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题目：中国2060碳中和能源系统转型路径研究
作者：罗仕华 胡维昊 刘雯 张真源 白春光 杜月芳 黄琦 陈哲
期刊：《中国科学：技术科学》24年1期
摘要
面对全球气候持续变暖的压力，我国提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”双碳目标。然而，如何在经济增长和碳减排之间的矛盾下实现能源系统碳中和转型将是亟待规划解决的现实问题。本文针对多环节、多部门综合能源系统，考虑可再生能源潜力、终端部门节能与电气化潜力、非能源过程碳排放等因素提出碳中和能源系统规划方法体系。以中国能源系统为例，本文基于碳中和能源系统规划方法体系，构建参考路径和低碳转型的2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径，探索至2060年实现碳中和目标的可行性及所需的技术支撑和成本要求。就能源供给和技术应用而言，在逼近所有可再生能源潜力和节能潜力等前提下，中国能源系统能在2060年甚至之前实现2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径规划下所有减排目标。研究结果也表明，能源系统低碳转型有助于提升未来系统经济性。对比参考路径，2°C路径和1.5°C路径在2060年能源系统总成本分别下降19.2%和21.1%。碳中和路径虽然大规模引入可再生能源和碳捕集等技术，但其总成本仅为参考路径的86.4%。此外，本文还针对生物质使用、跨部门协同支撑技术应用和碳捕集技术应用等关键问题进行详细探讨。总而言之，本文提出的碳中和能源系统规划方法体系可用于任意地区构建低碳转型路径，为达成碳减排目标提供了可靠有效的支撑。
关键词
碳中和，中国能源系统，能源系统规划，可再生能源，低碳转型
1引言
自工业时代起，化石燃料消耗量逐年大幅增加，随之而来的CO2排放使全球日趋变暖。目前，国际社会对由大量CO2排放带来的危害已形成基本的共识，并逐渐重视减排工作[1，2]。因此，节能减排、循环经济已成为未来绝大多数国家发展目标。
随着经济总量迅速增长，我国CO2排放量自2005年起超越美国位居全球首位。2019年，我国碳排放量达到98.3亿t，占全球总排放量的28.8%[3]。面对碳排放的增长压力，我国一向致力于国际碳减排事务，积极推进并履行各项气候变化承诺，如2009年哥本哈根协议[4]和2015年巴黎协定[5]。在2020年联合国大会和气候雄心大会上，我国又提出“碳达峰、碳中和”目标，即在2030年前碳排放达到峰值、2060年左右实现碳中和[6]。然而，现下庞大的碳排放和未来坚定的减排目标，迫使我国必须在能源结构和技术应用等方面进行强有力的转型与升级。
在经济持续增长和生活水平不断提高的背景下，我国未来能源需求预计将持续增加。若仍延续以煤炭为主导的能源结构，CO2排放量将随之大幅上升，这显然与我国提出的一系列宏伟减排目标背道而驰。因此，如何在面临经济增长与碳减排之间巨大矛盾的地区实现低碳转型，以及这种转型在各终端部门中将如何呈现，及其对能源、技术、环境和经济等方面将造成怎样的影响，是在实现碳中和目标过程中亟待研究的关键问题。
为探索低碳转型路径，国内外学者以不同地区为依托开展许多能源系统规划研究。就研究对象而言，能源系统规划研究一般遵循从单部门到多部门、从电力部门到电力部门结合其他终端部门的规律。作为全球范围内能源消费和CO2排放的主要贡献者，电力部门是能源系统运行的基础，也是低碳规划实施的重点。文献[7]兼顾电力供应中水电和风电季节性互补特点，对实现可再生电力部门的低碳途径进行探讨；类似地，文献[8]将储能作为主要研究目标，评估以储能方式为重要支撑的电力部门在低碳转型中经济性提升的可能。然而，随着现实中电力部门与其他终端部门的相关性和整体性越来越受到重视，能源系统规划研究的对象往往不仅限于电力部门，而是更多地关注多终端部门之间的互补协调。仅从研究中包含的终端部门来说，文献[9~11]就分别从电力-供热部门、电力-交通部门和电力-工业部门的视角分析各终端部门之间的互补联系，以能量流动和先进技术为纽带，研究多部门联合下可再生能源整合、低碳技术应用等对能源系统带来的影响。因此，考虑了多终端部门联合的能源系统规划虽然需要顾及部门间耦合和互补下的多重因素，但其对能源系统整体的评估和研究是更为细致、准确的，这同样也是建设清洁高效能源系统的必然要求。然而，目前考虑综合能源系统(即包括电力、供热、交通和工业部门在内)的能源系统规划研究仍较少。
就研究目标而言，现当下的大部分能源系统规划研究都集中在CO2减排，侧重于通过设定减排目标来构建低碳转型路径。随着减排预期逐步深入，100%可再生能源目标成为能源系统规划研究关注的热点，世界大部分国家、地区都被作为研究对象。表1总结以CO2减排为目标的典型能源系统规划研究。
