在全球气候变化带来严峻挑战的背景下，能源革命加速推进，以碳中和为目标的能源科技创新步入快车道，同时“双碳”战略也成为拉动经济增长、推动经济内循环的重要引擎。党的二十大报告指出，要积极稳妥推进碳中和目标，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划、分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与气候变化全球治理。实现碳中和不仅是对国际社会的庄严承诺，更是推动我国经济社会高质量发展的重要途径。因此，深入研究和制定我国重点领域的工程科技发展战略，对于推动我国如期实现碳中和目标具有重要意义。

节能降碳是实现碳达峰、碳中和目标的关键支撑，是推动产业结构优化调整的重要举措，更是缓解能源供需矛盾的必然选择。国际能源署（IEA）的报告显示，能效水平需以4%的幅度持续提升才能实现2050年净零排放。新型电力系统构建是能源转型的中心环节，2023年我国碳排放量约为1.26×10¹⁰ t，其中电力行业碳排放占比超过1/3。构建以新能源为供给主体、确保能源安全为基本前提、满足经济社会发展电力需求为首要目标、可靠的智能电网为枢纽平台、“源网荷储”互动与多能互补为支撑的新型电力系统对电力行业低碳转型，实现“双碳”目标具有全局性意义。碳捕集、利用与封存（CCUS）不仅是实现化石能源低碳利用的重要技术选择，也是保持电力系统灵活性的主要技术手段，还是钢铁、水泥等难减排行业的可行技术方案，与新能源耦合的CCUS技术能够抵消无法削减的碳排放。IEA报告指出，CCUS作为第四大贡献技术，在全球2070年实现净零排放的情景下，到2040年将贡献CO₂累计减排量的7%，到2070年将贡献CO₂累计减排量的15%。在国际可再生能源署的深度脱碳情景下，到2050年，CCUS将贡献CO₂累计减排量的6%，约为2.79×10⁹ t/a。

近年来，国内外在节能降碳、新型电力系统建设、CCUS方面均取得了显著的进展，但仍需解决诸多问题。例如，高效节能技术的广泛应用仍需克服技术成本高、市场推广难等现实问题；新型电力系统在灵活性和稳定性方面仍有待进一步提升，以更好地应对可再生能源间歇性和波动性；而CCUS技术的商业化应用则受到技术成熟度、经济性以及政策法规等多方面因素的制约和影响。

基于此，本研究围绕节能降碳、新型电力系统建设、CCUS等实现碳中和目标的重点关键领域，开展我国2040年碳中和重点领域的技术预见，识别共性关键技术，提出面向2040年的碳中和重点领域工程科技发展愿景、发展趋势、重点任务与实现路径，为我国碳中和领域基础研究、科技布局、重大工程建设等提供科学咨询和借鉴，为提升能源领域科技创新能力提供参考。

本文利用文献计量学、文本挖掘和Doc-LDA主题模型等方法，聚焦节能降碳、新型电力系统和CCUS，遴选了1.7万篇高被引论文和热点论文，识别领域前沿热点，结合专家咨询等方式得出世界碳中和重点领域工程科技发展的九大趋势。

（一） 推进以数字技术为基础的综合能源系统建设

为实现能源高效化和可再生能源发展，世界主要国家重点推进利用数字技术增强材料开发和产品设计、优化制造工艺流程及管理（如高性能计算、增材制造等优化能效和产品设计），加快研发电热一体化需求响应技术，数据驱动用户级综合能源系统精准规划，实现能源运营和管理高效化。到2030年，下一代功率半导体的转换器功率损耗将降低50%以上，并将光电融合技术用于数据中心，使其比当前技术节能40%以上；到2045年实现自主电源使用效率管理，并实现基于人工智能（AI）的分布式电源优化管理系统示范和自主配电操作系统。

（二） 完善重点行业节能减排建设和工艺设备节能升级

钢铁、炼油、合成氨、水泥四大行业是国民经济的重要基础产业，同时也是能源消耗和CO₂排放的重点行业。钢铁行业主要推广烧结烟气循环、大比例球团冶炼等技术，加强余热利用改造，提升工序能效。水泥行业主要推动生物质燃料利用，优化能源消费结构，提高余热余压发电效率。合成氨行业主要推动关键装置大型化发展，普及高效变频电机等设备，加强重点工序节能降碳改造，提高氨合成效率。炼油行业主要优化布局，提升能效标杆水平以上产能占比，实现主要用能设备能效达标。各行业还将进一步建立智能控制系统，探索“工业互联网+能效管理”应用场景，提升生产智能化水平，并协同推进数字化能源管理和碳排放管理。2030年，我国在四大行业的技术创新和管理优化方面，将实现主要工序能效提升、主要用能设备能效达标、能源结构优化以及绿色低碳高质量发展目标，最终达到国际先进水平。

