二 中国能源展望：2015—2016年度、2020年和2030年

（一）能源需求的低速态势可能延伸至2017年，在2020年形成高峰平台

2015年中国能源需求总量为43亿吨标准煤，仅比2014年增长1%; 2015年的发用电量为5.63万亿度，同比仅增长0.52%。主要因素是：（1）近两年经济下行，总体需求下降；（2）产业过剩，能源消费大幅回落。这一局面依然持续，尤其是2015年年底中央推出的“三去、一补、一降”政策，将加大产能缩减和需求收缩。但是，根据本部报告能源展望数据库的推演，即使在这样的现行政策下，在GDP增长速度7%的水平下，2016年和2018年的能源需求增速有可能逐步回升到3%左右，2020—2025年能源需求年均增速回落到1.9%, 2025—2030年年均增速1.2%。2016—2030年的能源需求年均增长速度为1.95%, 2020年能源需求总量将接近50亿吨标准煤，2030年的能源需求总量可达到58亿吨标准煤左右。可见虽然增速减缓，但是需求总量持续爬升。问题在于能效提升、结构调整的实际效果。如果节能和减排措施不到位，在2030年前中国能源需求难以达到峰值或高峰平台。

但是，在生态能源新战略情景下，2016—2020年的经济增长将相对放缓至6.5%左右，2016—2017年的能源需求增长速度将放缓至0.65%左右，之后回升到2.5%左右，考虑较高的能源效率，到2020年能源需求约为47亿吨标准煤，五年年均增速在1.50%左右。2020年后，经济增长速度有可能进一步放缓到5%或以下。这一较低的经济增速可能将能源需求增速带到1%以下。这一判断的主要依据是，经过“十三五”时期的调整与完善，将使得2020年后中国经济发展方式转向质量提升，节能产业投资规模由2015年的1300亿元扩大到3500亿元，直接节能潜力至少可达到1亿—2亿吨标准煤，这一节能潜力将在各个产业产生类似效应，从而大幅提升能源效率。在此情景下，中国的能源需求将在2020年后进入高峰平台（47亿吨标准煤），并维持至2030年。2020年、2025年和2030年能源需求总量将分别低于同期的现行政策情景的能源需求3亿吨、7.16亿吨和9.89亿吨标准煤。

根据因素分析，经济增长速度和能源效率是影响两种情景下能源需求之差的主要原因。其中，2020年经济增长放缓和能源效率提升对3亿吨标准煤的贡献率为55%和44%, 2025年两个因素对7.16亿吨标准煤的贡献程度为40%和57%，到2030年两个因素对9.89亿吨标准煤的贡献程度为41%和54%，可见能源效率在2020年滞后的贡献程度将逐步增大。这是未来经济降速转型的必然趋势（见图2-1）。

这里需要指出的是，作为发展中国家，中国的能源需求与经济增长一直保持正相关性和刚性。能源弹性系数一般保持在0.5的高位，反映了过去30多年经济增长和大规模的经济活动对能源需求增长的高依赖。随着经济发展的成熟、效率的提升，经济增长与能源需求的依赖关系逐步降低，甚至使经济增长与能源需求增长逐步脱钩，正如目前发达国家所展示的态势。

如果中国经济转型能在2020年前取得明显的效果，特别是强化能源需求管理和产业化，消除低效需求、无效需求和重复需求；同时通过技术创新、结构调整和发展方式的转变，大幅提升能源效率和节能效果，实现动态性的循环节能，那么2020年后中国能源需求增长与经济增长之间的刚性关联将逐步软化，到2030年当能源弹性系数降至0.1时，两者有可能出现脱钩。

（二）发电量趋缓，但是电气化可明显提升，使终端能源更加清洁化

发电量的态势是与经济活动和经济增长紧密关联的重要指标，也是反映中国经济社会发展和清洁化的重要方面。过去10年来电力装机容量和发电量不断增长，然而2012年后用电量增速减缓，到2014年，国内发电量相对宽裕。2015年的发电量增速由2014年的4.32%回落到0.52%，基本维持在5.63万亿千瓦时（度）的水平，是我们直面的新现实。