从典型研究可以看出，当前能源系统评估与未来能源系统构建是能源规划研究中至关重要的两个组成部分。在当前能源系统评估这一部分中，资源潜力评估已得到广泛重视，但针对各个终端部门节能潜力(部门内可实现节能的能源需求量)和电气化潜力(部门内可由电力供给的能源需求量)界定和评估较少[12~14，16~18]。在未来能源系统构建部分中，之前的能源规划研究关注采用以风力、太阳能为主的可再生能源来替代对化石能源的需求。与此同时，这些研究文献缺乏对能效提升措施[12~14]、跨部门协同支撑技术[22~25]等方法的考虑，而这些措施和技术都具备助力减排的潜力，应在未来能源系统的构建中对它们的角色和作用进行更深入的分析。
此外，大多数以零碳排放为目标的能源系统规划研究[20，26]利用可再生能源对传统化石能源的替代实现能源结构中100%可再生能源供应，从而达到将能源活动中的碳排放降到零的目标。这些研究忽视了工业过程，如水泥生产和化工工业等非能源活动中产生的碳排放。碳中和意味着在一定时间内直接或间接产生的CO2排放量被降低到零，这相较100%可再生能源目标对CO2减排提出了更高的要求。而针对非能源活动碳排放进行削减及该过程对能源系统转型造成的影响仍未得到重视。
为解决以上问题，本研究提出基于综合能源系统的碳中和能源系统规划方法体系，兼顾上述当前能源系统评估与未来能源系统构建两部分的重要因素。该体系具有广泛适用性，既可用于在任意地区量化评估各类技术和政策对能源系统低碳转型带来的影响，又能规划探索当地能源系统达成碳中和目标的可行路径。本研究以我国能源系统为例，通过碳中和能源系统规划方法体系详细探讨至2060年在中国实现碳中和目标可能性及相应所需技术支撑和成本要求。本研究主要贡献总结如下。
(1)本研究提出了包含能源系统数据收集、低碳转型路径构建、能源系统建模仿真和能源系统评估分析等步骤的碳中和能源系统规划方法体系。
(2)本研究基于所提出的碳中和能源系统规划体系，探索我国至2060年实现碳中和目标的可行路径，定量分析不同低碳转型路径在能源、技术、环境和经济等方面的影响。
(3)本研究中的碳中和能源系统规划方法体系可用于其他任意地区，为考虑多部门、多环节的能源系统低碳转型提供支撑。
本研究的具体结构如下:第一节是引言部分；第二节展示碳中和能源系统规划方法体系，并基于此分析我国能源系统现状和构建低碳转型路径；第三节从能源、技术、环境与经济等多角度分析不同路径结果；第四节和第五节为讨论与结论。
2碳中和能源系统规划方法体系
2.1分析框架和具体步骤
碳中和能源系统规划方法体系由4个部分构成，其分析框架和具体步骤如图1所示。首先，通过能源系统数据收集整理，实现对能源系统现状的概述。其中，能源系统数据主要包括能源需求数据、小时级分布数据、各类技术容量与效率数据、成本数据和资源潜力数据等。其次，低碳转型路径构建，即基于政策导向或排放目标构建低碳转型路径.该步骤包含能源需求预测和不同路径中的具体技术规划等。
基于前两步的收集和假设，第三步将对转型路径下能源系统情景建模仿真。最终，通过能源、环境和经济视角下评估指标对转型路径的能源需求供给、技术支撑、CO2减排和成本要求等方面进行对比分析。本节以下将以我国能源系统为例展示该方法体系。
2.2中国能源系统现状
如2016年的中国能源桑基(Sankey)图所示(图2)[27]，在我国能源消费结构中，煤炭占据主导地位，约占所有能源消费量的70%。其次为油类和天然气，其中超过65%油类资源依赖进口。从发电与供热能耗结构来看，两者皆以燃煤为主。尽管可再生能源在过去10年中得到快速发展，但其占比仍较低，其中以水电、风电、核电和太阳能发电为代表的非化石能源电力分别为总发电量的19.4%、3.86%、3.47%和1.08%。
可再生能源潜力界定是构建转型路径和能源系统情景的基础。我国各种可再生能源资源丰富，根据全国水力资源调查，中国水电装机容量理论可开发潜力为694GW，年发电量理论潜力超6000TWh[28]。同时，我国具有充足海上和陆上风力资源，据风力资源统计与研究[29，30]，风电装机容量可开发潜力达近3000GW，年发电量理论潜力预估为4000~5000TWh。此外，我国太阳能丰富地区占国土面积的96%以上，太阳能发电装机容量理论潜力为4000~39300GW，年发电量理论潜力达1300~6500TWh[31，32]。
在核能、地热能和生物质能领域，我国目前核电机组装机容量超50GW，年发电量占比近5%。依据我国核电站发展趋势与相关研究[33，34]，本研究预估我国核电机组装机容量潜力达500GW。根据国土资源部数据，我国地热能潜力极为丰富[35]，本研究设定地热发电装机容量潜力为100GW。关于生物质能源，其在我国的主要来源为农林剩余物和人畜有机废弃物。根据现有文献报告[36，37]，我国境内生物质资源潜力总量可达4720TWh。由于生物质发电与化石燃料发电类似，其潜力限制主要体现在资源总量上而非装机容量。因此，本研究生物质资源潜力以总量的形式呈现。表2中给出我国各种可再生能源和核电的资源潜力。本研究将基于该潜力约束为未来能源系统中各类能源使用设定上限。
