李博媛，任重遠

( 中國石油集團經(jīng)濟技術(shù)研究院）

亞太地區(qū)經(jīng)濟未來仍將保持快速增長，但這一快速增長將在很大程度上依賴于化石能源尤其是煤炭的使用。與歐洲和美洲地區(qū)更多依賴石油和天然氣不同，2020年，亞太地區(qū)高達52%的能源消費和70%的碳排放均來自煤炭，而且地區(qū)碳排放水平約是歐洲和美洲地區(qū)的4～6倍。亞太地區(qū)的能源轉(zhuǎn)型之路緊迫且艱巨。由于亞太各國的經(jīng)濟規(guī)模、能源結(jié)構(gòu)和發(fā)展程度均不相同，這些國家在能源轉(zhuǎn)型目標、進程和前景方面表現(xiàn)出一定差異。亞太地區(qū)國家眾多，考慮到各國的發(fā)展水平與能源轉(zhuǎn)型的迫切程度，本文從東亞、南亞、東南亞和大洋洲篩選重點國家，主要對比分析中國、印度、澳大利亞、新西蘭和東盟國家（以印度尼西亞為主）的能源結(jié)構(gòu)體系和轉(zhuǎn)型進程，總結(jié)亞太地區(qū)能源轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略方向和發(fā)展特點。

1 亞太主要國家能源轉(zhuǎn)型現(xiàn)狀及進程

1.1 中國

作為世界第二大經(jīng)濟體，中國是全球第一大碳排放國，其能源消費仍在持續(xù)增長。中國力爭在2030年前達到碳排放峰值，2060年前實現(xiàn)碳中和，這一減排承諾展現(xiàn)了國家應(yīng)對全球氣候變暖的雄心。2021年政府工作報告中設(shè)定了年內(nèi)單位國內(nèi)生產(chǎn)總值（GDP）能耗降低3%，“十四五”期間單位GDP能耗和二氧化碳排放分別降低13.5%、18%的目標，并對能耗總量和強度“雙控”工作進行了全面部署。中國自2006年《可再生能源法》實施以來，進入了可再生能源快速發(fā)展時期，但面對能源轉(zhuǎn)型的高標準、高要求，國家在具體實施過程中仍然存在煤炭在發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比高、可再生能源是否具備長期競爭力等問題。

電力清潔化是中國能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵。中國擁有全球規(guī)模最大的電力系統(tǒng)，總裝機容量為19億千瓦，年總發(fā)電量約7萬億千瓦時[1]。長期以來，中國發(fā)電依賴煤炭。隨著電力需求和電力產(chǎn)能的快速增長，中國2000-2017年間與發(fā)電有關(guān)的二氧化碳排放量增長了2倍。受國家政策推動、市場偏好和技術(shù)突破的影響，風能和太陽能發(fā)電得到快速提升，2020年煤炭在國家發(fā)電中的占比已由2000年75%的水平削弱至60%左右[2]。盡管如此，煤炭在中國發(fā)電結(jié)構(gòu)中仍處于主體地位（見圖1）。因此，進一步降低煤炭在發(fā)電結(jié)構(gòu)中的占比是中國能源清潔化進程中的首要任務(wù)。

圖1 2000-2018年中國各類能源發(fā)電量

維持可再生能源成本的長期競爭力，提高行業(yè)資金支持是清潔能源發(fā)展的根本保障。一方面，可再生能源保持規(guī)模快速發(fā)展受到高效電池儲能成本、電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施及土地征用成本等因素影響。2020年，中國風電和太陽能市場出現(xiàn)飛躍式增長，占全球可再生能源發(fā)電量增量首次超過50%，主要源于得到近年較低投資成本和持續(xù)政府補貼政策的支持。雖然過去10年可再生能源發(fā)電成本降幅巨大，新建風電和光伏項目成本低于許多現(xiàn)有燃煤電廠，但可再生能源長距離電力傳輸增加額外成本，加之對電網(wǎng)的間歇性干擾，目前可再生能源的總成本仍然處于高位。國際能源署（IEA）預(yù)計，2021年中國逐步取消政策性補貼后，風能和太陽能發(fā)電量增長或?qū)⒎啪廩3]。另一方面，綠色低碳轉(zhuǎn)型的實施仍需大幅提高資金支持。近年來，中國不斷增加可再生能源項目投資，已連續(xù)5年超過1000億美元。但據(jù)投資銀行中國國際金融股份有限公司（中金公司，CICC）研究測算，到2060年實現(xiàn)碳中和目標，中國所需低碳投資規(guī)模高達9.2萬億美元。目前，中國仍存在傳統(tǒng)金融機構(gòu)對可再生能源項目收益和風險認識不足、雙方存在較大信息不對稱的現(xiàn)象，導(dǎo)致可再生能源項目融資成本居高不下，民營企業(yè)更是面臨融資難的困境。