对于2020年和2030年的用电量，预测较多。12万亿度曾被一些机构预测为2030年的必备用电量。然而，根据本报告对现行政策情况的推演，从2016年到2030年发电量将由5.88万亿度增长到2020年的7.19万亿度，增速为5.19%, 2030年达到10.63万亿度，年均增长4.32%。而在生态能源新战略情景下，由于经济增长速度有所下调，拉低了用电量需求增长速度，2020年的发电量可能在6.7万亿度，2030年在10万亿度以下。年均增长3.58%，不仅低于现行政策情景的数值，更低于有关机构的预期水平。

相应的，在现行政策情景下，2015年人均发电量为4094度，2020年达到5129度，2030年达到7510度；而在生态能源新战略情景下，2020年达到4779度，2030年达到6601度。这一人均发电量远低于发达国家（1/2至2/3的水平）。人均发电量的规模与人口和地域发展的不平衡性相关。2030年前中国东、中和西部经济发展的不均衡性依然明显，东部地区的用电量显然高于中部和西部地区。这一不均衡性在中国依然比较突出。

突出反映经济社会发达程度，真正反映电气化水平和用能清洁化的指标是终端消费的电力占比。我们的数据库团队通过梳理能源系统、调整终端电力结构发现，虽然生态能源新战略情景下的发电量和增长速度低于现行政策情景，但是，通过加大煤炭、天然气和其他可再生能源在发电领域的应用，提升一次能源向二次能源的转化程度，可以提升终端部门的电气化率，即由2015年的26%提高到2020年的30%和2030年的41%。而通过调整结构和鼓励交通、建筑和生活中的电气化，可在发电量规模较低的生态能源新战略情景下，2019年电力在终端消费中的占比约29.52%，超过石油占比，2020年的终端电气化接近30%, 2030年约41%，实现比在现行政策情况下更高的电气化（见图2-2）。

这一发展态势来自二次能源转换率、能源替代和电气化政策在终端工业消费和生活消费部门中的推广和普及，从而使终端能源消费更加清洁、环保、减排，更有利于建设低碳、环保和可持续的发展环境。

终端消费的电气化需要依靠技术创新、“互联网+”、各种电力协同发展、大电网和分布式智能电网等基础设施配套、竞争性电力交易市场和金融服务的支持，真正将电力变成气候适应型、环境友好型的商品；智能化的电力体系不仅是一项新型的能源供应系统，而且是一项新型的能源服务，将推动能源民主化水平。

（三）煤炭清洁高效利用的中国方案

长期以来，煤炭一直是中国的主体能源，在一次能源结构中居于主导地位，也是污染和排放中最为严重的部门。今后，煤炭总量控制、煤炭占比调整和煤炭利用方式转变是煤炭产业科学发展、推动中国能源转型的关键环节。

1．控制煤炭需求总量增长，削减消费占比，做减法是总趋势

控制煤炭消费总量，首先要坚决消除散烧煤，淘汰落后锅炉，淘汰落后产能，直接减少高能耗、高排放和高污染源；其次，做好煤炭需求管理，通过结构调整和技术创新，减少煤炭需求量或消费量。近两年来，随着经济增长放缓，各工业部门对煤炭的需求量迅速下降。2014年近零增长，2015年增长转入负数，并可能继续维持到2017年。在现行政策情景下，煤炭需求将于2020年左右基本进入高峰平台，并于2025年达到峰值（约30亿吨标准煤）；而在生态能源新战略情景下，煤炭需求于2019年便将达到峰值（约27亿吨标准煤），之后明显下降，无高峰平台。

在现行政策情景之下，煤炭在能源消费中的占比逐年下降，2020年低于60%, 2030年接近52%。而在生态能源新战略情景下，2020年占比约58%, 2030年占比降至43%，到2050年有可能进一步下降到30%。这是对一次能源结构的重大调整。

