用（CCU）也是一种CO2减排的途径，图8描述了不同CO2利用途径的成本及其潜力。虽然CCUS会增加电力成本，但它在实现减排的同时，有潜力为低碳能源系统转型做出重大贡献。例如，CCUS技术可以帮助减少全球现役化石能源基础设施的大量搁浅，而据估计，目前这一潜在搁浅资产总额已高达1～4万亿美元。

图8 不同CO2利用途径的成本和潜力

此外，生物能源也有潜力成为一种高附加值和大规模部署的减排方案。尤其对于难以减排部门（如航空、重工业）以及化学品生产等，生物能源可以通过BECCS技术或生物炭去除CO2。但是，未来生物能源的规模化生产对其他系统的影响还不确定，主要包括生物能源与粮食生产和林业用地的竞争、对水和肥料的使用、对生物多样性的影响以及对土地利用类型变化的作用[16]。此外，技术的规模化部署还会受到公众接受度、技术经济性、排放核算框架、技术标准和环境监管缺失等挑战[17]。

（四）跨部门耦合对以较低成本实现能源系统脱碳具有重要意义

所有经济活动都会带来温室气体排放。未来，电气化水平的不断提升以及电力系统与其他系统的日益整合，将从根本上改变能源基础设施的运营和规划范式。因此，能源系统实现净零排放转型必须依赖系统性思维，充分考虑不同能源部门和系统之间的相互作用。图9描述了不同能源部门间的交互关系。未来，通过采用先进的集成式系统和数字化技术，进一步考虑电力、加热/冷却、天然气/氢气、运输部门之间的交互作用，可以大幅减少低碳能源系统的基础设施投资成本[18]，为提高系统运行效率，降低能源系统低碳转型成本提供重要支撑。

图9 能源系统跨部门交互关系

此外，灵活技术以及先进的控制系统，例如包括能源存储、需求侧响应、灵活/可调度的发电技术、电网间的互连传输等，也可以促进能源系统低碳转型的成本效益，并能够大大增加系统的灵活性和安全性[19-20]。

（五）储能使低碳电力系统更具成本效益并能提高能源供应安全性

随着能源系统脱碳程度不断加深，电气化水平将不断提高。可再生能源具有间歇性和波动性，利用其满足日益增长的电力需求将给未来能源系统和电力供应安全带来巨大挑战，并可能需要大量基础设施投资以应对系统风险（例如建设备用发电设施、输配电网升级等），从而使得能源转型成本激增。储能技术可以缓解可再生能源发电的间歇性和波动性问题，在时间和空间上使电力供需更趋平衡，为可再生能源大规模部署以取代更昂贵的低碳发电技术提供了一个关键解决方案，进而有助于构建更具成本效益的低碳电力系统[21]。2017年，全球运行的电力储能容量已达4.67太瓦时[22]。目前，没有一种储能技术可以提供所有电网所需的服务，因此，发展形成一个多元互补的储能技术组合可以提供最佳的整体解决方案。如表1所示，报告总结了几种关键储能技术的适用性及其成熟度。除加快技术进步外，未来储能系统的发展还需要充分考虑公众认可度、技术经济性和可扩展性、系统安全性等方面的挑战。

表1 关键存储技术在提供电网服务方面的适用性以及技术成熟度

（六）能源运输方式未来将发生变化

不同能源运输方式的发展促进了能源供应与能源使用之间的联系。随着能源系统的低碳发展，能源传输的方式也将随之发生变革。

氢气被认为是一种有前景的能源载体。在低碳能源系统中，氢气有望用于不太适合电气化的部门，如重型公路运输和航运的燃料，或作为化学原料[23]。氢气也可以为工业过程提供低碳热，或用于直接还原铁矿石。在某些地区，氢气还可以取代天然气发电，并通过成为可再生电力的存储来源，支持间歇性可再生能源融入电力系统[24]。虽然，氢气目前在大规模应用方面还没有竞争力，主要被用于甲醇和氨生产，以及炼油厂中[25]。但由于其应用范围广泛，可能会在未来的能源系统中发挥重要作用（图10）。氨也被认为是一种可扩展的、具有成本效益的氢基能源载体。氨的能量密度比液态氢高38%，也更易冷凝，是长距离运输和储存的合适能源载体，可以提供经济上可行的氢气储存和供应系统[26]。未来，这两类技术能够实现规模化应用的关键在于技术经济性和安全性的改善。

图10 氢能产业链

从电力系统来看，鉴于不同地区的可再生资源效率存在明显的地域差异，电力传输可以促进可再生资源发电的低成本部署，增强电力系统韧性和供应安全，提高系统运行效率。目前，输电技术发展的主要挑战是缺乏适当的市场设计、监管和政策框架、新的商业模式和可靠的系统优化方案。

