具体地，在零碳电力方面，到2030年，风电和光伏占中国发电装机量的近50%，风电装机870GW，光伏854GW;到2050年风电和光伏共计近70%，其中风电装机2400GW，光伏2460GW。风电和光伏未来成本大幅下降为这种情景提供了可能性。从资源可行性看，到2050年，2460GW的光伏将仅占中国国土面积的0.8%，2400GW的风电装机量占目前陆上可用总储量的70%。

　　从经济可行性看，中国在未来30年新增光伏和风电装机所需的总投资额仅占到同期GDP的0.4%左右，即使考虑到配电网和储能的投资，也不会超过GDP的0.7%。一系列电网灵活性措施也将为这一高比例可再生能源电力系统提供电力供需平衡的技术支撑。这些灵活性的资源主要是包括抽水蓄能、电池的储能、氢能、需求响应，以及非常少部分的天然气的调峰机组。根据落基山研究所和能源转型委员会的模型研究，抽水蓄能的容量将从现在的30GW增长到2050年的140GW，电池储能将增长到510GW，用于灵活性调节的氢能达到100GW的水平。

　　在氢能方面，随着零碳电力和制氢设备成本下降带来的绿氢成本快速降低，绿氢将在交通、工业等多个领域得到大规模应用，到2050年，中国的氢气需求量将达到8100万吨。到2050年，当电解槽成本在100美元/千瓦，零碳电价30美元/兆瓦的情况下，绿氢成本将低至10~15元/公斤的水平，比煤制氢的成本还要低。此外，到2050年，氢的用途将大大扩展，这也将极大地带来规模效应。在未来，氢的应用场景包括钢铁、水泥、化工等工业过程，重型交通、轻型交通、航空航运等交通领域等等。根据不同领域氢能利用的技术成熟度、成本经济性、产业配套情况等的不同，氢能将从路面交通领域开始渗透，并逐渐发展到合成氨、直接还原铁等工业领域，以及较为后期的船舶、航空燃料应用以及电转气(Power-to-X)等领域的应用。

　　在生物质方面，2050年，中国的潜在生物质资源达到6亿吨标煤，足够满足零碳情景下4.4亿吨标煤的需求。然而，由于生物质资源区域分布不均、运输成本较高等原因，生物质资源将优先用于航空和化工原料等其他零碳解决方案有限或成本较高的领域，另有一大部分的生物质资源可能会应用于发电领域。在碳捕集方面，中国的碳捕集和封存容量大大多于10亿吨/年，且鉴于中国的规模经济和学习曲线效应带来的成本优势，碳捕集和封存也将在中国的零碳转型过程中扮演重要角色。

　　(4)中国零碳能源转型需多个领域多项技术驱动，其技术成熟度和市场期望度处于不同阶段，可有效指导政策和投资决策。

　　中国的零碳转型需要多个领域多项技术驱动，从投资的角度看，主要集中在七大领域，分别为循环经济、能效提升、零碳发电、储能、氢能、终端消费电气化和数字化。从发展阶段看，这些领域中的细分技术分布在技术萌芽期比如工业电加热、动力电池回收，期望膨胀期比如氢燃料电池、电动汽车，泡沫破例期比如铅炭电池、稳步复苏期比如锂电池和产业成熟期比如风光发电五个不同阶段。每个阶段的市场期望度存在差异，发展的主要任务以及驱动因素不同。未来，到2050年，中国要实现零碳图景，这七大领域的各项细分技术领域都能够走过产业成熟度曲线的五个阶段，达到商业可行的最终方向。这七大领域可形成潜力非常巨大的市场空间，至少在十几万亿级别，投资零碳中国的回报也将非常可观。

　　(5)严格限制新增煤电装机和大力推动绿氢发展应成为“十四五”以及随后的中短期内中国零碳转型的重要举措。

　　在“十四五”期间，中国无需新增煤电装机，即可满足2030年前电力需求增加和电力系统灵活性的要求。这是落基山研究所和能源转型委员会近期即将发布的报告结论。从全国的层面看，通过对预测的2030年全国夏季和冬季典型日的负荷曲线和各来源的发电出力的分析表明，尽管不计入水电、抽水蓄能、电化学储能、需求响应等一系列的灵活性资源，中国已有的煤电装机已完全可以满足电力系统灵活性的要求。进一步从区域和省的层面看，该研究模型对电力输入省和电力输出省的情况进行模拟，结果表明，通过技术手段和电力系统市场机制的完善来实现系统优化和灵活性资源的充分释放，也可平衡电力供需，而无需额外的煤电装机投入。其中，系统平衡的主要措施包括：适应可再生能源出力情况的灵活的省间调度、煤电灵活性改造和辅助服务市场机制的完善、水电灵活性潜力的充分发挥(仍有30%可挖掘)、工商民用电以及电动车等的需求响应、发展和采用电化学储能等其他形式灵活性手段等等。

　　从所需行动看，中国要在不新增煤电装机的情况下满足电力系统灵活性要求，需要清晰的目标设定、完善的市场机制、系统的规划部署和匹配的政策支持。具体在目标设定方面，一方面需要设立与中国2060年前实现碳中和乃至2050年实现零碳排放的整体目标相适应的分行业目标，另方面，还应分阶段设立短期、中期、长期目标，且这些目标间应具有连续性。在市场机制方面，应实行可更好反映可再生能源间歇性出力和体现价格信号的短期市场和实时市场机制，协调跨省电力调度，并通过建立开放的市场激励新商业模式的出现。在规划部署方面，所需措施包括进行全面且尽可能精确的负荷预测，放开技术资源采购限制，以及保证输配电网的升级、规划和建设应与可再生能源长期发展目标相一致等。在政策支持方面，应透明化负荷曲线、预测等数据和信息的披露，以创造开放的市场竞争环境，此外，应进一步规范行业标准，以及在电力调度中充分量化和评价系统惯量等。