我们认为，只有降低煤炭在一次能源需求中的占比才能为提升清洁能源占比提供空间，从而优化能源结构。但是，两者之间的“一减一增”虽然是消长关系，但不是“对立关系”，煤炭消费与非化石能源消费之间的消长是一个协同的过程。燃煤发电是新能源发电的最后依托。

终端消费结构的调整，主要是大力增加电力和天然气的消费，减少石油消费占比，大幅度挤出煤炭消费。在生态能源新战略情景下，2020年可将煤炭在终端消费中的占比由目前的30%降至20%以下，到2030年降到2%以下。

2．转变煤炭利用方式是关键

煤炭消费和占比的减少除了减少散烧煤、低效煤和劣质煤炭外，必须通过产业结构调整和自身利用方式的转变来调整，最终向清洁高效开发与利用的方向发展。从目前看，钢铁、水泥、平板玻璃和电解铝等行业将进入行业产能调整和结构调整的过程。今后煤炭利用走向清洁高效利用的主要途径是将更多的煤炭用于高效发电。目前全国用于发电的煤炭占比为50%左右（按照标准煤计算为40%），今后必须不断提升这一占比。这样既可以增加稳定的发电量，又可以在高效发电技术下控制燃煤发电中的各种污染物排放，也为煤炭企业提供出路。

随着可再生能源发电规模的不断扩大，煤电占比下降，发电小时也将减少。但是，到2030年，煤电是否失去基荷作用，有待观察。

煤基化工也是一种清洁高效利用的方式和选择。但是，中国的煤炭资源主要分布在东北、华北和西北地区，水资源十分缺乏。因此，中国的煤化工（包括传统煤化工和现代煤化工）发展受制于环境、水资源和生态条件。那种以规模化煤制油和煤制气的开发利用方式来替代石油和天然气的发展战略有违生态和资源规律。根据目前国内煤化工专家的研究，在正常情况下，煤化工只是对煤炭清洁高效转化的一种选择，各类煤化工的延伸产品可以对现代产业发展起到补充作用，但是难以起到替代作用。

3．不断提高煤炭利用效率

通过逐步减少终端用煤占比，不断提高发电用煤占比（即电煤占比），加上适度发展特色煤化工，可以明显提高煤炭的综合利用效率。尤其在生态能源新战略情景下，电煤占比上升速度快于现行政策情景，终端用煤占比下降速度又快于现行政策情景。这一趋势正是煤炭清洁高效利用的优化组合。这一组合看似没有改变煤炭的碳排放成分，但是却为我们降低煤炭消费、节约煤炭消费和降低煤炭污染物减排提供了广阔空间和渠道。

4．大力推进煤炭产业超低排放和节能措施

以国内大机组高效燃煤发电为例，目前的超低排放是一个重大成果。主要通过流程改造和系列技术应用，大幅降低烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量，体现了既有技术的组合创新效果。同时，大机组的供电煤耗不断降低，具有更为重要的意义。因为通过提高发电效率，不断降低度电煤耗，大幅节约燃煤电厂的煤炭消费量，为降低污染物排放提供了前提条件。目前，燃煤电厂的减排多数未涉及碳减排，因为碳减排的成本和能耗压力巨大，碳捕捉也具有一定的难度。但是，根据国内专家研究，节能降耗是减排和碳捕捉与储存（CCS）或碳捕捉、储存与利用（CCUS）的前提条件（见第四章专题一）。国家应鼓励大机组高效燃煤电厂积极探索清洁高效利用的最佳实践，推动更加高效的节能减排解决方案的推广和应用。

（四）石油、天然气产业面临重构态势

1．石油需求展望

现阶段，中国的国内石油产量基本维持在2.1亿吨的水平，从目前到2030年，新的石油产量增长潜力在于现有油田提高采收率（EOR）措施、深盆油气开发、深海石油开发和非常规石油开发。今后五年，如果石油价格在60美元/桶以下，增产能力可能不超过5000万吨。