值得注意的是，能源系统低碳转型的可行性不仅取决于技术在市场中的安装和运行成本。图11总结了在能源系统中实施不同减排措施的障碍和促成因素。在未来能源系统低碳转型过程中，不同减排措施的可行性可以通过消除障碍和/或强化激励因素来提高，从而帮助能源系统平稳有序地向净零排放系统转型。这些减排措施的可行性也会受到所处的地理环境（例如，地区）、部署目标时间（例如，2030年与2050年）、技术部署规模（例如，小与大）和长期减排目标的不同而有所变化。

图11 阻碍或促进能源系统采用减排措施的关键因素

（七）气候变化对能源系统低碳转型的影响

能源系统的许多组成部分都会受到多种天气和气候条件的影响。气候变化对能源系统及其低碳转型的影响可以大致分为三个方面：对能源供应的影响，对能源消费的影响，以及对能源基础设施（特别是电力系统）的影响。图12描述了关键气候影响驱动因素及其特征变化与能源部门主要活动的相关性。

图12 关键气候影响驱动因素与能源部门主要活动类别的相关关系

未来低碳电力系统对天气的依赖性增加，将放大气候变化所带来的可能的影响。气候系统中的许多变化对能源供给的影响具有地理上的复杂性。因此，区域性的气候变化对发电系统的影响可能是巨大的。以水电为例，不同研究一致表明，气候变化对全球水电的影响很小，但在区域层面的影响会较大，而且这种影响的方向可能是两极化的。据估计，全球水电总潜力在2050年将略有下降，但在区域层面上，大部分高纬度地区的水力发电将增加5%～20%[27]，而在干旱加剧的地区水力发电则将减少5%～20%[28]。对于能源系统中的不同技术而言，气候变化对其影响也存在显著异质性。现有证据表明，气候变化不会对未来的风能和太阳能资源产生实质性影响[29]，但对生物能源的影响具有高度不确定性，并将因地区和生物能源种类而异[30]。气候变化会降低火力发电的效率，进而增加干旱期间的潜在停电风险[31]。此外，CCUS技术对冷却水的额外需求也可能会增加能源系统低碳转型的风险[32]。

除能源供应外，气候变化还将影响能源消费和电力系统脆弱性。现有研究普遍认为，气候变化会导致未来采暖需求的减少，以及制冷需求的增加。未来，时空负荷模式的变化也会进一步影响输/储电需求、系统尖峰发电能力和需求侧管理策略等，而这种影响也具有较强的空间异质性[33]。极端气候事件还会改变能源需求的峰值，对高峰电力负荷的频率和强度产生严重影响，并有可能造成停电、断电和其他短期系统影响[34]。虽然气候变化会影响能源系统，但反过来，能源系统低碳转型也可能会影响当地气候。因此，一个关键的问题是如何推动建立一个更清洁、更可持续、更具有韧性的净零排放能源系统。

四、净零排放能源系统

净零排放能源系统是指产生少量或不产生CO2的能源系统。净零排放需要负CO2排放来补偿剩余的温室气体排放，当全球能源和工业过程的CO2排放达到净零时，化石能源排放的剩余空间由碳移除技术（CDR）的负排放决定。

准确描述净零能源系统十分复杂。一方面，目前，很多政府和企业的脱碳战略均针对整个经济体范围，然而，即使当整个经济体的CO2排放达到净零时，能源系统配置依赖于未知的社会、经济和技术情况，如人口、经济增长、技术变化等。另一方面，能源系统不是唯一的CO2排放源或汇，碳移除技术的部署仍处模糊状态，可能部署在能源行业的内部或外部（如图13所示）。当碳移除技术被部署在能源行业内部（如直接空气捕捉）时，可缓解能源系统的减排压力；当碳移除技术被部署在能源行业外部（如农业、林业和土地利用的负CO2排放）时，能源系统仍有可能排放CO2。

图13 当全球能源和工业CO2排放达到净零时的剩余排放和负排放

（一）净零排放能源系统的配置

净零排放能源系统需要进行经济、环境和社会的跨维度权衡[35]。社会经济、政策和市场的不确定性也将影响净零排放能源系统的配置。此外，净零排放能源系统的配置将因地区而异，但可能具有以下7个共同特征，如图14所示。