目前已有文献和行业报告展开终端部门节能潜力研究[38，39]，本研究基于上述研究结果和我国终端部门现状假设各部门节能潜力，如表3所示。根据国网能源研究院等专业机构研究[40]，我国能源系统的终端电气化率将达50%以上，其中，供热部门、交通部门和工业部门最大分别可达75%、35%和57%(表3)。
2.3低碳转型路径构建
向低碳能源系统转变主要涉及四方面技术变革:(1)节能技术引入；(2)技术效率提升；(3)可再生能源技术替代；(4)跨部门协同支撑技术应用。因此，本研究将从技术升级和变革角度出发，以减排目标为导向建立长期能源系统低碳转型路径。
具体对比构建路径的减排目标，许多文献以相较1990年减排80%以上等目标来构建当地能源系统转型路径，如意大利[41]、丹麦[42]和美国加州[43]等。考虑到此类减排目标，本研究参考相关报告[44，45]，按照《巴黎协定》中全球控制2°C温升目标和更进一步的1.5°C温升目标下我国在2060年应达到的碳排放水平，设置2°C路径和1.5°C路径。此外，国外许多文献以零碳排放为目标构建转型路径，涉及国家和地区囊括爱尔兰[46]、日本[47]和北美地区[48]等。本研究基于我国双碳目标，结合零碳假设设置碳中和路径。以上文献中转型路径的目标对比详见附录A。
2.3.1终端部门能源需求预测
能源需求与经济活动、人口数量、能源强度与结构等因素息息相关。从发达国家能源需求变化趋势来看，电力和供热部门的需求增速将随国家发展而稳定在0~1%区间，交通部门能源需求受城市化水平影响较大，在城市化达上限后基本保持稳定。工业部门能源需求则与行业政策、产业结构联系更为紧密。
本研究采用弹性系数法预测未来终端部门能源需求，考虑发展阶段、GDP增速等因素为各部门设置不同弹性系数[49，50]，各终端部门预测结果见图3。
预测表明电力与供热部门需求于2050年左右达到峰值，分别达到14.28和2.14PWh。交通部门能源需求于2040年左右达峰，为3.69PWh。工业部门则在2030年左右达峰，为14.2PWh。可以看出，电力和供热部门需求的变化趋势为长期上升后平缓回落，而工业部门能源需求下降趋势最为陡峭。
2.3.2参考路径
基于现有能源规划和政策、延续能源消费惯性，本研究建立参考路径。从2016~2060年每隔5年设置能源系统场景，各场景的部门能源需求均参照本节中需求预测值设置。供热、交通和工业部门延续以传统化石能源为主的能耗结构。电力部门则维持火电比例。该路径节能和电气化比例如图4所示。
针对非能源过程中碳排放，本研究假设该部分CO2排放增速与未实行节能措施前的工业部门能耗(反映产业规模)增长速率成正比。因此，预估非能源过程CO2排放在2030年达到8.8亿t，在2050与2060年分别达到6.1亿t与5.03亿t。参考路径不对非能源过程CO2采取措施减排。
2.3.32°C路径
本研究基于《巴黎协定》全球控制温升2°C目标建立2°C路径.若以在2060年前实现2°C温升目标为导向，预估我国2060年CO2排放总量要降低至40亿t以下.类似于参考路径，2°C路径从2016~2060年每隔5年设置能源系统场景。
在供热部门，减排目标倒逼下将更加侧重集中供热(district heating，DH)方式，而非个体供热(individual heating, IH)方式。基于国内DH推广政策和国外供热体系前景[51，52]，预估我国在2060年将形成由DH方式为主，IH方式为辅的供热体系。热泵(heat pump，HP)、工业余热等低碳技术将成为未来供热技术结构核心，燃煤、燃气锅炉与热电联产(combined heat and power，CHP)占比下降。
交通部门低碳化取决于对传统燃油的取代，而这将通过利用电动交通工具(electric vehicles，EVs)满足客运和轻量级货运，利用生物质燃料(biofuel vehicles，BVs)[53，54]和氢燃料电池交通工具(hydrogen fuel-cell vehicles，HFCVs)[55]满足其他货运方式来实现。在减排目标倒逼下，交通部门将实现更深入的运输结构调整[48]和化石燃料替代。
工业部门可采用以可再生电力为支撑的电气化措施，如钢铁行业中电炉钢、电解法炼钢等和化工行业中电解等生产路径，和采用高效技术来达到能源需求降低目的。显然，节能和在各终端部门中有不同的体现，如供热部门中的建筑节能改造、交通部门中的运输结构调整、工业部门中的产业结构优化[56]。电气化则表现为供热部门HP和电加热技术、交通部门EVs、工业部门电炉等技术。在2°C路径减排目标倒逼下，各终端部门的节能比例和电气化比例如图5所示。
在电力部门中，从不同发电技术装机容量来看，2°C路径水电、风电、太阳能发电等在2060年的装机容量相较参考路径将显著提高。
本研究中规划的2°C路径分为两个主要阶段:碳达峰与快速脱碳阶段。碳达峰阶段中清洁能源发展和能源消费行为转变；快速脱碳阶段旨在降低能源消费强度，快速降低碳排放。