而石油需求将随经济增长而增长，也随结构调整、能源效率提升、节能、燃油替代、化工替代而变化。在现行政策情景下，如果2020年前布伦特原油价格维持在65美元/桶上下，中国石油需求将从2015年的5.40亿吨增加到6.25亿吨上下，五年年均增长3%。2030年继续增长到6.75亿吨。石油的对外依存度将从2015年的60%稳步上升至2020年65%，并回落至2030年的63%。这一分析不仅考虑到了工业和城镇化带来的石油需求增长，也考虑到了未来5年和15年内，中国电动汽车、LNG交通工具和其他燃油替代、化工原料替代的发展。尤其是电动汽车在电池技术上取得突破，续航能力达到300公里、800公里乃至1000公里以上，加上各种鼓励政策推动充电基础设施的建设布局，将打开国内电动汽车的需求，加大对燃油的替代。考虑到电气化高速机车的发展，电动汽车、LNG汽车和生物燃料的发展，到2030年燃油替代能力可达到8000万吨。

在生态能源新战略情景下，除了燃油替代和原料替代外，按照2015年9月中美达成的气候变化协议，2020年后中国公共交通在城市机动车中占比将达到30%，城际高铁和新能源汽车大幅发展，汽车燃油效率得到大幅提升，并在气候变化的压力下，出台更有力的政策，推升燃油效率，挖掘节能潜力。这些推动力的形成需要依靠2015年下半年出台的系列环保政策、电动汽车政策、天然气政策和基础设施配套，交通运输系统的改进和联合国COP21气候变化协议的贯彻落实。到2020年和2030年，石油需求有可能增长到5.9亿吨和6.1亿吨。2020年石油对外依存度可维持在64%, 2030年可进一步降至59%。根据这一发展趋势，预计到2030年仅电动汽车、天然气汽车和生物燃料的石油替代规模在1亿吨以上，2050年可能达到2.4亿吨左右。

2．天然气供需展望

在生态能源新战略情景下，中国的天然气发展主要依托国内的天然气供应，根据国内市场发育情况，把控国内天然气资源开发和市场开发节奏。过高的进口依赖或过高的进口成本都不是一件有利和可持续的事。要慎重对待天然气进口的速度和结构。

然而由于天然气政策不力、投资动力不足，2015年中国的天然气消费增速下滑到3.6%。今后五年，如果天然气政策调整到位，天然气需求有可能恢复到7%—11%的增长速度。在生态能源新战略情景下，预计2020年的天然气需求在3076亿立方米左右；进口天然气规模受到一定的抑制，除非天然气利用瓶颈得到解决。我们期待，2020年前后中国基本完成天然气价格市场化，找到适合本国国情的最佳消费方式；2030年的天然气需求规模可达到5050亿立方米。

然而，油气产业历来是全球化的产业。2014年下半年国际油价大幅下滑，不仅反映了目前国际石油供大于求的基本面，而且体现了常规石油供应与非常规石油供应间的博弈，既有石油贸易格局与新兴石油格局间的调整，又有产油大国（沙特阿拉伯）与新产油大国（美国）之间在石油市场上的较量。

更深刻的忧虑是，未来石油需求的低速增长，低油价下的低成本压力和全球气候变化协议下的低排放趋势，油气产业与其他替代能源形成竞争态势，对油气产业的巨大挑战。中国油气产业能否适应上述的“三低”态势和新的竞争环境，实现有效的转型与发展，是一个大问号。

（五）非化石能源的发展新空间在于非水可再生能源

在未来5—10年中，中国的非化石能源占一次能源消费比例和非化石能源发电占发电量的比例将逐年稳步增加。其中，在现行政策情景下，今后五年非化石能源需求年均增长在7%左右，从2020年到2030年，发展速度降为4 %。到2030年非化石能源占比可达到20 %左右的政策目标。而在生态能源新战略情景下，今后五年非化石能源需求增速略低，但是2020—2030年的增速略高，到2030年非化石能源占比可达到25 %。换言之，中国对外承诺的非化石能源占比目标可在2025年实现。届时，非化石能源发电的装机容量占比预计为50 %左右，在发电结构中的占比为44 %，预示着2030年中国的电能结构会发生较大的变化。