图14 全球能源和工业二氧化碳排放达到净零时，全球净零排放能源系统的特征

1.有限和/或有针对性地使用化石燃料

首先，未来的净零排放能源系统将使用更少的化石燃料。化石燃料的消耗量很大程度上取决于化石燃料自身、电气化、替代燃料和碳移除技术的相对成本，而由于资源、能源基础设施、能源服务需求、气候能源政策等方面的限制，各区域可能会继续使用化石燃料。其次，由于石油和天然气的能源密度高，未来大部分的化石燃料剩余可能主要是石油和天然气，煤炭的需求会非常低。

2.电力系统达到零碳或负碳排放

其主要原因是：（1）存在很多生产零碳电力的低成本选择，包括多种可再生能源的混合、可调度的可再生能源（如生物质、水电）、可调度的低碳发电（如核能、CCS装备的容量）、能源储存、传输、碳移除技术（如BECCS、DAC）和需求管理。（2）电力系统需要一系列的功能角色，如提供能源、容量或辅助服务，因此，不同类型的发电、能源储存和传输资源都可能被部署在电力系统中[36]。（3）电力系统具有很大的灵活性。可再生能源占比非常高的电力系统有多重选择性，包括储能技术的发展、对输电能力的投资和贸易变化、可按需发电、需求管理（在能源效率、需求响应和需求灵活性方面增加负载灵活性）以及行业耦合（包括增加终端电气化和电力转换途径如电解制氢等合成燃料）。

3.终端用能广泛电气化

部分终端用能，如电动汽车、智能家电、客运、建筑能源等很可能在净零排放能源系统中实现电气化。具体而言，大部分的交通运输，特别是道路运输预计将在净零系统中实现电气化。两轮和三轮车、轻型车辆（LDVs）和公共汽车尤其适合电气化，预计全球超过一半的客运车辆将采用净零排放能源系统[37]。然而，若没有技术突破，长途卡车、大型船舶和飞机预计将很难通电[38]。除极端气候条件下的热力需求外，大多数建筑服务预计将在净零能源系统中实现电气化，包括制冷、热水、供暖等。此外，大量工业活动有望实现电气化，但水泥、初级钢制造和化学原料等重工业应用的电气化具有挑战性[35]。

4.不适宜电气化的部门寻求替代燃料

在一些不适合电气化的部门（比如航空、长途船舶货运、水泥和钢铁生产工艺等），净零排放能源系统需要依赖替代燃料（特别是氢或生物燃料）。碳基燃料（如甲烷、石油和甲醇）、氢、氨或醇的生产无须化石燃料投入，能够达到净零CO2排放。目前，液体生物燃料提供了全球约4%的运输能源，主要是谷物和甘蔗中的乙醇，以及油料种子和废油中的生物柴油[35]，这些生物燃料可应用于难以电气化的部门，但在生命周期碳排放、成本和进一步可推广性方面面临重大挑战[39-40]。合成氢（碳氢化合物、氨和醇）等净零排放燃料的主要障碍在于昂贵的成本。

5.减少能源使用和提高能源效率

需求侧或需求降低策略包括提高技术效率、减少能源消耗、降低能源服务需求（如减少私人交通的使用）和削减负荷等。能源效率和能源消耗降低策略通常具有灵活性和成本效益性，也具有大规模部署的潜力。

6.更多地依赖综合能源系统方法

能源系统集成是指跨能源载体（包括电力、燃料和热能）的互联规划和运营。协调规划对于降低系统成本、提高可靠性、最小化环境影响，以及确保研发和基础设施成本包含当前和未来的需求等方面非常重要。能源系统的集成不仅包括物理能源系统本身，还包括同时存在的社会目标（如可持续发展目标）、创新过程（如研发的技术溢出）、以及其他机构和基础设施转型[41]。协调规划和运营可以通过共享资源、提高资本密集型资产的利用率、增强资源基地的地理多样性和平滑需求来提高系统经济性。但系统集成可能还需要监管和市场给予适当的价格信号，以调整激励措施、协调投资和运营。

7.碳移除技术（CDR）

虽然碳移除技术对于净零排放能源系统的形成十分必要，但是具体的规模与策略组合尚不清楚。与能源相关的两种碳移除技术−BECCS和DACCS的某些组合可能是净零排放能源系统的一部分[42-43]。一方面，BECCS作为一种发电技术，能够提供稳定的、可调度的电力来支撑电网，并减少对其他电网管理手段的依赖，如电力存储。BECCS也可用于生产液体燃料或气态燃料，如氢气。另一方面，DACCS为碳移除技术提供了一种模块化的方法，但可能会消耗较多能源。直接空气捕集（DAC）还可与能源系统的其他元素相互作用，捕获的CO2可以用于生产低碳甲醇和其他燃料。