1.2 印度

2021年11月1日，印度總理莫迪在《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會上提出5方面應(yīng)對氣候變化的承諾，分別為：2070年實現(xiàn)凈零碳排放目標；到2030年，碳排放總量將從預(yù)期基礎(chǔ)上減少10億噸，50%的電力來自可再生能源，排放強度較2005年降低45%；非化石能源發(fā)電能力由2015年設(shè)定的450吉瓦提高至500吉瓦。作為全球第三大碳排放國家，印度要實現(xiàn)其所設(shè)定的這些碳減排目標并非易事，首先要解決的是國家電力短缺和長期依賴煤炭發(fā)電等難題[4]；其次，該國光伏發(fā)電能否保持長期低成本快速發(fā)展態(tài)勢并且替代煤電，目前仍不明朗。

印度長期依賴煤炭發(fā)電。印度能源結(jié)構(gòu)以煤炭為主，50%以上的能源產(chǎn)能和70%的電力均來自煤炭[5]。近年，印度國內(nèi)煤電廠出現(xiàn)大規(guī)模用煤緊張現(xiàn)象，隨時可能出現(xiàn)停產(chǎn)風險，國家電力短缺、電價飆升等問題凸顯。印度電力部門表示，截至2021年10月，全國煤炭庫存僅夠135座煤炭火力發(fā)電廠使用4天，遠低于印度政府預(yù)期的至少2周的庫存[6]。印度政府表示，由于國內(nèi)仍在計劃新建煤電廠，未來相當長一段時間印度對煤炭發(fā)電的需求還會增加。

新能源發(fā)展前景短期內(nèi)尚難預(yù)料，光伏發(fā)電將助推新能源長期增長。印度計劃通過大幅提高可再生能源產(chǎn)能來應(yīng)對氣候變化，尤其是鼓勵以太陽能發(fā)電為代表的可再生能源發(fā)展。一方面，2020年印度財政部為可再生能源部門撥款30億美元（比上年增加8.1億美元），其中對太陽能發(fā)電項目的開發(fā)建設(shè)項目撥款額最高，約3.5億美元。另一方面，印度太陽能電池板及組件依賴進口，2018-2020年該國已將相關(guān)設(shè)備的保護性關(guān)稅由25%兩次下調(diào)至15%。然而，印度政府給予的資金支持和下調(diào)關(guān)稅等優(yōu)惠政策并未有效推動可再生能源產(chǎn)業(yè)的持續(xù)快速發(fā)展。據(jù)bp公司公布的數(shù)據(jù)，2009-2019年，印度可再生能源發(fā)電量年均增長率為17.4%，但2020年的增速下降至8.3%[7]。印度信用評級機構(gòu)（ICRA）、惠譽全球解決方案宏觀研究（Fitch Solutions Macro Research）等多家分析機構(gòu)認為，受新能源項目招標規(guī)模下滑、并網(wǎng)困難、項目用地獲批難等因素影響，印度投資市場對可再生能源產(chǎn)業(yè)的熱情大幅降低，新能源開發(fā)企業(yè)的積極性遭受打擊，對相關(guān)產(chǎn)業(yè)和企業(yè)產(chǎn)生消極影響。伍德麥肯茲公司指出，由于近年印度可再生能源新增裝機規(guī)模增速放緩，印度可能無法實現(xiàn)政府制定的“2022年可再生能源累計裝機規(guī)模達到225吉瓦”的目標[8]。同時，伍德麥肯茲表示，雖然印度可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景不夠明朗，但這一不確定性是暫時的。印度具有太陽能資源充足、市場規(guī)模龐大等競爭優(yōu)勢，使印度太陽能發(fā)電成本僅為亞太地區(qū)許多國家太陽能發(fā)電成本的一半。長期來看，隨著可再生能源生產(chǎn)成本不斷下降，以及印度招標制度的逐漸完善，印度可再生能源產(chǎn)業(yè)將呈現(xiàn)積極發(fā)展態(tài)勢。該機構(gòu)的數(shù)據(jù)顯示，印度已成為亞太地區(qū)可再生能源發(fā)電成本最低的國家[9]，2019年該國太陽能光伏平準化發(fā)電成本（LCOE）已降至38美元/兆瓦時，較燃煤發(fā)電成本低14%。據(jù)悉，在碳排放權(quán)交易價格（碳價）為0美元/噸或30美元/噸的情況下，印度可再生能源的平準化發(fā)電成本都具備競爭力（見圖2），這為該國向清潔能源轉(zhuǎn)型提供了有力支持。普氏能源（Platts）預(yù)計，2030年印度可再生能源產(chǎn)能增量將超過煤炭產(chǎn)能增量的2倍。