（三） 提高新一代整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）、煤炭气化燃料电池复合发电（IGFC）及多联产技术的发电效率

新一代IGCC和IGFC发电成为燃煤发电新增与改造装机的关键技术应用。IEA报告显示，2020年全球燃煤发电量超过9000 TW·h，在既定政策情景下，到2050年全球燃煤发电将依然占据总发电结构的12%左右；在公开承诺情景下，到2050年全球燃煤发电量将依然超过3000 TW·h；即使在2050年净零排放情景下，到2030年全球燃煤发电量依然保持在3000 TW·h左右，约占光伏、风电总发电量的三分之一。未来一段时间，燃煤发电依然是全球电力部门的重要组成部分。因此，未来将进一步提升新一代IGCC与IGFC发电及多联产技术发电效率和经济性，助力燃煤发电部门低碳转型。

（四） 减少工业、建筑、交通等难减排部门非必要的能源消费量

在工业和建筑节能方面，主要采用节能燃气设备、开发合成甲烷计划、强化炼油节能措施、推进燃料替代。特别是采用增加生物燃料使用，提高工业的余热回收和再利用，开发金属高效回收技术（如电弧炉回收废钢）等措施，优化资源的全生命周期管理与利用，提高可再生能源的利用率，到2030年我国计划实现建筑和工业节能25%。欧盟明确新建筑的能源消耗效率相比同一国家／地区的平均水平高70%，北爱尔兰提出可再生能源发电在电力系统占比至少为70%。在交通领域，针对电动汽车，发展下一代电池系统和大容量充电技术，到2050年实现商业化；针对氢燃料电池汽车，到2040年实现加氢商业化；针对智能交通，发展无人驾驶汽车／自主船技术，到2050年实现5级无人驾驶。为了进一步提升整车动力性能、降低能耗，开发热效率超过50%的车用高效发动机技术，开展纯电驱动总成、插电式机电耦合总成、商用车动力总成、轮毂／轮边电机动力总成技术的研究，研发效率≥90%的工作区域占整个工作区域的百分比达到90%以上的电机驱动系统，实现汽车发动机技术的经济性、高功率以及环保性。

（五） 电力系统向绿色低碳高效多能融合智慧多元方向转型

全球电力结构正在从以化石能源为绝对主导向低碳多能融合方向转变，整体呈现出“低碳能源规模化、传统能源清洁化、能源供应多元化、终端用能高效化、能源系统智慧化”的发展趋势。对于存量化石能源，支撑煤电由主体电源向电力保障和调峰的基础性电源转变，化石能源转化利用重心由“碳燃料”向“碳材料”转变，探索能源综合互补利用原理及关键技术。中长期要显著提高非化石能源在能源结构中的比重，优先发展新一代高效低成本可再生能源、氢／氨燃料、低品位余热利用、新型电化学能源等颠覆性零碳能源技术，深度融合新一代信息技术，满足高品位热能、高能量密度燃料等非电用能需求。

（六） “源网荷储”实现多向互动，电力系统数字化转型进程加速

电力系统的“源网荷储充”互动运行模式是能源互联网的核心和纽带，对带动整个能源系统的资源优化配置至关重要。随着新型电力系统的深入构建，新能源规模化发电侧随机性、波动性突出，网侧交直流、多直流间耦合更加紧密，荷侧分布式动态特性越来越复杂，储能侧种类增多、比例不断提升，电动汽车规模化充电的电网冲击效应凸显，为规模化“源网荷储充”广域高效互给以及电网安全运行提出了新的挑战。各国主要机构提出了能源系统数字化转型建议和全价值链框架部署：近中期构建智能韧性电网，加强新能源消纳和存储水平，并推动“源网荷储”的多向互动，提升系统运行效率，实现高比例新能源充分利用与多能互补；中长期利用AI、大数据、物联网等先进信息通信，以及数字孪生等技术在发、输、配电系统与终端用户设备的应用，推动电网规划运行和设备资产管理的数字化和信息化，提高设备资产利用效率，加速电力系统的数字化转型。