（二）净零排放能源系统的转型

向净零排放能源系统的过渡不仅体现在技术层面，而且需要更普遍的机构、组织和社会的转变。政府和能源部门行动者（如消费者、电力公司）之间的制度关系将会影响净零系统的性质，不同部门之间可能就净零目标和相应措施进行合作。

图15展示了体制变革的四级框架。第一层级反映了需要改变的规范、信念和想法。该层级适用于现代经济的目标和“绿色增长”概念中潜在的矛盾动态。第二层级表示体制环境，即管理交换和保护财产权的政治和法律制度在净零排放能源系统中也将有所差异。例如，法律法规和补贴的调整将可能有利于净零排放能源系统而不是碳密集系统的技术发展。第三层级表示新的体制也将能够管理特定的交易，如提供能源燃料或服务的公司或网络。第四层级表示实际参与者通常能够决定价格和产出，从而适应净零排放能源系统的转型。

图15 体制变革的四级框架

（三）净零排放能源系统的区域差异

图16描述了各国可以根据自身国情灵活寻求最适合的系统。例如，可强调供给转型而不是减少需求、部署不同的资源、在不同领域参与国际能源贸易、鼓励不同的能源行业发展、关注不同的能源载体（如电力、氢）、或者更多地关注分布式或集成系统等。

图16 当能源和工业CO2排放达到净零时，区域能源系统和排放的特征

影响区域净零排放能源系统的主要因素包括：

1.未来的技术。技术转型往往由不同技术选择的相对优势所驱动。

2.本地能源资源。各国可能更关注能够利用本地能源资源的方法，资源较少的国家可能更倾向于减少需求和参与区域一体化，资源基础（如低碳电力或生物能源）易于交易的国家可以选择出口这些资源。

3.区域气候。气候会影响供热和制冷需求，进一步影响各国的能源需求和能源基础设施。

4.现有能源系统配置。未来的部门能源需求和需求侧转型的潜力取决于现有的基础设施（如建筑库存、运输基础设施）。

5.区域一体化。区域一体化使得各国能够通过外部联系来弥补能源缺口，如区域电力一体化和氢、生物质能和其他燃料的贸易。一体化程度更大的国家更容易依赖进口。

6.社会偏好。各国人们对某些技术或减缓措施存在偏好。例如，英国、德国、荷兰和瑞士的人们更喜欢使用可再生能源、提高自身能源效率节约，而不喜欢使用核能、化石燃料和CCS。

7.技术领先、经济机会和增长。有的国家可能会注重其打算占有技术领导地位和竞争优势的技术。考虑到技术选择可能利于/不利于现有企业或新的市场参与者，一国的产业政策可能会影响未来的能源系统。

8.能源安全。强调进口安全的国家可能倾向于更多地依赖本地资源。一些本地资源（如电力基础设施）可能会引起供应安全问题，从而影响能源系统的配置。

9.其他因素。如人口密度将影响建筑和交通能源需求；经济转型将影响工业能源需求；气候以外的目标，特别是可持续发展目标，可能会影响技术选择和能源系统类型。

五、中短期能源系统低碳转型策略

图17表明，如果没有明确的减排政策行动，能源系统将无法实现脱碳；若能源系统不进行迅速和深度减排，2℃气候目标将无法实现。具体而言，到2050年，当温控目标为1.5℃时，能源部门的CO2排放量需下降87%～97%，温室气体排放量需下降85%～95%；当温控目标为2℃时，能源部门CO2排放量需下降60%～79%，温室气体排放量需下降62%～78%。到2030年，当温控目标为1.5℃时，能源部门CO2排放量需下降35%～51%，温室气体排放量需下降38%～52%。

图17 2020—2050年1.5℃和2℃情景下能源部门的温室气体排放

图18表明，能源系统的排放路径区域差异化特征显著，主要表现为排放峰值年份、净零排放年份和减排速度的差异。区域差异化的因素主要包括经济发展、人口、资源禀赋、土地利用和潜在碳汇水平[44]。

图18 2020—2050年1.5℃和2℃情景下各区域能源部门的温室气体排放

如图19所示，不同情景下能源系统达到净零排放的时间有很大差异。当温控目标为2℃时，能源系统从2080年起达到净零CO2排放；当温控目标为1.5℃时，能源系统从2060年起达到净零CO2排放。