圖2 印度各類能源發(fā)電成本對比

1.3 澳大利亞和新西蘭

2021年10月26日，澳大利亞總理斯科特·莫里森在《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會召開前，承諾到2050年實現(xiàn)凈零碳排放目標，并將此前設(shè)立的2030年碳減排目標更新至30%～35%。2015年，澳政府曾在巴黎氣候變化大會舉行前承諾，到2030年將該國凈碳排放量在2005年的水平上降低26%～28%。然而，國際社會普遍認為，相對于歐盟國家、英國等發(fā)達國家，澳大利亞的減排承諾明顯不足。

一是減排態(tài)度消極。澳大利亞作為世界上第二大煤炭出口國和最大的液化天然氣（LNG）出口國之一，擁有豐富的化石能源資源，燃煤電站是其主要的電力來源（見圖3）?，F(xiàn)任總理莫里森領(lǐng)導(dǎo)的自由黨及其國家黨盟友一直擔心，設(shè)立較高的氣候目標將對本國煤炭、天然氣等傳統(tǒng)能源產(chǎn)業(yè)造成負面影響，因此遲遲不愿改進2030年的減排目標或設(shè)立凈零碳排放目標，導(dǎo)致澳方在發(fā)布氣候承諾方面表現(xiàn)遲緩。兩次提出碳減排目標都是在國際氣候大會召開前夕，并保持國內(nèi)煤炭和天然氣正常生產(chǎn)[10]。這些情況引發(fā)國際社會的質(zhì)疑與批評。

圖3 2000-2018年澳大利亞各類能源發(fā)電量

二是減排目標明顯落后。據(jù)悉，2005年是澳大利亞碳排放量的歷史高點，該國2030年的減排目標將2005年作為基準年，夸大了其減排幅度。澳大利亞獨立智庫氣候研究所表示，全球149個國家和地區(qū)通過的《京都議定書》中將1990年定為減排基準年，若以這一年的碳排放水平為基準，澳政府設(shè)立的2030年目標相當于僅減排20%，而歐盟的減排目標是40%。

三是欠缺具體規(guī)劃和路徑，減排效果不佳。雖然澳政府公布了氣候目標承諾，但澳政府僅表示將投資低碳技術(shù)，拒絕公布支持該目標實現(xiàn)的預(yù)測模型以及細節(jié)。對此，澳大利亞其他黨派紛紛指責莫里森政府，綠黨和工黨均形容這一目標承諾只是為了迎合氣候變化大會的一場“騙局”，認為該目標最終不可能實現(xiàn)[10]。在具體實施方面，近年澳大利亞可再生能源尤其是太陽能和風電項目裝機容量增速較快。2020年，澳新增可再生能源裝機容量達7吉瓦，超出澳清潔能源監(jiān)管結(jié)構(gòu)此前6.3吉瓦的預(yù)期，太陽能裝機容量比上年增長40%[11]。但澳大利亞電網(wǎng)升級改造速度相對滯后，引發(fā)諸如并網(wǎng)申請期大幅度延期、并網(wǎng)技術(shù)要求提高等與并網(wǎng)相關(guān)的開發(fā)風險。2016年至今，以可再生能源發(fā)電為主的多個地區(qū)出現(xiàn)大規(guī)模停電等一系列突發(fā)事件[12]，不僅降低了可再生能源領(lǐng)域投資者的信心，也制約該國可再生能源項目的大規(guī)模高速發(fā)展。根據(jù)2020年底澳大利亞的碳排放數(shù)據(jù)，預(yù)計到2030年，該國碳排放量將僅比2005年的水平降低16%，遠低于其此次更新的30%～35%的目標。