（七） 储能技术呈现多元化发展态势，多能互补、双向互动一体化示范工程得到有效推广

全球已投运的电力储能项目累计装机规模为289.2 GW，其中，抽水蓄能累计装机规模占比为67%，新型储能装机规模为91.3 GW、占比为31.6%。在各类新型储能技术中，锂离子电池装机规模最大，为88.5 GW，占比达96.9%。未来发电设备将呈现分布式特征，预计到2040年，电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢储能、储热等规模化新型电能存储技术将实现全面市场化发展。为了开发储能新材料和系统，研究电／热／机械能与化学能之间的相互转化规律，近期主要加快推进大规模长寿命物理储能技术应用；中长期主要发展新型电化学能量储存与转化机制，以变革传统锂离子电池为代表的储能体系，实现长寿命、低成本、高能量密度、高安全和易回收的新型储能技术广泛应用。同时以规模化新型电能存储技术作为核心承载技术的多能互补，双向互动一体化示范工程也将实现全方位支撑高比例可再生能源，实现新一代电力系统的发展愿景。

（八） 实现CO₂源头低能耗捕集在能源密集型行业的规模应用

经济合作发展组织（OECD）发布的报告指出，在可持续发展的情景下，2070年美国CO₂捕集量将达到1.2×10⁹ t左右，其中95%以上被永久封存。欧洲的CO₂捕集量预计将在2030年增至约3.5×10⁷ t，2050 年增至3.5×10⁹ t，2070年超过7×10⁹ t。我国CO₂捕集量在2030年将达到4×10⁹ t，约占全球总量的一半，到2070年超过2×10¹⁰ t。涉及CCUS过程的新型碳捕集技术、CCUS规模化驱替技术、生物化学利用技术以及CCUS产业集群建设是未来发展的重要趋势。目前，第一代捕集技术发展渐趋成熟，但成本和能耗偏高；第二代捕集技术仍处于实验室研发或小试阶段，技术成熟后其能耗和成本会比成熟的第一代技术降低30%以上，2035年前后有望实现大规模推广应用，2040年前实现高效和低成本的点源碳捕集。化学链捕集技术尚处于实验室研究阶段，还未实现示范，生物化学利用技术总体处于初期发展阶段。综上，近中期应重点发展第二代碳捕集技术，实现CO₂源头低能耗捕集在碳密集型行业的规模应用。

（九） 发展碳循环利用，推动大规模CCUS集群示范

转化路径和高效催化剂研究、以CO₂为原料的高附加值化学品转化、燃料转化技术将是未来研究的主要方向。到2030年前，CO₂化学转化利用和生物转化利用技术实现工业化生产，完成一批百万吨级和千万吨级CCUS全链条示范工程建设，发挥产业集群在基础设施共享、项目系统集成、能量资源交互、工业示范与商业应用衔接等方面的作用。目前碳循环利用技术处于初级阶段，预计2040年左右碳循环产品将得到广泛使用，并开发高效定向转化合成有机含氧化学品、油品新工艺，实现碳循环利用的产业集群建设。

（一） 发展愿景

1. 终端用能电能替代率大幅增加，单位国内生产总值（GDP）能耗达到世界先进水平，节能降碳成效显著

交通领域将建立绿色能源与交通基础设施用能供能相适应的自洽供给、数字化智能控制、高能利用的能源体系。重点发展生物液体燃料、电动和混合动力交通工具及其基础设施建设，2040年左右实现交通基础设施绿色化建设比例达到95%以上。

在能源系统领域，逐步突破综合能源系统的差异化规划、运行调控、能量管理和安全监控等关键技术，显著提升能源利用效率和可靠性，实现能源的可持续发展。

在工业领域，能源利用效率将达到国际先进水平，针对关键污染密集行业（火电、钢铁、水泥），通过实现超低排放来保证工业化、现代化进程与生态环境质量根本好转同步进行。

在建筑领域，实现建筑施工与建设全流程零碳化，大幅增加节能零碳建筑比例，完成大规模既有建筑节能改造。可再生能源在建筑行业中的应用规模显著扩大，建筑供电来源中清洁电力的占比逐步增大，预计2040年，完成既有建筑节能改造面积超过1.4×10⁹ m²，太阳能光伏装机容量超过2×10⁸ kW。

2. 新能源消纳水平大幅提升，新能源发电成本显著降低，新型电力系统建设取得重大进展

电网柔性化水平显著提升，实现“大电网”与分布式智能电网多种电网形态兼容并蓄；突破200~300 m高度的大型风电系统关键技术，全面推进风力、太阳能、核能、地热等可再生能源发电技术的创新；在较低成本下，煤电灵活性显著提升；突破规模、效率、成本、寿命、安全性等关键指标方面的储能瓶颈技术。实现新能源发电装机占比超过55%，发电量占比超过35%，陆上风电、光伏度电成本低于0.2元/kW·h、0.13元/kW·h，核电装备技术国产化率达到100%，储能技术度电成本低于0.15元/kW·h。