2.3.41.5°C路径
1.5°C目标在2°C温升目标的基础上更进一步，即2060年CO2排放总量需降低至15亿t以下。
在供热部门中，相较于2°C路径，1.5°C路径除了继续扩大DH方式比例、降低各种供热方式中燃煤锅炉等占比外，还采用以生物质为燃料的锅炉和CHP来提供热力。此外，在深化建筑节能改造和节能水平的背景下，供热部门节能比例上升。
交通部门中大幅提高EVs在交通工具中占比，为与电力部门的跨部门协同支撑技术提供空间。1.5°C路径采用电动汽车供电电网技术(vehicle to grid，V2G)[57]以车载电池和充电桩等设施作为电力存储和传输基础，实现电力和交通部门连接。与此同时，交通部门中BVs和HFCVs比例提高。
工业部门的节能比例和电气化比例在减排目标倒逼下提高，加强产业内部结构优化和技术革新.1.5°C路径的工业部门中利用生物质能源替代传统化石能源。在节能与电气化潜力约束下，1.5°C路径各终端部门的节能比例和电气化比例如图6所示。此外，1.5°C路径将针对非能源活动碳排放引入碳捕获与封存技术(carbon capture and storage，CCS)[58，59]。
显然，各终端部门电气化提高和碳捕集技术的大规模引入将造成电力需求上升。1.5°C路径下电力部门比上述路径对非化石能源电力比例要求更高。水电在2060年的装机容量上升，尤其重视开发具备季节以上调节作用的水库水电潜力。风电和太阳能发电装机容量将提高至逼近其理论可开发潜力。
本研究中规划的1.5°C路径分为两个主要阶段:碳达峰与快速脱碳阶段。碳达峰阶段铺垫能源消费观念转变与可再生能源技术引入；快速脱碳阶段则快速降低碳排放。
2.3.5碳中和路径
碳中和路径的建立是为实现2060年CO2排放为零。在本研究中，碳排放为零被定义为在考虑碳抵消情况下，将能源系统CO2净排放降低至零。
碳中和目标倒逼下的供热部门将迫使部门内节能比例和电气化比例达到最大值，且排除所有以传统化石能源为燃料的供热技术。这意味着将由电热技术(包括HP和电锅炉等)和生物质热技术(包括锅炉和CHP等)构成供热技术体系。其中，以电热技术和储热技术为纽带的协同技术连接电力和供热部门。
交通部门的节能比例和电气化比例达到最大值，各类运输模式中EVs大面积普及，V2G连接电力和交通部门的能力扩大。交通部门不可电气化的能源需求将由BVs和HFCVs满足，同时，仅在难以脱碳部分，如航空运输等少量领域，存在少许燃油需求。
工业部门节能和电气化水平也需提升至最大潜力，电气化后的剩余能源需求由生物质和氢能共同满足。在工业部门中，电解氢和储氢作为跨部门协同支撑技术连接电力部门与交通部门，为可再生能源提供更充足的整合空间。图7展示了碳中和路径终端部门的节能比例与电气化比例。
电力部门的碳中和转型至关重要，包括水电、风电、地热能和太阳能发电在内的可再生能源电力在2060年装机容量均需显著提高。此外，为充分满足电力需求，以生物质为燃料的发电厂和CHP在碳中和路径电力部门得到应用。
值得注意的是，碳中和路径将尽量减小2060年的碳捕集需求，使以CCS技术为代表的碳捕集技术在我国碳封存潜力有限的背景下具备较高的可行性。碳中和路径仅采用碳捕集技术来处理终端部门难以脱碳领域的部分排放和非能源过程中的碳排放。
本研究中规划的碳中和路径分为三个主要阶段:碳达峰、快速脱碳和深度脱碳阶段。碳达峰阶段中实现碳达峰并尽早达峰；快速脱碳阶段在这一阶段快速降低碳排放，并大规模引入可再生能源；深度脱碳阶段考虑碳捕集技术，在各终端部门节能、电气化和可再生能源资源基本开发的基础上，进一步巩固碳减排成果。
相较于其他针对我国低碳转型路径的研究[60~63]，本研究关注从“智能能源系统”(smart energy system，SES)，即强调跨部门协同支撑技术和各类储能技术的视角来构建转型路径。既以“自下而上”的角度对技术或政策引起能源、经济和环境等方面的影响进行详细分析，又从“自上而下”的角度基于碳排约束来倒推能源系统中的能源消费和技术应用。
2.4能源系统建模仿真
2.4.1能源系统建模工具
转型路径构建过程对能源系统的建模与仿真提出了更高的要求:(1)需要包含供热、交通、工业和电力等多部门，及各种可再生发电和供热技术，如电力部门中风电、水电、太阳能和地热能发电等，供热部门中HP、CHP、太阳能供热和储热等，交通部门中EVs、BVs和HFCVs等；(2)需要以较小时间分辨率针对电和热的供需平衡进行长时间尺度上的仿真，实现对电、热和氢能量流动的定量分析；(3)需要探索跨部门协同支撑技术和碳捕集技术等先进技术在未来能源系统中的实行空间和应用效果，为高效清洁能源转型先进技术的应用提供可能。
为满足上述要求，本研究采用EnergyPLAN模型对各路径能源系统情景仿真分析。该模型目前已被广泛采用，目的主要集中在:探讨新兴可再生能源技术可行性[64，65]、评估和制定低碳政策与方案[66，67]、构建地区和国家层面低碳能源系统[68，69]等。图8中给出了EnergyPLAN模型结构示意图。