與澳大利亞在能源轉(zhuǎn)型的表現(xiàn)截然不同，新西蘭長期關(guān)注氣候問題并積極采取措施應(yīng)對氣候變化。新西蘭能源結(jié)構(gòu)中，可再生能源在發(fā)電中的占比高，2020年高達81%。2020年9月，新西蘭承諾到2030年實現(xiàn)100%可再生能源發(fā)電。目前，新西蘭政府正致力于減少煤炭使用，全面轉(zhuǎn)向綠色發(fā)電。據(jù)新西蘭商業(yè)創(chuàng)新與就業(yè)部（MBIE）發(fā)布的《2021年新西蘭能源報告》，2020年該國煤炭產(chǎn)量為280萬噸，比上年下降7.1%，煤炭消費僅占新西蘭能源消費總量的7%左右。至今新西蘭僅剩一家大型燃煤發(fā)電站——亨特利發(fā)電站（Huntly），并已于2015年加入退役計劃。新西蘭環(huán)境部遞交關(guān)于在生產(chǎn)用熱領(lǐng)域逐步淘汰化石燃料的提案（Phasing Out Fossil Fuels in Process Heat）指出，自2021年12月31日起，禁止在制造和生產(chǎn)活動中使用新的中低溫燃煤鍋爐，并提議到2037年逐步淘汰現(xiàn)有燃煤鍋爐?？傮w看，2015年后新西蘭地熱發(fā)電量已超過天然氣發(fā)電量，風力發(fā)電量已超過燃煤發(fā)電量[13]。隨著更多風電和地熱發(fā)電廠的投產(chǎn)和建設(shè)，可再生能源的發(fā)電量有望進一步增加。

1.4 東盟國家

東盟地區(qū)高碳能源占比較高，清潔能源開發(fā)進展緩慢。一方面，東盟是全球煤炭在能源結(jié)構(gòu)中唯一保持比例增長的地區(qū)，對煤炭、石油等高碳化石能源的依賴一直有增無減[14]。2017年，東南亞區(qū)域化石能源在一次能源供應(yīng)總量中的占比為78%，清潔能源占比僅為12%。據(jù)國際能源署預(yù)測，若該區(qū)不采取變革性舉措，到2040年，東盟化石能源占一次能源總需求的比例必然不降反升。例如，印度尼西亞作為世界第四大煤炭生產(chǎn)國和主要出口國，能夠以較低的成本獲得充足的優(yōu)質(zhì)煤炭，預(yù)計到2028年燃煤發(fā)電在該國電力結(jié)構(gòu)的占比仍將保持在50%以上。另一方面，東盟可再生能源開發(fā)潛力巨大，區(qū)內(nèi)風能和光伏的理論蘊藏量分別為20萬億千萬時/年和7614萬億千瓦時/年，地熱資源的已探明發(fā)電潛力為2890萬千瓦，印度尼西亞不僅地熱、水能和生物質(zhì)能資源量均位列東盟第一，其地熱能源儲量在全球也排位第一。但由于電網(wǎng)建設(shè)落后、開發(fā)成本較高等原因，東盟可再生能源開發(fā)規(guī)模遠未達到預(yù)期，許多大型清潔電力項目、技術(shù)方案長期停留在規(guī)劃層面，很多已開發(fā)的項目也因落后的電網(wǎng)設(shè)施無法實現(xiàn)有效配置。

2 亞太地區(qū)能源轉(zhuǎn)型前景分析

2.1 《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會加速亞太地區(qū)能源轉(zhuǎn)型進程