3. 建成多个千万吨级CCUS集群，突破CCUS与新能源耦合关键技术，实现CCUS商业化运行

围绕大型CCUS集群重大、关键、共性技术，建立捕集、输送、地质封存与CO₂利用一体化创新体系，开展CCUS集群技术应用重大工程项目，研究大规模、多源汇、多技术路线综合应用的CCUS集群建设及运行技术，形成CCUS集群优化方法、安全监测预警及联动控制、全生命周期评价等关键技术，建成千万吨级CCUS集群，建立完善的技术标准体系和政策法规体系，支撑高碳排放行业的绿色转型发展；2040年CCUS技术减排量占全国总碳减排量的比例达到15%以上，与新能源耦合的CCUS应用规模占CCUS总应用规模的20%以上。

（二） 战略目标

2030年，节能降碳提效行动取得显著进展，单位GDP能源消耗达到世界平均水平，单位GDP碳排放比2020年下降65%，新一代柴油机有效热效率达到50%~55%，汽油机达到45%~50%，新建公共建筑本体达到78%的节能要求，公共建筑机电系统的总体能效在现有水平上提升10%。煤电装机和发电量仍将适度增长，调节能力进一步提升；新能源开发实现集中式与分布式并举，新能源逐步成为发电量的增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%，终端用能电气化水平提升至35%以上。CCUS技术进入商业化阶段并具备产业化能力，捕集能耗和成本比目前降低15%~25%，新型CO₂利用技术的经济性大幅提高，地质封存安全性保障技术获得突破，建成多个百万吨级CCUS商业项目。

2040年，单位GDP的能源消耗达到世界先进水平，内燃机产业的碳排放较碳峰值降低20%以上，低温余热发电技术实现商业应用，海陆过渡相页岩气开发取得突破，城乡建设方式基本实现绿色低碳转型。新能源发展进一步提速，装机占比超过55%，发电量占比超过35%；“大电网”、分布式智能电网等多种新型电网技术形态融合发展，智能电网相关材料、器件、装备和软件实现自主可控；电能在终端能源消费的比重达到43%。CCUS系统集成与风险管控技术得到突破，建成CCUS集群，捕集成本比当前减少40%~50%，CCUS综合成本大幅降低，实现高碳排放行业与CCUS的耦合发展，CCUS得到广泛商业化应用。

（一） 综合能源系统发展滞后

目前，我国在综合能源方面存在多元主体间、不同能源子系统间的数据壁垒以及突破能源耦合、能源联动的技术壁垒等问题。需要进一步加快数字信息技术与能源物理技术的融合，推进能源路由器等能源互联网核心设备的研发与应用，广泛部署数据采集终端；加强能量转换、能量传输和智能感知与控制等关键技术研究，推动分布式能源转化设备、储能设备、智能终端技术革新，突破技术壁垒，实现能源在“生产 ‒ 转换 ‒ 传输 ‒ 储存 ‒ 消费”等多环节的绿色高效应用。

（二） 流程工业和建筑能耗高、新型工业化水平有待提升

我国工业领域能耗较高，除生产工艺落后和产业结构不合理外，工业余热利用率低、能源没有得到充分利用是主要原因；需要建立健全工业节能与绿色标准体系，发展工业余热深度回收利用技术，大力开展用能企业、用能设备企业的节能监察和节能诊断服务。大部分建筑节能效率低，应提升建筑领域的节能标准，降低建筑房屋围护结构的传热系数，推广被动式超低能耗建筑，大力推进可再生能源在建筑中的应用，实现零碳建筑设计等。

（三） 新能源并网消纳和电网柔性化水平不足

我国对风光资源发电的功率预测精度不够，柔性输电技术装备性能可靠程度低，应进一步加快超短期预测方法研究、新能源在线安全稳定预警与控制决策技术研究，推广应用柔性输电和灵活交流输电。大力推进不停电六氟化硫气体处理、带电巡视检修等不停电作业技术研发，发展定制电力等技术，提升配网自动化水平和供电质量。