图19 社会经济系统、能源部门、电力部门达到净零CO2排放的时间

图20表明，为了使得脱碳更具成本效益性，全球发电部门可能会最早实现净零排放。具体而言，当温控目标为2℃时，电力部门预计在2 052—2078年达到净零CO2排放；当温控目标为1.5℃时，电力部门预计在2044—2055年达到净零CO2排放。与其他行业相比，电力部门的减排成本相对较低，而长途运输、航空运输和热力供应等行业将面临更大的脱碳挑战。此外，电力部门还可利用碳移除技术（如BECCS）使CO2降至负排放状态。

图20 2030—2050年1.5℃和2℃情景下的CO2排放减少量

（一）关键的低碳能源转型策略

1.一次能源消费和发电脱碳

实现全球温控目标，需要迅速增加低碳或零碳能源（如图21所示）。目前，低碳技术在全球一次能源供应中所占的份额低于20%。未来，低碳和零碳能源的占比将在一定程度上取决于能源需求的演变，即能源需求增长越多，需要的低碳和零碳能源越多。此外，发电脱碳同时配合不断增加的电力消耗，将是减缓和控制气候变暖的一个基本短期战略。可再生能源，尤其是太阳能和风能发电，将在低碳电力系统中发挥重要作用。

图21 2020—2050年1.5℃和2℃情景下低碳能源和生物能源在一次能源总量中的占比，太阳能和风能、CCS和核能在发电总量中的占比

2.向低碳能源载体转变

能源载体向低碳生产源方向转变将是能源部门脱碳的一项重要战略。轻型运输、室内供暖和烹饪等终端用能的加速电气化是关键的短期减缓战略。图22表明，到2050年，当温控目标为1.5℃时，电力将提供全球终端能源需求的48%～58%；当温控目标为2℃时，电力将提供全球终端能源需求的36%～47%。目前，全球电气化水平约为20%。此外，间接电气化包括使用电力生产的氢和合成燃料，终端能源的间接电气化程度取决于资源禀赋和区域的具体情况。

图22 2020—2050年1.5℃和2℃情景下终端能源中电力和氢的份额

3.减少能源需求

能源服务需求预计将随着经济增长而持续增加，但其增加量仍存在很大的不确定性[45]。鉴于对生产低碳能源的需要，能源需求的规模是减缓挑战的一个关键决定因素[46]。能源需求量越高，对低碳能源的需求也将更多，从而增加了能源转型的挑战。

4.部署碳移除技术

碳移除技术可以抵消脱碳难度大的部门排放，从而影响能源部门转型的时间和特点。研究表明，碳移除技术不再只是一种选择，而是将温升控制在1.5℃的必要方案[47]。对碳移除技术的依赖与未来的能源需求、未来20年的减排速度紧密相关，更深入的短期减排将减少未来对碳移除技术的依赖。碳移除技术的部署将取决于CO2捕获成本、生活方式的改变、非CO2温室气体的减少和零碳燃料的使用[48]。

最终部署的碳移除技术数量存在很大的不确定性。在大多数模型模拟的1.5℃情景下，到2030年，碳移除技术的部署相当有限，低于1吉吨 CO2/年。预计关键碳移除技术（BECCS和DAC）的部署年份出现在2030—2050年。此外，碳移除技术将影响与化石燃料相关的潜在搁浅资产。部署低成本的碳移除技术将有助于减少化石燃料基础设施的过早退役，从而使得各国在不需淘汰所有化石燃料的情况下达到净零排放。

（二）技术和基础设施投资

现有的能源投资领域包括化石燃料开采、化石燃料发电、可再生电力、核电、电网建设和终端能源使用效率提升等，预计未来的能源投资需求将大幅度增加，并主要聚集在低碳相关路径中[49]。当温控目标为2℃时，2016—2050年全球年均能源投资预计为2.1～4.1万亿美元；当温控目标为1.5℃时，2016—2050年全球年均能源投资预计为2.4～4.7万亿美元。无论在何种目标下，新兴经济体（尤其是亚洲）的投资份额均较大[50]。

大规模的建筑、交通和工业电气化意味着电力系统的大量投资。如图23所示，根据IPCC AR6情景数据库中的C1～C3路径，2023—2052年的年均投资水平分别为1.67～3.07万亿美元（C1）、1.60～2.78万亿美元（C2）和1.33～2.68万亿美元（C3）。

图23 2023—2052年全球平均能源投资

除此之外，减缓路径的一个关键特征是跨部门的投资流动，即从化石燃料（开采、转换和发电）到可再生能源、核电、CCS、电网和储能、以及终端用能效率。用于太阳能、风能和电力传输、分配和存储方面的投资增加最多。而且，到2050年，这些投资大部分集中在经合组织和亚洲国家，中东、东欧和前苏联经济体、经合组织的化石燃料开采投资下降最为明显。