目前，許多亞太國家已宣布碳中和目標（見圖4）。從目標實現(xiàn)時間區(qū)分，這些國家可分為三類。第一類：將較快實現(xiàn)碳中和目標的國家包括澳大利亞、日本、韓國、馬來西亞、新西蘭、巴基斯坦、越南和斯里蘭卡等，均承諾到2050年實現(xiàn)碳中和目標；第二類：實現(xiàn)目標速度中等的國家有中國和印度尼西亞，均承諾將在2030年左右達到碳排放峰值，2060年左右力爭實現(xiàn)碳中和目標；第三類：實現(xiàn)目標速度相對較慢且低于全球大多數(shù)國家水平的國家，例如泰國和印度，分別承諾到2065年和2070年實現(xiàn)凈零碳排放。其他國家如緬甸、菲律賓、新加坡、孟加拉和柬埔寨等，目前仍未設(shè)立碳中和目標。

圖4 亞太地區(qū)主要國家和地區(qū)碳中和承諾時間線

根據(jù)2021年11月《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會達成的《格拉斯哥氣候公約》，參會的200個國家將在2022年底前再次評估各自的2030年減排目標，并予以加強；同時要求還未更新或提交國家減排目標的國家，在2022年完成更新和提交目標[15]。未來亞太地區(qū)國家將制定更加嚴格的碳減排政策，加快向低碳清潔能源轉(zhuǎn)型進程。

2.2 實施碳排放權(quán)交易定價政策和發(fā)展可再生能源是亞太地區(qū)關(guān)鍵的脫碳戰(zhàn)略

目前，亞太地區(qū)在制定和執(zhí)行碳排放政策方面仍然較為落后。一方面，大多數(shù)國家剛開始探索碳排放權(quán)交易定價政策，尚未建立碳排放交易體系。其中，印度尼西亞正在確定最終碳排放權(quán)交易定價框架立法體系；越南已通過法律授權(quán)啟動國內(nèi)碳排放權(quán)交易系統(tǒng)和信用機制設(shè)計，計劃2025年開始碳排放權(quán)交易試點，2027年前建成全面運行的碳排放權(quán)交易系統(tǒng)；日本已于近期開始制定碳排放權(quán)交易定價方案；泰國正在先前工業(yè)部門碳排放權(quán)交易試點的基礎(chǔ)上搭建未來的碳排放權(quán)交易系統(tǒng)；菲律賓正在考慮制定碳排放權(quán)交易的立法授權(quán)。已建立碳排放交易體系的國家，其碳排放交易定價政策的行業(yè)覆蓋范圍有限，且碳排放價格普遍較低，短期內(nèi)對多數(shù)行業(yè)脫碳的影響有限。2021年7月16日，中國啟動了目前世界規(guī)模最大的碳排放交易體系，初期只覆蓋火力發(fā)電行業(yè)，且采用基于強度的排放限額，這意味著對排放量沒有硬性限制。另外，初期碳排放配額發(fā)放機制也較為寬松。

發(fā)展可再生能源仍將是大多數(shù)亞洲國家為實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型所采用的主要戰(zhàn)略。近年多國政府已制定了可再生能源行業(yè)發(fā)展目標（見表1），將制定更多支持性政策以實現(xiàn)其目標。