2.4.2能源系统数据输入
能源系统仿真所需数据主要包括技术数据和经济数据。技术数据为终端部门能源需求、发电和供热技术的装机容量与效率等，以及各技术小时级分布数据。经济数据包括各项技术投资成本、运行维护成本和寿命周期，各种燃料(包括煤炭、汽油、柴油、天然气和液化石油气等)的价格、电价等。
本研究以2016年为基准年，并以2016年能源系统为参考能源系统，能源系统模型的建立依赖技术和经济等数据输入，所用技术和经济数据均来自相关统计年鉴、报告和文献。参考能源系统中各项数据及其对应的详细来源展示在附录表B1中。至于未来技术经济数据，本研究在实际技术成本和相关文献报告的基础上，根据技术学习率对其进行预测与假设。中国在2016与2060年各项技术投资成本、运行维护成本和寿命周期如附录表B2所示，各种燃料价格和碳价等如附录表B3所示。
2.4.3参考能源系统验证
为验证采用EnergyPLAN模型对能源系统仿真的有效性，本研究用EnergyPLAN模型将参考能源系统仿真结果与真实数据进行对比。对比指标中包括各类发电技术发电量、各类供热技术供热量和一次能源消费量等。此外，指标中包括CO2排放量以证明该模型能够完整有效地仿真综合能源系统。针对参考能源系统的对比验证结果在附录C中展示，一次能源消费量、CO2排放量和分技术的发电、供热量对比分别见附表C1和C2。
3结果
3.1能源技术分析
基于转型路径构建与各能源系统场景的结果，各低碳转型路径下能源总消费量如图9所示。
从能源消费总量来看，在三条转型路径中，2°C路径和1.5°C路径都基本在2030年左右达峰，碳中和路径则在2025~2030年之间达峰，符合各路径设置的排放达峰目标。随着节能水平逐年提高和能源效率提升，各路径能源消费量呈现不断下降的趋势。与各路径内能源消费量达峰年份相比，2060年能源消费量均出现极大比例缩减:2°C路径下降35.1%，1.5°C路径下降39.4%，碳中和路径下降36.7%.这意味着低碳转型目标将迫使未来能源消费不断缩减，其能源使用也更为清洁高效。
横向对比各路径，碳中和路径2060年的能源消费量仅为2°C路径下的86.9%，1.5°C路径下的89.3%，这是由于碳中和路径自2030年始对终端部门采取强度、力度更大的节能措施。该路径中能源消费总量下降趋势较为平缓。2°C路径和1.5°C路径则由于节能措施实行较晚，达峰后降低需求的压力也更大。
就各类能源在能源总消费中所占比例而言，表4中详细展示低碳转型路径在2016、2030和2060年下分品类能源消费结构。在2016年，传统化石能源在我国能源消费结构中占据主导地位，非化石能源占比仅6.1%。由于排放目标不同，各转型路径下化石能源占比均下降但缩减速度因路径而异。以煤炭为例，相较于基准年，其于能源消费中占比在2060年2°C路径下降49.76%、1.5°C路径下降64%，碳中和路径降低至0%.与之相反，非化石能源占比到2060年在参考路径仅17.7%，但其在2°C路径上升37.7%，达到55.4%；在1.5°C路径上升62.7%，达到80.4%；在碳中和路径上升78.3%，达到96%。显然，结果显示，随着减排目标的逐渐深入，能源结构中非化石能源占比也更高。在以碳中和为目标的场景中，非化石能源占比将长期处于较高水平并持续稳定上升，才能在2060年左右达成该减排目标。
由于各路径的减排目标不同，各转型路径中终端部门的能源结构之间也存在较大差异。参考路径和所有低碳转型路径下2060年分部门分品类能源消费构成见图10~图13。同样地，各终端部门的非化石能源占比随减排要求不断提高。从部门分布来看，电力和供热部门是较易实现低碳减排的终端部门，交通和工业部门则因其部分行业对燃油等化石能源的特殊依赖，实现非化石能源供应步伐稍滞后。以1.5°C路径为例，在实现1.5°C温升目标的前提下，2060年电力部门化石能源占比降低至9.3%，而交通和工业部门仍保留近30%的化石能源供应(图12)。
横向对比低碳转型路径，从各路径2060年终端部门的能源构成来看，在2°C和1.5°C温升这两个减排目标之间存在部门能源使用偏好剧变的节点。2°C路径下终端部门中仍保持以煤炭、油类为主的能源结构(供热部门50%、交通部门71%、工业部门65%)，而1.5°C路径要求其部门内煤、油此类含碳量高的化石能源供应大幅下降，转变为以非化石能源为主的能源结构。相较而言，碳中和路径对终端部门能源结构的要求最高:电力部门化石能源占比为3.6%、供热部门0%、交通部门5.2%和工业部门0%(图13)。因此，对比参考路径，碳中和目标倒逼下的各部门能源使用偏好和供应结构已殊为不同。
细化到每个部门，能源结构的改变可归因并具体体现于终端部门技术变革。参考路径2060年煤电、气电等发电量达7.8PWh，电力部门消耗的化石能源占比74.9%，是参考路径碳排放的一大来源。而在2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径中，电力部门化石能源占比缩减为21.2%、9.3%和3.6%。以风电、水电和太阳能发电为主的可再生能源电力和核电、地热能等为辅的发电技术占比提升是电力部门中化石能源消耗下降的主要原因。图14展示了参考路径和各转型路径在2060年分品类的发电装机容量。