增加低碳投资的手段主要是通过监管和激励措施转移现有的资本，以及消除现有的投资障碍[51]。由于风险概况、资源禀赋和经济治理结构的差异，未来的投资模式将因地而异：在快速增长的国家，低碳能源转型的投资将与满足快速增长的能源需求相结合；在慢速增长的国家，投资将集中于用当前的能源系统向低碳配置的方向过渡。

（三）能源系统锁定和路径依赖性

碳锁定是一种特定的路径依赖类型[52]。由于能源系统的减缓需要从近期开始作出重大调整，锁定是能源部门减排的一个重要问题。虽然锁定通常表现为物理基础设施需要提前退役以实现减排目标，但是它还涉及一系列更广泛的问题，包括社会和体制体系。

1.社会和体制惯性

用户、商业、文化、监管和跨国社区等因素的结合将阻碍低碳能源系统的转型：（1）用户环境会影响购买活动，并可能涉及新技术与用户实践的集成和新偏好、习惯甚至价值观的发展。（2）商业环境可以塑造行业、商业模式、供应链和分销链、仪器支持和维修设施的发展。（3）文化可以包括表达积极的话语、叙事和愿景，以增强文化的合法性和社会对新技术的接受度。监管可以捕捉到影响生产、市场和新技术使用的各种政策。（4）跨国社区可以反映出全球专家对跨国界新技术的共同理解。

2.物理能源系统锁定

当前针对化石燃料基础设施的投资已锁定了500～700吉吨CO2排放，超过了温控1.5℃目标的排放预算。现有的燃煤和燃气发电锁定了200～300吉吨二氧化碳排放，燃煤电厂的使用寿命为25～50年，这给气候目标带来了长期风险。工业部门锁定了超过100吉吨CO2排放，而建筑和交通运输部门共同锁定了其余的50～100吉吨CO2排放[53]。

当前的政策和国家自主减排贡献（NDCs）不足以防止化石燃料基础设施和相关碳锁定的增加[54]。因此，现阶段的投资决策至关重要。短期内实施严格的温室气体减缓政策可能对减轻碳锁定最为有效，而推迟减缓措施将加剧碳锁定效应，并可能导致大规模资产搁浅。

（四）低碳转型中的化石燃料

为满足温控目标，全球化石燃料的使用量需大幅减少。当温控目标为2℃时，2050年化石燃料使用量需减少124～231艾焦耳；当温控目标为1.5℃时，2050年化石燃料使用量需减少260～330艾焦耳。此外，目前，化石能源消费约占一次能源消费总量的80%。当温控目标为2℃时，2030年的化石能源消费比重将下降为71%～75%，2050年的化石能源消费比将下降为41%～57%；当温控目标为1.5℃时，2030年的化石能源消费比重将下降为59%～69%，2050年的化石能源消费比将下降为25%～40%，如图24所示。此外，CCS的部署将可能增加化石燃料的使用份额，从而减缓向低碳能源系统的过渡。

图24 2020—2050年1.5℃和2℃情景下全球化石燃料发展路径

为将21世纪末的全球温升控制在1.5℃，并在2050—2060年将全球温升控制在2℃，全球未加装CCS的煤炭消费需在2040—2050年前基本消除。与2020年相比，当温控目标为2℃时，2050年煤炭消费将下降66%～98%（118～139 艾焦耳/年），当温控目标为1.5℃时，2050年煤炭消费将下降79%～99%（130～140 艾焦耳/年）。1.5℃温控目标下，2030年未部署CCS的煤炭消费将下降67%～82%。

到21世纪中叶，天然气仍将是能源系统的一部分，主要用于工业和建筑发电。与2020年相比，当温控目标为2℃时，2020—2050年天然气消费将下降13%～36%（22～46 艾焦耳/年），当温控目标为1.5℃时，2020—2050年天然气消费将下降21%～61%（38～78 艾焦耳/年）。此外，电力系统的天然气使用将在2035年（1.5℃温控目标下）或2050年（2℃温控目标下）左右达到峰值。

基于交通运输部门的调整，预计石油使用量将大幅下降，但仍有可能持续到本世纪中叶。与2020年相比，当温控目标为2℃时，2020—2050年石油消费将下降21%～60%（46～109艾焦耳/年），当温控目标为1.5℃时，2020—2050年石油消费将下降19%～54%（43～91艾焦耳/年）。在大多数模型模拟的2℃温控情景下，石油仍然是交通运输部门的重要来源之一，但是，由于生物燃料、绿氢和电动汽车的快速部署，石油消费可能会减少到目前燃料总量的一半左右[55]。