（四） CCUS技术水平有待提升，商业化模式不清晰

目前，我国在低能耗低成本的CO₂捕集技术、大规模的CO₂输送管网技术、封存潜力较大的地质封存技术等与国际先进水平存在差距，特别是在工程数量及规模上的差距较大；技术成本偏高，资金需求大，投资周期长。应开展大规模CCUS示范与产业化集群建设，开展大规模低成本CO₂捕集技术研发，加大政府对CCUS产业的支持力度。

（一） 关键技术

基于“中国工程科技2035发展战略研究”提出的技术清单，经过多轮专家研讨，提出并确定了24项技术预见备选技术清单，其中节能降碳子领域有6项、新型电力系统子领域有6项、CCUS领域有12项。共开展了两轮问卷调查，共计发放调查问卷3173份，收回调查问卷1019份，调查问卷回收率为32.1%。按照问卷调查得出的“综合重要性指数”得分，遴选得出了我国碳中和重点领域的10项关键技术（见表1）。

表1 我国碳中和重点领域的10项关键技术

（二） 重点任务

1. 统筹落实面向碳中和的节能工程总体设计

研究制定面向碳中和的节能降碳减排综合工作方案，明确面向碳中和的节能工程技术研发突破的总体思路、重点工程、重大政策和保障措施。加强产业规划布局、重大项目建设与能耗双控政策的有效衔接，明确各行业碳中和路径，细化落实工业、建筑、交通等领域节能目标及实施方案，设计构建以企业为主体、“产学研”相结合、市场为导向的节能技术创新体系。切实发挥节能工程技术的重要作用，通过节能工程技术突破进一步带动节能能级提升和节能产业发展。

2. 深入推进重点行业节能降碳工艺革新

深入推进煤电、钢铁、有色、建材、石化、化工等工业领域的节能降碳工艺革新，全面建设绿色制造体系。加快推动建筑领域节能技术大规模应用，加强建筑领域温室气体排放评估、核算等基础性研究与现有技术的整合，对标国际标准，攻克建筑领域节能减碳重大关键技术，帮助实现零能耗建筑、近零能耗建筑推广。加快推进交通运输业节能技术创新研发，重点发展公路交通节能环保、船舶与港口节能减排、轨道交通装备新能源及节能减排领域关键技术，2040年全面实现高效发动机智能控制集成化，热效率实现突破，达到世界先进水平。在新型基础设施领域，提升数据中心、第五代移动通信等新型基础设施能效水平，加快数据中心节能提效技术突破。

3. 推动能源系统节能技术创新发展

加快推动能源领域全产业链各环节节能技术革新，攻关应用于综合能源系统的大数据分析和智能量测技术，全面构建清洁低碳、安全高效的能源体系。在能源开发方面，针对我国非常规油气地质特点，突破核心关键技术，推动低品位 ‒ 非常规油气勘探开发领域发展，同时大力推进新能源技术发展，实现能源系统可持续发展和数字化转型。在能源利用方面，加快推进高效热泵及余热回收技术研发与大规模应用，建立起空气源、水源、地源、光源等多元化热泵系统模式，实现工业余热的综合梯级利用，同时提升生活用热供暖效率。此外，推动高效节能通用设备换代升级，提升节能技术服务水平，保障节能产业快速发展。

4. 构建清洁高效的电源体系

攻克风能资源评估与精准功率预测、装备灵活控制、智能调度运行、主动支撑电网运行技术等，研制大功率陆上、海上风电机组，掌握风能资源的精细化评估技术，推动风电具有与常规电源接近的调控性能，实现风电可控制、可观测、可调度；研究晶硅太阳电池转换效率提高与综合利用技术、适用于柔性衬底的薄膜太阳能电池制备技术，掌握长寿命低衰减、高效低成本晶硅太阳电池成套重大工艺及核心装备技术，实现薄膜电池的批量生产和商业化应用，提高太阳能在建筑、企事业单位的利用率；优化自主第三代核电技术，实现核电安全高效规模化发展，研发以钠冷快堆为主的第四代核能系统，大幅提高铀资源利用率，实现放射性废物最小化；攻克高效超超临界技术，开发能够进行深度、快速变负荷、维持清洁高效运行的新一代调峰保障型煤电机组，研究煤电废气、废水、固废超低或近零排放技术，进一步提高煤电效率与调峰性能；分阶段研究煤电、新能源发电、储能的优化组合策略，突破不同发展阶段下的多类型能源发电的配比优化和系统的灵活性提升技术，构建清洁化、高效率、低成本、多样化的电源体系。