2015年中国常规水电装机容量达到2.96亿千瓦，达到技术可开发容量的56%。预计到2020年水电装机容量可达到3.28亿千瓦，2030年可达到3.5亿千瓦，增长速度为1.1%，基本接近经济可开发装机容量（4.02亿千瓦）。今后除西南地区外，中国的常规水电开发速度将放缓，局部地区的水电相对宽裕，今后的重点将转入抽水蓄能和龙头水电站开发。

现代非水可再生能源的发展重点在于风能、太阳能（光伏、光热）以及生物质能、地热及海洋能等能源资源。这些可再生能源的优势除了低碳和无碳外，产业化优势比较突出。但是劣势也十分明显：一是风电和光伏都是低密度能源，而且具有间歇性和随机性，如何平稳输出电力，是对现代电网系统的新考验；二是这些可再生能源发电成本均高于煤电，发展初期十分依赖政府补贴或较高的电价；三是电源开发如何与电网系统协同成为重大挑战，一旦规划和发展失调，将会出现“弃风”“弃光”现象；四是容易与火电增长形成相互挤压。

通过数据推演，到2030年非水可再生新增装机占总新增装机容量的比例可达50%以上。问题在于，如何将这些低密度、不稳定的电能转化为较高密度、相对稳定和优质的电能，并与化石能源之间形成协同，这是一个挑战性的问题；如何运用现代技术和网络，将不同时间和地区的风、光、储、输加以组合，建立集中与分布式相结合的规模化、商业化和现代化的智能电网，是能源转型的一个大难题。

（六）中国核电蓄势待发，但需与其他清洁能源协同发展

从非化石能源占比20%的目标和碳减排的压力看，中国核电产业发展具备内在条件和动力。

首先，从2015年开始，陆续加快推动拥有自主知识产权的三代核电技术的国内示范项目的落地和建设，在福清等地建设“华龙一号”核电机组，在石岛湾建设CAP1400核电机组，继续推进高温气冷堆建设。通过这些规划，期待在2020年前后有8台机组建成，装机规模达到9.32GW（见表2-3）。此外，红沿河5号和6号机组分别于2015年3月和7月开工建设，采取具备第三代核电主要安全技术特征的ACPR1000技术路线。

这一发展情景不仅能满足目前沿海有关地区核电发展的需求，更主要的是能推动中国拥有自主知识产权的两套核电技术在国内的商业运营，及时、有力地推动核电“走出去”。

其次，从2017年起可陆续推动20台核电机组建设，在“十三五”后期，在若干内陆地区建设核电站。这一阶段的核电建设（可能涉及20多台大型机组、1200多万千瓦装机容量，包括高温气冷堆示范项目）可以充分发挥核电在内陆地区能源转型中的重要替代作用，并于2025年前建成并网，到2025年核电累计装机容量可达到9445万千瓦。

随着一批示范项目的建成和技术运行的成熟，预计华龙系列以及CAP1400的大型压水堆机型将成为第三阶段（2020—2025年）的主体，年均开工8—10台机组，其中东中部核电将占主要部分。到2030年中国核电累计装机容量接近148吉瓦或136吉瓦，届时将超过美国，成为世界第一核电大国。

从核电产业自身的发展需求看，上述核电发展态势是合理的。然而考虑到核电产业的特殊性和有关国家的经验，核电产业的发展离不开与其他清洁能源的协同发展（见第四章专题三），包括短期与天然气的协同性，长期与非水可再生能源的协同发展。为此，我们推演了高低核电两个方案（见表2-4）。基本结论是：中国核电“不可少，不可慢，且要协同发展”。

（七）能源效率是需求管理的关键

从单位能耗产值看，中国能源效率呈现持续上升的态势。在现行政策情景下，以2011年不变价格计算，吨油当量的产值在2019年后低于生态能源新战略情景下的产值（见图2-8）。到2030年，现行政策情景下的每吨油当量产值为37470元；而在生态能源新战略情景下，这一产值可达到42354元，比前者高近10%。