从装机容量来看，为满足不断扩大的减排目标，电力部门发电装机容量总量逐步上升。参考路径、2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径2060年总装机容量分别为4564、6544、7674和9009GW。非化石能源可再生发电装机容量占比应减排要求增加，从参考路径中57%提高到碳中和路径中近95%.1.5°C路径和碳中和路径下水电、风电等部分可再生电力的装机容量占比相比之前的路径有所下降，但这是由于1.5°C路径和碳中和路径中总装机容量增长较快，实际上1.5°C路径和碳中和路径中相应可再生电力的装机容量均高于前两条路径。
显然，碳中和目标要求更高的发电装机容量和其中更大的非化石能源电力占比，该路径下的风电、水电和太阳能等发电技术装机容量均逼近了潜力限制。考虑到欧盟[70]、美国[71]和韩国[72]等国家或地区促进可再生能源的政策经验，继续深化“十三五”、“十四五”期间电力规划和各地对可再生电力的扶持、补贴(如广东拟于2025年前新能源装机达103GW[73]、上海拟于2025年前碳达峰[74]等)，是保证可再生能源稳定高速增长的必要现实支撑。同时，依据碳中和路径能源变化趋势和发电装机容量结果，有序且合理地在2025~2030年开始对煤电等化石电力装机规模化退出或改造也是需要政策关注的领域。
此外，整合波动性可再生能源是低碳电力部门需要面对的重大挑战。本研究中，电力部门通过提高储能设施容量和应用跨部门协同支撑技术来增加系统灵活性需求。扩大储能设施种类和容量现已被纳入我国现阶段规划目标中，如国务院《2030年前碳达峰方案》中计划在2025年实现新型储能装机容量30GWh以上[75]。
供热部门形成以DH方式为主，IH方式为辅的供热体系，体现在技术变革上是以HP和生物质CHP等低碳供热技术取代化石能源供热技术。由于低碳供热技术的应用程度和成熟度较高，供热部门的低碳转型较之其他部门更快，参考路径和各低碳转型路径下供热部门的非化石能源占比都较大。
EVs和BVs是交通部门燃油替代的关键。对比参考路径，2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径的油类能源消耗占比分别下降20.2%、60%和85.7%.EVs使用量和充电设施普及率均有大幅上升，预计可形成更加成熟的产业体系，满足碳中和路径交通部门对EVs的需求。BVs的应用依赖生物质能源，对其使用限制的考虑往往着重于生物质资源可用量。
在工业部门中，除了电炉钢等电气化技术外，生物质和氢能技术的应用也是造成能源结构变化的原因。由于以生物质为燃料的火力发电具有灵活发电能力，在一定程度上可取代传统化石能源发电，因此，生物质通用性和其资源有限性将成为低碳转型过程中各部门必须共同考虑的问题。本研究生物质能源消费结果表明，即使在对生物质需求最高的碳中和路径中，2060年能源系统生物质需求为4226.1TWh，仍低于生物质资源潜力限制的4720TWh。氢能技术在工业部门应用可缓解生物质使用的紧张，其在碳中和路径2060年装机容量是1.5°C路径的1.5~2倍(表5)。参考路径和2°C路径不控制生物质消费，所以对氢能技术装机没有要求。从应用时间来看，氢能技术大规模应用可放在2030年后，但1.5°C温升目标和碳中和目标一样要求转型路径在2050年前就做好氢能技术应用的规划。计及政策支撑，集氢能和储氢技术在内的氢能产业集群已陆续纳入地方“十四五”规划[76，77]，具备技术成熟和规模化发展前景。
以减排目标倒逼能源结构和技术变革的视角来看，结果表明:无论从各品类能源可用量，还是从技术应用和政策支撑，我国能源系统均可在国内资源潜力限制和合理技术假设内实现设定的各级减排目标。总而言之，即使面对日益增长的能源需求，我国仍可在不断深化技术变革和能源结构变更的基础上于2060年实现碳中和。
3.2环境分析
参考路径和各低碳转型路径下CO2排放量变化趋势如图15所示。对各低碳转型路径，图中均展示其路径下的每个减排阶段:碳达峰阶段、快速脱碳阶段和深度脱碳阶段(碳中和路径特有)。
参考路径下，CO2排放在2035年左右达峰，之后缓缓下降，在2060年时回落至2020年的水平.2°C路径和1.5°C路径中，CO2排放达峰时间均在2030年左右，其峰值分别达到121.7亿t和113.1亿t.1.5°C路径的碳达峰峰值较同时间下参考路径减小10.6%，而2°C路径碳达峰峰值相较参考路径减小仅3.7%(表6)。碳达峰后，1.5°C路径和2°C路径均进入快速脱碳阶段，两者排放轨迹在中期相对平行。但1.5°C路径在2050年后加大减排力度、开始引入碳捕集技术，其减排比例在2050年为54.7%，到2060年已经提升至85.2%。从排放结果来看，1.5°C路径和2°C路径碳排在2060年分别下降至38.81亿t和14.72亿t，意味着两者均达成路径设定的减排目标。