5. 打造先进适用的柔性交直流输电装备体系

研发大容量主动支撑型换流器等柔性直流技术与装备，突破新能源场站惯量响应、一次调频、快速调压、故障穿越和黑启动等核心关键技术，突破柔性低频交流远距离输电技术，推进柔性低频交流远距离输电独立并网或组网技术以及其他新型柔性交流设备的工程应用，打造安全可靠、自主可控、先进适用、灵活高效的柔性交直流输电装备体系，支撑深远海海上风电、沙漠、戈壁、荒漠地区的风电和光伏并网消纳及电力系统的转型升级。

6. 建设规模化“源网荷储充”高效灵活互动系统

研究并突破高压大容量能量路由器、多功能智能柔性开关、V2G、先进储能等核心设备技术，建设先进检测计量设备、先进传感与预测系统、信息通信系统等二次设备系统，搭建“互联网+”和数据驱动模式下的“源网荷储充”一体化管控平台、“源网荷储充”多能流联合仿真平台，推动需求响应和虚拟电厂的规模化应用，形成“源网荷储充”高效灵活互动机制，建设园区级、区域级（省级）“源网荷储充”一体化工程，加强跨区域、跨流域“风光水储”联合运行，促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应，实现区域级（省级）“源网荷储充”一体化灵活互动。

7. 建设多元化、规模化新型电能存储系统

在锂离子电池方面，突破电极材料低成本绿色制造技术和电池二次利用及回收技术，实现高比能、长寿命、低成本锂离子电池的产业化；研发铅炭电池、新型高比表面活性碳和自动生产线，完善产业链，特别是负微高比表面活性炭材料的制备技术与检测技术，通过生产过程的自动化提高材料的一致性，延长电池寿命；液流电池，推进电解液、离子传导膜、电极等材料的制备及批量化生产技术，攻克耐蚀泵、阀等制造技术；钠硫电池，进行电池结构改进设计和验证技术以及钠硫电池液流电池化（即采用液流型电极设计的钠硫电池）技术研究，研制液流电池型的百千瓦级钠硫150电池，并进行示范运行。实现储能关键核心技术和装备的突破，解决制约储能技术发展的规模、效率、成本、寿命、安全性等技术瓶颈，建立完整自主的储能技术研究和制造体系，形成多元化、规模化的储能系统，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

8. 构建新型电力系统数字孪生体

突破数字孪生与智能交互、二维视觉虚拟、三维遥感、灾情主动监测分析、高精度视觉定位、设施周界风险识别等技术，构建基于传统二维视觉的虚拟三维遥感风险辨识与应急处置解决方案；研发全景化数字孪生配电网资源服务平台，建立国产自主化新型电网数字孪生聚合分析应用系统，推进核心关键技术向智慧化演进，支持大规模电网异构孪生体快速构建与聚合联动工程应用；研发安全监控边缘硬件和云端软件系统，建立完整的数字孪生智慧应急技术体系和电网数字孪生信息模型，实现人员无感、高精度、实时定位和行为预测，设备故障低成本、可视化、量化风险预警，支撑电网灾情全面感知、精准预测、智能决策和主动应对。

9. 构建体系完整、高性能、低成本的CCUS集群运行系统

加速推动CCUS商业化步伐，制定科学合理的CCUS项目建设、运营、监管、终止标准体系，研制能力更强、性能更优、安全性更高、成本更低的CCUS集群运行系统（包括CCUS在各环节之间的CO₂流量动态平衡和匹配、CO₂供需协调与兼容、CCUS集群的耦合优化设计方法与安全性监测预警系统等技术问题），构建体系完整、分布合理、性能卓越、成本适宜的CCUS集群运行系统，有序开展大规模CCUS示范与产业化集群建设，大幅提升我国CO₂减排能力。

（三） 重大工程

1. 建筑节能改造工程

推进新建筑节能及既有建筑的节能改造，构建政府办公建筑和大型公共建筑的节能监管体系，促进节能减排，大幅提升我国建筑能源利用效率，实现建筑耗材、建筑建造及建筑用能的全生命周期降碳减排。

2030年，完成建筑节能总体策略、技术框架搭建，加强既有建筑节能绿色改造，完成既有建筑节能改造面积3.5×10⁸ m²以上，建设超低能耗、近零能耗建筑面积5×10⁷ m²以上；地级以上重点城市全部完成改造任务，改造后实现整体能效提升20%以上。

2040年，完成现有建筑的节能改造，建立可规模化推广的装配式建筑技术体系，开发能源储存和共享系统，促进建筑节能智能化发展。完善金融财政支持政策，推广绿色建筑和绿色建材应用，促进绿色低碳城区建设。