这一整体能源效率在不同能源部门具有不同的表现。在中国，工业部门的能源消费占能源消费70%左右；其次为民用和交通部门占20%左右；农业、商业和建筑部门占6%左右（各为2%左右）。因此，工业部门的能效提升和节能是重点。过去30年中国发电、粗钢、水泥、平板玻璃、电解铝等工业部门的增长，形成较大的能源消费。

其中，燃煤发电部门的供电煤耗是一个突出的指标。2000年国内燃煤电厂的煤耗为392克/度，2005年为370克/度，2010年为333克/度，2011年为329克/度，2012年为325克/度，2013年为321克/度。2014—2015年平均在310—320克/度。上海外高桥第三发电股份公司的2台百万千瓦机组的供电煤耗水平为270多克/度，拟建135万千瓦大机组的供电煤耗可达到251克/度。

在电力部门，输电损失率从2000年的7.7%，下降到2005年的7.21%、2010年的6.53%, 2012年又回升到6.74%, 2013年为6.68%。在钢铁部门，吨钢能耗从2000年的1475千克标准煤/吨，下降到2005年的1020千克标准煤/吨，2010年的950千克标准煤/吨，2013年的923千克标准煤/吨。电解铝部门的能耗，从2000年的15418千瓦时/吨，下降到2005年的14575千瓦时/吨、2010年的13979千瓦时/吨、2013年的13740千瓦时/吨。在水泥部门，从2000年的172千克标准煤/吨，下降到2005年的149千克标准煤/吨，2010年的134千克标准煤/吨，2013年的125千克标准煤/吨。此外，平板玻璃、炼油企业、乙烯化工和造纸等行业的平均能耗的下降态势均十分明显。但是，这些能效水平与行业的最佳实践水准之间仍然存在大小不等的差距。

值得指出的是，近几年来，节能或提高能源效率已经成为一大产业。这一产业的核心业务是合同能源管理（EPC）制度。这是中国政府推动节能减排、应对气候变化的重要措施之一。由此涌现出了一大批节能服务公司，成为节能产业的一支新生力量，投资规模节节攀升。2012年合同能源管理行业投资规模达到506亿元，2013年投资规模达到742亿元，实现节能量2560万吨标准煤，减排二氧化碳6399万吨。2014年达到960元，2015年节能服务公司达到2000多家，投资规模接近1300亿元，产值突破3000亿元，累计节能6000万吨标准煤。我们认为，到2020年，节能产业化的效益将达到1亿—2亿吨标准煤，从而大幅提升能源效率，推动中国的能源需求将在2020年后进入高峰平台（47亿吨标准煤），并维持至2030年。可见，能源效率在中国具有极大的潜力，是控制和减少能源需求的关键，也是能源转型的支点。

（八）碳排放峰值如果脱离有力措施，无法提前实现

通过数据系统的优化，在现行政策情景下，化石能源的碳排放到2025年达到峰值，随后保持高峰平台（109亿吨），并维持到2030年；而在生态能源新战略情景下，碳排放在2020年前便达到峰值（95亿吨），随后呈现快速下降态势。出现这一碳排放趋势的主要原因在于：（1）化石能源需求在2020年达到高峰平台；（2）煤炭需求在2014年达到峰值，之后进入震荡下行态势。在2020年前，煤炭的碳排放占比为75%, 2020—2025年占比为70%, 2025—2030年占比为66%。降低煤炭消费领域的碳排放是“牛鼻子”。在生态能源新战略情景下，中国化石能源碳排放峰值不仅可以提前实现，而且可以在达峰后下降。相应的，单位GDP的碳强度下降幅度可能大于预期。

但是，这一前景如果离开以下10项减排措施，是无法实现的。

一是提高煤炭洗选率。按照“十二五”规划，2015年煤炭洗选率目标为65%以上。2013年9月出台的《大气污染防治行动计划》要求到2017年原煤入选率达到70%。许多没有洗选的煤炭直接进入发电领域，虽然成本较低，但给燃煤发电带来沉重的排放压力。今后碳减排须从源头抓起，从严抓起，全面提高入选率，通过强制措施，迫使发电企业使用洗选煤，通过政策补贴，消化较高的原料成本，这将为高碳能源低碳排放带来巨大的环境效益。