（五）政策与治理框架

政策与治理框架对于近期和中期的低碳能源系统转型至关重要。政策干预有助于实现低碳能源系统转型，而适当的治理框架有利于确保政策的执行。

设计良好的政策组合具有以下特点：（1）原则上可以降低减缓成本或解决分配问题（尤其对于弱势群体）；（2）支持对多种政策目标的追求，有效针对不同类型的需求，并兼顾技术、经济和社会状况；（3）能够解决不同的市场摩擦和处理技术、气候和社会经济发展等方面的不确定性，有助于权衡政策框架的稳定性和调整个别政策的灵活性；（4）包括对特定行业的监管和跨部门协调，与整个经济范围的政策相比，部门政策能够直接针对特定部门采取措施；（5）政策措施之间的相互作用，包括其范围、严格程度和时机，都会影响减排的成本。特别是，一些政策工具可能导致锁定效应，与其他法规产生竞争、造成负面政策交互；（6）对政策组合的综合有效评估需要全面、有效的国际数据、方法和指标，考虑环境和经济效益、分配效应、变革潜力、制度要求和可行性等各种标准。

（六）行为与社会融合

社会成员，包括个人、公民和企业，都需要参与低碳能源系统转型。因此，应综合考虑鼓励气候减缓行动的策略和减缓政策方案的可接受性。

首先，鼓励气候减缓行动的策略主要包括：（1）给予财政激励或经济奖励，如补贴太阳能光伏和太阳能热水器的安装；（2）宣传气候变化的后果和减缓气候变化的原因，提高人们对气候变化的认知水平；（3）向人们提供能源使用情况的及时反馈，推进家庭内部的节能行为；（4）开展社区能源倡议，鼓励社区成员的低碳行为；（5）包括节能、使用绿电和选择无肉餐等在内的其他措施。

其次，公众的可接受性反映了公众对气候政策、减排方案和能源系统变化的评价。为了提高公众对政策或措施的可接受度，可以从以下方面考虑：（1）进行有效的政策实验，获得公众支持；（2）补偿因政策或制度变化造成的损失，从而使得气候政策和低碳方案更加公平、更可接受；（3）提高相关项目（如可再生能源项目）的公众参与度，鼓励公众或公共社会组织参与气候政策或减排方案的决策；（4）鼓励公众更加关注气候变化，并对减缓气候变化产生责任感。

（七）可持续发展背景下低碳能源系统转型的成本与效益

虽然减缓气候变化的成本和效益通常从经济视角衡量，但减缓气候变化并不脱离各国的增长与发展战略，而是作为众多战略中的一个关键因素。因此，低碳转型的成本收益权衡应与可持续发展目标相结合。

从短期来看，鉴于电力脱碳在短期减缓战略中的重要性，降低太阳能光伏、风能和电池的成本可有效降低短期的经济成本；考虑到健康影响和其他协同效益，关键技术的成本下降能够提高短期低碳能源系统转型的吸引力。

从长期来看，能源系统转型的长期成本与收益取决于政策的设计、实现和未来的成本，关键领域（如长途运输）的可用技术，以及终端用能的电气化程度；快速的技术发展和国际合作能够降低经济成本；提高能源效率和节约能源的战略与可持续发展战略相辅相成。

图25表明，促进终端使用技术的发展有利于降低能源系统转型的经济成本：（1）由于发展中国家正在加快基础设施建设，有机会建立积极的合作关系，因此，高效的终端使用技术在发展中国家更具成本效益性；（2）高效的终端使用技术还可减少对资源开采的需求（如化石燃料开采）和本世纪末碳移除技术的需求；（3）提高终端电气化率将促进人类发展（如教育、保健和就业），为农业提供更多的灌溉机会，增加农民收入；（4）在较低收入水平上实现电气化能够加速人类发展（如人类发展指数大于0.7，标志着高度发展）；（5）终端电气化还可提高能源效率，通过光伏灌溉和抽水减少泵送的能源需求，促进清洁用水。

图25 人均能源使用总量、电气化率和人类发展指数之间的关系

能源系统转型与可持续发展目标之间的积极交互所获得的收益远大于成本。能源系统的低碳转型将有利于多个可持续发展目标（SDGs）的实现。例如，煤炭淘汰将支持可持续发展目标SDG3、SDG7和SDG14，但若管理不当，也可能造成大量失业；而可再生能源和生物能源的替代能够创造大量就业机会。能源系统转型过程对可再生基础设施的大规模开发会影响生物多样性。能源系统集成战略需要优化整体系统性能、使不同技术相互依赖，从而提高成本效益性，并减少对可持续发展的负面影响。