2. 余热回收利用工程

优化热交换、热工交换以及热泵回收机制，研发和应用新型余热回收利用技术，提高能源利用效率和环境保护水平；采用先进的智能化技术，实现余热回收利用工程的自动化控制和运营管理，提高能源利用效率和经济效益；将余热回收利用工程与其他能源利用技术相结合，如光伏发电、风力发电等，实现综合利用，提高能源利用效率和可持续发展水平；形成余热互补利用的广谱化设计准则，实现余热品位提升和容量扩大。

2030年，优化完善热交换等余热回收技术机制，初步建立可靠、高效的工业余热回收系统；突破余热利用首选设备关键技术与零部件研发，提高热泵机组回收余热效率，建立空气源、水源、地源、光源等多元化热泵系统模式，完善工业级余热高效回收系统。

2040年，开展工质、新型循环、高密度热质传递等关键技术研究，完善分散式低品位余热利用的高效吸附／吸收式制冷／热泵机组及余热储运机制，实现工业余热的综合梯级利用。

3. 规模化新能源并网消纳工程

突破主动支撑型新能源控制、多能源跨区互补时空互济和宽频振荡机理等基础理论与关键技术，建设规模化主动支撑型风光新能源基地，支撑深远海风电与戈壁荒漠光伏等远距离、大容量输送的千兆瓦级主动支撑型柔性交直流输电工程的推广应用，多元负荷与电网的深度互动平台覆盖的广义柔性负荷规模突破最大用电负荷的20%，核心技术装备自主可控的新型储能形成规模化应用与分布式广域分布，基于数字孪生体的新型电力系统向智慧型转变，实现运行状态监测、故障预测定位、源荷协调控制等服务自治。

2030年，突破主动支撑型新能源控制、多能源跨区互补时空互济和宽频振荡机理等基础理论和关键技术；建成柔性负荷占最大用电负荷8%的多元负荷与电网的深度互动平台，满足电动汽车等负载常态化参与电网灵活调控的需求；电化学、压缩空气、飞轮、氢储能等新型储能产业从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3×10⁷ kW以上。

2040年，开展主动支撑型风光新能源基地规模化建设，以新能源为主体的“风光水火”多能源发电并网运行；千兆瓦级主动支撑型柔性交直流输电工程推广应用，支撑深远海风电与戈壁荒漠光伏等远距离大容量输送；多元负荷与电网的深度互动平台覆盖的广义柔性负荷规模突破最大用电负荷的20%，各类柔性负荷广泛深入参与电网调控；新型储能核心技术装备自主可控，国产率将达到85%以上，实现规模化应用与分布式广域分布。

4. 高碳排放产业与CCUS耦合发展重大工程

突破CO₂高性能捕集材料、CO₂高安全性地质封存、CO₂高经济性资源化利用等基础理论和关键技术，建成覆盖多个高碳排放行业、多种资源化利用和封存方式的CCUS工程，建立完善的CCUS技术、标准体系及商业模式，实现高碳排放产业与CCUS的耦合发展，大幅降低碳排放量，促进高碳排放产业绿色低碳转型。

2030年，完成全国源汇匹配优化研究，推动成熟CCUS技术在全国电力、石化、钢铁、水泥等高碳排放行业的规模示范工程应用。鼓励各行业开展CO₂耦合发展研发及应用，积极探索CO₂资源化利用的产业化发展路径，建成多个百万吨级CCUS工程及1~2个千万吨级CCUS示范产业集群。

2040年，将CCUS与电力、石化、钢铁、水泥等各高碳排放行业进行耦合，充分利用相关基础设施共享机制，建设CO₂运输与封存枢纽工程，形成多个成熟的CCUS产业集群。

（四） 重大科技项目

1. 重点行业节能建设

重点行业应加快设备和工艺流程的节能降碳升级、加强余热回收水平、优化系统流程以及燃料替代等，提高行业节能水平。钢铁行业应推广焦炉单孔炭化室压力调节和自动加热控制技术。加强余能利用，推广高效副产煤气利用和余热发电技术，提升电炉炼钢比重，发展氢基直接还原等低碳冶炼新模式。水泥行业应推进系统改造，提升预热器、窑炉燃烧器、冷却机等设备的能效，推广低钙水泥、低熟料系数水泥和非碳酸盐原料替代技术。炼油行业应优化炼油工艺，提升蒸汽系统效率，改进用氢管理，提升油品收率；合成氨行业应推广大型先进装置和高效设备，优化能源转换和重点工序节能改造，推进新型高效催化剂应用。提升中低品位余热利用效率，推动资源高效循环利用，回收富甲烷气生产清洁能源产品。