二是以节能促减排。2014年9月公布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求，到2020年，全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时。在这一供电煤耗水平上，难以推广诸如CCS或CCUS等碳减排技术措施。因此，必须将目前煤电企业的供电煤耗下降到一个较低的水平，使CCS项目可行。

三是循环利用。在高耗能工业部门，特别是大型企业推动各种能源间的循环利用具有重大意义。这一循环利用也是大型循环经济企业应对产业萧条的成功经验。今后通过大力推动企业重组，走大型化道路，走园区化道路，联合循环，可带来综合节能和减排效益。

四是发展可再生能源。积极推动绿色电力调度，优先调用可再生能源发电和高能效、低碳排的化石能源发电。除了继续发展和优化风电、光伏发电外，今后需要总结新能源发展经验，有效推进光热发电、生物质发电以及地热利用。

五是协同发展核电。2030年非化石能源占比达到20%的目标需要大力发展核电作为支撑。地区能源替代也需要将核电从沿海向内陆方向扩展。核电的适度规模是协同发展的重要内容，对于碳减排具有直接的意义。

六是清洁燃料替代。在交通和建筑等能源消耗部门，大力推动无碳动力驱动和低碳绿色建筑。其中，电动汽车和燃料电池技术是实现交通领域燃料革命的重大突破。随着汽车电池续航能力突破300公里和600公里，充电桩等基础设施配套跟进，将为电动汽车的发展带来更大的市场空间，到2020年电动汽车达到500万辆具有日益明晰的政策支持。2016年制定完成下一阶段载重汽车整车燃油效率标准，2019年付诸实施；再考虑到天然气汽车和甲烷汽车的发展，预计到2020年燃油替代可达6000万吨左右。

在建筑领域，2015年9月中美气候变化协议要求，到2020年，城镇新建建筑中绿色建筑占比达到50%，将为建筑节能减排带来巨大的效应。

七是改造公共交通运输系统。交通道路的改善和电气化公共交通体系的发展无形中会对节能减排起到巨大的推动作用。2015年9月中美气候变化协议要求，到2020年大中城市公共交通占机动化出行比例达到30%。

八是综合节能和产业化节能。合同能源管理不仅已经对高耗能行业产生了较大吸引力，而且广泛推广于所有能源领域，包括分布式能源（燃气和可再生能源等）和智能电网。今后五年合同能源管理将迎来更大规模的发展。根据前瞻产业研究院预计，到2020年中国合同能源管理行业投资规模将达到1857亿元，年均增长率为14%，合同能源管理行业产值2821亿元。

九是建立用能权、碳排放权和排污权交易市场，推进市场化节能碳减排。将能源使用产权化和商品化，与碳排放权和排污权一样，投入市场交易和管理。谁都无权无限制地索取资源和消耗能源。任何过多和过度的索取必须要付出累加的代价，相反节能减排，可通过上市交易，收取合理的回报。中国将于2017年启动全国碳交易市场体系，覆盖钢铁、电力、化工、建材、造纸和有色金属等重点工业部门。可以预计，今后五年市场将看好这些市场化的碳减排措施。

十是碳回收利用。目前，比较认可的碳回收利用的做法是在油田开发中收集二氧化碳，注入油气藏，作为驱油增产的措施。美国油田开发的实践证明：注入二氧化碳具有良好应用前景，可使现有油田的采收率提高10%—15%，而新一代二氧化碳驱油技术还可以提高到30%以上。这一利用技术是今后五年应起步和落实的措施，2020年前为试验推广期，2020年后与其他领域的碳回收措施（如利用二氧化碳提高采水率示范项目等）结合，可收到规模性效果。

上述碳减排措施中的节能、发展可再生能源与核电、推动清洁燃料替代以及碳回收利用将直接扣减碳排放。如果采用2014年的消费水平和模式，2020年这四项措施的碳减排规模可达到8亿—9亿吨，2030年达到26亿吨。