六、主要结论

报告对全球能源系统转型趋势进行了回顾。总的来看，全球温室气体排放量虽持续增加，但平均增速已低于上一个十年（2000—2019年）；能源系统化石燃料碳排放量增长了4.6%（年均增长率为1.1%），占全球人为温室气体年排放量的三分之二；大部分可再生能源技术已经实现了与传统火电平价，成本大幅度下降。关键结论如下：

1. 从时间尺度看：2010—2019年，全球温室气体排放量短暂下降后又出现反弹，2019年达到590亿吨二氧化碳当量，但平均增速低于上一个十年（2000—2019年）。其中，64%来自化石能源和工业生产过程产生的二氧化碳。受新冠肺炎疫情影响，2020年全球能源活动引起的二氧化碳排放量比2019年降低了约5.8%，受经济刺激影响，预计2021年全球能源活动CO2排放量反弹约5%。

2. 从区域尺度看：2000年以来，温室气体年排放量的增量越来越多地来自新兴经济体，且呈现东移的态势。2015—2019年，东亚、南亚和东南亚地区能源部门CO2排放量年均增长率分别为2.4%、2.6%和5.1%。欧洲和北美是自2010年以来能源部门碳排放量持续下降的两个地区，能源碳强度的稳步下降是主要驱动力。欧盟碳强度的降低主要是由于可再生能源电力供给的增加，以及能源组合中化石燃料的使用量占比较少。

3. 从成本视角看：可再生能源及动力电池成本持续下降、技术渗透率逐步提升。在过去的五年里，能源系统关键减排技术的成本迅速下降，特别是太阳能光伏发电、风力发电和电池。2015—2020年，光伏发电和风力发电的价格分别下降了56%和45%，而电池价格下降了64%。在许多地区，来自光伏和风能的电力比来自化石能源的电力更便宜，电动汽车与内燃机相比越来越有竞争力，大规模电池储能也越来越可行。

报告对不同温控目标下，全球能源系统转型面临的机遇和挑战进行了展望，指出现有能源系统无法支撑2℃和1.5℃温控目标的实现，亟需低碳转型。那么未来能源领域如何实现净零排放？报告从转型路径、低碳技术、政策与治理框架、公众行为等方面给出了一系列解决方案，并提出了净零排放能源系统有共同的特点，即包括有限和/或针对性地使用化石燃料、电力系统实现零碳或负碳排放、终端用能广泛电气化、不适宜电气化的部门寻求替代燃料、减少能源使用和提高能源效率、 更多地依赖综合能源系统方法、使用碳移除技术（CDR）。主要结论如下：

1. 从排放差距看：能源系统的净零排放是实现21世纪中叶CO2净零排放的关键。为把温升控制在1.5℃以内，2050年净零能源系统二氧化碳排放量需下降87%～97%；2030年二氧化碳和温室气体净排放分别下降35%～51%和38%～52%；全球电力部门应在2045—2055年实现净零排放。

2. 从实现路径看：将温升控制在2℃以内，需要在未来30年内对能源系统进行实质性的变革。这包括减少化石燃料的消耗，增加低碳和零碳能源的生产，以及增加对电力和替代能源的使用，到2050年，预计低碳能源生产的电力需占全球总量的93%～97%。为满足温控目标，全球化石燃料的使用量需大幅减少。为将温升控制在2℃，2050年化石燃料使用量需减少124～231艾焦耳； 1.5℃目标则要求2050年化石燃料使用量减少260～330艾焦耳。当前，全球化石能源消费约占一次能源消费总量的80%。为实现2℃和1.5℃温控目标，2030年的化石能源消费比重需分别下降71%～75%和59%～69%，2050年的化石能源消费比重需下降41%～57%和25%～40%。

3. 从发展视角看：低碳能源转型将改变投资模式并创造新的经济机会。如果将温升控制在2℃以内，在未来几十年，能源投资的总需求将大幅度增加。当温控目标为2℃时，2016—2050年全球年均能源投资预计为2.1～4.1万亿美元；当温控目标为1.5℃时，2016—2050年间全球年均能源投资预计为2.4～4.7万亿美元。无论在何种目标下，新兴经济体（尤其是亚洲）的投资份额均较大。

4. 从全局视角看：能源系统实现净零排放转型需要依赖系统性思维，应综合考虑不同能源部门和系统之间的相互作用。未来，通过采用先进的集成式系统和数字化技术，考虑电力、加热/冷却、天然气/氢气、运输部门之间的相互作用，可以大幅减少低碳能源系统的基础设施投资成本，为提高系统运行效率、降低低碳能源系统运行成本提供支撑。