2. 新型电力系统重大科技项目

攻关新能源建模仿真技术、并网风险防控技术、多时空尺度高精度出力预测技术等；研发新一代调度自动化技术、大容量特高压柔性直流技术、“源储荷”协调优化控制技术，高压大容量柔性交流输电系统装备、大容量柔性直流用绝缘栅双极型晶体管器件、碳化硅绝缘栅双极型晶体管器件、高压大容量高频变压器技术；形成适应分布式新能源规模化接入的配电网协调规划、用电信息智能化采集技术，综合能源系统能效计量、分析与诊断技术，交直流配电网技术、节能潜力挖掘技术；研究能量型／容量型、功率型／备用型储能技术装备及系统集成技术，储能电池共性关键技术；研究高可靠信息传输技术，海量数据智能处理技术，全域、全时段的数据感知技术，数字孪生体混合建模技术，数字孪生体实时孪生互动技术等。

3. 大规模CCUS集群建设重大科技项目

研究高效且低能耗的低浓度、多气源、多应用场景CO₂捕集技术，包括低能耗、低成本、低损耗的化学吸收剂及高效捕集工艺，低分压烟气膜法脱碳技术，高效固体吸附新材料，高效空气捕集技术等；研究多源、多相态CO₂管网建设及输送安全控制技术，延长管道寿命实现全生命周期安全运维；研究大规模CO₂驱油／驱气与封存协同一体化技术，采出气回收及利用技术，大幅度提高采收率与封存率；研究大规模长周期安全性及成本最优的CO₂强化咸水层封存技术，攻关安全与环境高效监测体系、风险评价与防控技术、大规模CO₂泄漏应急处置技术；研究高附加值的CO₂化工利用技术，形成高效的催化剂体系；研究高效生物菌种及生物反应器，提高生物转化利用效率；攻关工业固废矿化CO₂多联产技术，实现CO₂的大幅度减排以及固废的资源化利用。

（一） 强化节能优先战略实施和管理

毫不动摇坚持节能优先战略，加快推动产业结构调整，做优做强高端制造业；加快健全合同能源管理体制机制，进一步提高各行业能源利用效率，在电力、化工等高耗能行业组织一批合同能源管理项目；将绿色、低碳、循环发展经济评价指标引入合同能源管理体制，激励能源、资源利用效率同步提升；建立节能减排部际协调机制，强化国家相关部门之间的协调联动，推动技术与政策高效、及时落地。

制定先进节能技术名录，推动煤电、冶金、化工、交通、建筑节能技术替代。完善节能工程跨领域共性技术管理机制，设立专家组来负责项目技术决策和推广，加快一批共性技术的研发速度、提高研发效率，加快节能领域科技与技术标准制定，解决领域技术发展瓶颈，推动重大科技任务实施。

（二） 加强科研仪器设备研发和科研平台建设

瞄准世界前沿能源技术创新方向，加强先进科研仪器引进和研发，提高科研仪器设备的自主研发能力，促进基础研究取得突破；针对风电、光伏、核能、地热、生物质能等领域，研制一批具有自主知识产权的前沿科研仪器设备；深入强化科研平台建设，建立健全以国家重点实验室、国家技术创新中心、国家工程研究中心、国家能源研发创新平台以及地方和企业的相关创新平台为骨干、梯次衔接的创新体系。积极优化配置高等院校、企业科技相关人力资源，培养造就一批瞄准国际科学前沿的能源科技创新领军人才与创新群体。

（三） 充分发挥企业的创新主体作用

充分发挥中央企业等优势企业的资金优势和引领作用，加强研发投入、基础研发投入在企业考核中的占比；优化科研资金配置模式，出台相关政策和制度；增强科技创新能力，鼓励自主研发，对取得的重大技术突破和承担的国家重大攻关任务，在考核中给予单项加分支持；加强国家重点研发计划等国家级攻关任务对相关企业的定向支持。

（四） 加强CCUS技术的财税支持

完善CCUS政策支持与标准规范体系，将CCUS纳入产业和技术发展目录，打通金融融资渠道，对CCUS项目进行优先授信和优惠贷款；推动制定符合我国国情的CCUS税收优惠和补贴激励政策，形成投融资增加和成本降低的良性循环；完善优化法律法规体系，制定科学合理的建设、运营、监管、终止标准体系。