表1 亞太地區(qū)主要國家可再生能源發(fā)展目標

2.3 亞太地區(qū)的煤炭消費峰值

未來10年，亞太國家發(fā)電仍將高度依賴煤炭。2019年，澳大利亞、中國、印度和印度尼西亞燃煤發(fā)電量的占比分別為56%、65%、73%和63%（見圖5）。受國家能源安全和新建煤電廠狀況影響，預(yù)計未來10年亞太國家仍將高度依賴燃煤發(fā)電[15]。印度尼西亞和澳大利亞是產(chǎn)煤大國，煤炭出口量在全球分別排在第一和第二位。印度尼西亞預(yù)計到2028年燃煤發(fā)電在該國電力結(jié)構(gòu)的占比仍將保持在50%以上。2019年初以來，澳大利亞的燃煤發(fā)電廠盈利能力下降。目前，澳大利亞燃煤電廠正在加速退役進程，但最早也要到2028年才能分階段完成退役，預(yù)計到2030-2040年其燃煤發(fā)電占比才會快速下降至20%左右。中國政府表示，到2030年燃煤發(fā)電占比將從2005年的70%以上降至45%。盡管這一占比呈逐漸下降趨勢，但其煤炭產(chǎn)量和燃煤發(fā)電量仍將繼續(xù)增加。據(jù)普氏能源（Platts）分析預(yù)計，未來10年，中國將新建總量150吉瓦的燃煤發(fā)電廠，2030年后煤炭產(chǎn)量將停止增長。普氏能源認為，目前中國仍未出現(xiàn)加快煤電退役的跡象，預(yù)計大多數(shù)燃煤電廠將于2040年開始逐漸關(guān)停。印度對燃煤發(fā)電的依賴將持續(xù)到2050年，預(yù)計2030年之前將繼續(xù)新建燃煤電廠，且2030年前燃煤發(fā)電量占比仍將保持在50%以上；預(yù)計2050年燃煤發(fā)電量將達到2020年的2倍以上。

圖5 2019年亞太地區(qū)主要國家和地區(qū)各類能源發(fā)電量占比

2.4 天然氣將在亞太地區(qū)長期能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮主要作用

隨著煤炭消費面臨越來越大的壓力，未來幾十年亞太地區(qū)天然氣消費將占據(jù)重要地位（見圖6）。首先，天然氣作為化石燃料發(fā)電產(chǎn)生的碳排放量低于煤炭，這對致力于減少燃煤發(fā)電的亞太國家具有較強吸引力。其次，中東、北美和俄羅斯等天然氣主要生產(chǎn)地的天然氣產(chǎn)量將不斷增加，未來全球天然氣供應(yīng)增加將促進燃氣發(fā)電日益普及。最后，盡管當前全球油氣價格波動較大，但這并未阻止亞太國家繼續(xù)推進天然氣產(chǎn)能相關(guān)建設(shè)計劃[15]。中國已超過日本成為全球最大的LNG進口國，將引領(lǐng)亞太地區(qū)天然氣進口增長。印度、印度尼西亞、馬來西亞、中國臺灣和泰國將通過新建燃氣發(fā)電廠或煤改氣等措施提高天然氣在電力結(jié)構(gòu)中的占比。即使是天然氣發(fā)電占比保持穩(wěn)定或下降的孟加拉、泰國、巴基斯坦和菲律賓等國，也正通過進口天然氣應(yīng)對本國天然氣儲量和產(chǎn)量下降。LNG進口基礎(chǔ)設(shè)施嚴重不足的菲律賓、斯里蘭卡和越南等國，已表示出將大規(guī)模建設(shè)LNG進口設(shè)施的雄心，包括依靠外國投資等手段。越南政府表示該國最早將于2022年開始進口LNG。斯里蘭卡政府預(yù)計其首座LNG進口終端將于2023年建成投產(chǎn)，有望于同年開始進口LNG。

圖6 亞太地區(qū)天然氣發(fā)電占比

3 結(jié)論

在全球能源轉(zhuǎn)型的大趨勢下，亞太地區(qū)推動碳減排、清潔能源轉(zhuǎn)型及綠色發(fā)展已經(jīng)成為共識，亞太地區(qū)的許多國家也各自承擔起了相應(yīng)的責任，用積極的態(tài)度和切實的行動為地區(qū)經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展和應(yīng)對氣候變化作出了自身貢獻。目前亞太地區(qū)能源轉(zhuǎn)型未來的發(fā)展方向可總結(jié)為以下三點：1）針對各國經(jīng)濟規(guī)模和能源結(jié)構(gòu)特點，結(jié)合短期和中長期的碳減排目標，出臺了詳細的能源轉(zhuǎn)型規(guī)劃和實現(xiàn)路徑；2）加快煤炭減量步伐和加速煤電廠的退役進程，提高現(xiàn)有煤炭的高效利用，逐步改變以煤炭為主的能源結(jié)構(gòu)；3）依靠政府引導(dǎo)和激勵政策，著力解決清潔能源發(fā)展中存在的成本問題和技術(shù)問題，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，依托能源系統(tǒng)的綠色化，實現(xiàn)各國經(jīng)濟高效持續(xù)發(fā)展。