碳中和路径的CO2排放轨迹与另两条转型路径不同，其碳达峰时间在2020~2025年。2025~2050年是碳中和路径的快速脱碳阶段，由于需要为2050年后留存更大的减排空间，这一阶段的碳排轨迹具有十分陡峭的下降趋势，各重要时间节点减排比例近乎2°C路径的2倍。在2050年达到近86.5%的减排比例后，碳中和路径进入深度脱碳阶段，预计应用更大规模的碳捕集技术稳固减排成果，碳排轨迹下降趋势平稳。在CCS技术等碳捕集技术支持下，若再考虑到国内外“碳汇”市场的帮助，从碳中和路径碳轨迹来看，我国能源系统提前至2055年、甚至在2050年实现CO2净零排放是完全可能的。
所有路径在2030和2060年CO2排放的部门构成如图16所示。由于2030年前电力需求迅速增长，电力部门仍存在较高比例的煤电、气电装机容量，该部门是2030年贡献最多碳排放终端部门。随着可再生电力装机容量增加，到2060年各转型路径下电力部门的碳排放占比均有所下降。但由于延续基准年可再生电力装机容量水平，参考路径下2060年电力部门的排放占比极高，达到59.4%。
除电力部门外，工业部门也是贡献碳排放较多的终端部门，2030年在所有路径中排放占比约40%。在2060年，工业部门碳排随着减排目标深入逐渐减少。在碳中和路径，所有终端部门中仅有电力和交通部门仍存在少许化石能源消耗所产生的排放，且由碳捕集技术进行削减。
3.3经济分析
从经济角度来看，包括投资、运维、碳排等成本在内的能源系统总成本对能源低碳转型而言至关重要，同样也是对碳中和能源系统评估的关键指标。参考路径和所有低碳转型路径2060年能源系统总成本及其构成见图17。
参考路径下能源系统总成本在2060年达到所有路径中最高的9.31万亿元。与参考路径相比，2°C路径和1.5°C路径2060年总成本达到7.54万亿元和7.48万亿元，分别下降19%和19.7%。碳中和路径在2060年的能源系统成本为8.31万亿元，高于2°C路径和1.5°C路径，但相较参考路径仍然降低了10.7%。虽然可能违背低碳技术昂贵导致总成本上升的直觉，但由于本研究关注的是该年度能源系统直接成本，并不涉及技术扩张补贴、基础设施翻新支出等间接成本。因此，能源系统成本结果表明基于当前经济参数假设，在2060年的时间节点上，低碳转型是有助于我国能源系统经济性提升的。
石油、天然气等化石能源价格骤升的国际外部环境，是假设未来燃料成本提高的重要原因。除能源价格外，各类可再生能源技术和碳捕集技术存在技术成熟后投资成本迅速降低的特点也支持低碳转型后系统总成本下降的趋势。因此，随着减排目标深入，各路径的燃料成本显著下降.2°C路径和1.5°C路径投资成本虽然上升，但其上升幅度要低于燃料成本下降幅度，导致路径2060年总成本低于参考路径。此外，碳排放成本也是导致参考路径总成本较高的因素。在碳中和路径，由于各类可再生技术、跨部门协同支撑技术和碳捕集技术大规模应用，该路径下的投资成本非常高昂，其在2060年的能源系统总成本约为2°C路径和1.5°C路径总成本的1.1倍。
能源系统总成本的构成也因低碳转型而改变。参考路径和2°C路径2060年能源系统成本中占比最大的是燃料成本，在总成本中占比分别为61.8%和45.9%(表7)。参考路径下其余成本构成为:投资成本(19%)、碳排放成本(14.6%)和运维成本(4.6%)，受化石能源价格影响非常明显。2°C路径和1.5°C路径的总成本相差不大，但其成本构成差异较大。1.5°C路径中比重最大的是投资成本.1.5°C路径的燃料成本相较2°C路径有显著下降，同时，由于CO2排放下降，1.5°C路径碳排放成本仅为2°C路径38%。碳中和路径2060年中与技术相关的成本(投资和运维成本)已达能源系统总成本的86.4%。考虑到技术投资特点，要实现碳中和目标，或将需要我国长期维持较高的技术投资水平。
显然，燃料价格和各类技术成本的经济参数假设对经济分析具有显著影响。本研究对利率、生物质价格、碳价和CCS技术投资成本等经济参数进行敏感性分析。四种经济参数敏感性分析具体参数如附录表D1所示。其对各路径在2060年能源系统总成本的变化结果见附录图D1~图D3。
利率是直接影响所有技术投资成本的关键因素。相比参考路径，所有转型路径对于利率变化的反应都更大，其中以碳中和路径为最，因为低碳转型路径需要引入更多先进技术。具体到碳中和路径，将利率从6%提高至8%将导致2060年投资成本上升20%，能源系统总成本提高13.7%；从6%降低至4%将使投资成本缩减18.3%，总成本下降12.6%。
生物质价格提高将缩小低碳转型路径相较参考路径的经济性优势。当生物质价格升高至90元/GJ时，碳中和路径在2060年的能源系统总成本较之参考路径仅降低5%。与之相反，碳价提高能凸显低碳转型在能源系统经济性优势。碳价作为衡量碳排放的经济信号，是灵活推动社会进行自行减排的助益。将碳价从136.7元/t上升到最高值时，参考路径下2060年能源系统成本将提高近2.2倍，是同等碳价下碳中和路径的2.46倍。此外，碳价大幅提高时，2°C路径和1.5°C路径的能源系统总成本也将高于碳中和路径，分别是碳中和路径能源系统总成本的1.58倍和1.22倍。
参考路径和2°C路径中未对CCS技术应用进行规划，因此，CCS技术投资成本变化对参考路径和2°C路径能源系统总成本没有影响。就1.5°C路径和碳中和路径而言，CCS技术投资成本增长对能源系统总成本的影响均在3%以内。
4讨论
4.1关键问题1:生物质的使用
生物质能源作为传统化石能源替代品，在能源结构转型中发挥至关重要的作用。在供热、电力和工业部门，生物质都可直接或间接加工后作为燃料用以供热或发电。在交通部门，生物质能够实现交通部门油品需求覆盖，即可利用生物乙醇替代汽油，生物柴油替代柴油，生物煤油和丁醇替代煤油等。因此，需要在资源潜力约束下合理地对所有终端部门中生物质使用进行规划分析。
2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径2060年生物质占比分别为5.2%、13.6%和19.4%。随着减排目标提升，能源系统生物质需求逐步提高。就生物质消耗的部门构成，各路径也存在较大差异(图18)。2060年，2°C路径的生物质消耗主要集中在电力和交通部门，1.5°C路径和碳中和路径的生物质消耗顺序则为交通、电力、工业和供热部门。交通部门消耗生物质最多是由于油类需求大部分能且仅能由生物质燃料来实现可再生能源替代，而电力部门则因为需要生物质火力发电来满足灵活供电需求，因此，以上两个部门占据各路径中生物质消费的75%以上。出于生物质节约使用的目的，未来能源系统将提高交通和电力部门在生物质使用时的优先级，而在工业和供热部门中多考虑采用其他形式的能源，例如氢能等。
随着生物质资源重要性的提高，未来我国能源系统不仅要顾及生物质使用的“节流”，还要重视针对生物质资源的“开源”。对农业和林地生物质更全面地收集开发和对能源作物(如甘蔗和高粱等)的广泛种植是使生物质资源可持续发展行之有效的方法。这些措施可提高本研究中针对生物质能源设定的4720TWh的资源潜力，为生物质使用提供更大空间。此外，生物质在其生命周期内运输、处理过程中的碳排放存在一定争议，能源系统规划研究大多持生物质碳中性的观点[78]。本研究中，生物质的使用同样被假设为碳中性。
4.2关键问题2:跨部门协同支撑技术与可再生能源整合
跨部门协同支撑技术是SES概念在未来能源系统中的具体体现。这些技术侧重于合并电力部门与其他终端部门，结合各种能源形式的存储措施，提供整合波动性可再生能源的灵活性需求。
以供热部门为例，大规模应用以热泵为主的电热技术和储热技术相结合，将成为连接供热部门与电力部门的桥梁。以参考路径和碳中和路径在2060年的供热情景对比为例(图19)。从能量流动中可看出，碳中和路径下化石能源已逐步退出能源结构，其供热部门需要进一步支撑电气化的供热技术。另外，相较于参考路径，碳中和电力部门也需要应对波动性可再生能源扩张的挑战。电热和储热技术可通过“电-热”转换与储存选项，保证上述两者的需求都得到满足。因此，跨部门协同支撑技术既是供热部门低碳化转型的要求，也是电力部门整合可再生电力的选择。
类似于供热部门，交通部门和电力部门的联合通过EVs和车载电池、充电桩等基础设施，采用V2G技术来实现。针对EVs的电池容量和并网容量，本研究统一假设平均电池容量30kWh，平均并网容量10kW。在碳中和路径中，预估EVs应用增长可为综合能源系统提供超8000GWh的储能容量。
作为协同交通、工业部门和电力部门的技术，电解氢和储氢技术利用“电-氢”转换将电力转换成氢能来满足交通和工业部门需求，同时储氢技术也能灵活利用波动性可再生能源带来的过剩电力。
然而，在碳中和路径中存在如何平衡生物质与氢能使用的问题。该路径工业部门在直接电气化后的能源需求由生物质和氢能构成。但由于氢能依赖电力进行生产，增加氢能使用会导致电力需求提高。在水电、风电等可再生电力无法覆盖电解氢的需求时，以生物质为燃料的火力发电将被利用，间接又提高生物质消费量。因此，利用氢能来消纳可再生能源电力存在一定的上限，而当超过上限时，氢能与生物质消耗就不再是“此消彼长”的关系。本研究中针对各路径下存在生物质与氢能间平衡关系时以生物质消耗最小为目标来规划氢能和储氢装机容量。例如，碳中和路径中，工业部门的能源结构中生物质、氢能分别占总能源消耗量的13.4%和32.2%，此时综合能源系统中生物质消耗量最小，为4226TWh。
现阶段我国除对EVs及其基础设施制定力度较大的扶持政策和目标明确的产业规划外，其他如多种类储热技术、氢能和储氢技术等跨部门协同支撑技术暂未获得更大规模的现实应用。虽然具备较好发展前景，但本研究结果表明跨部门协同支撑技术对建设清洁高效、节能环保低碳能源系统非常重要，较早将其提升至一定的装机规模是其中关键。因此，需要加强针对跨部门协同支撑技术的政策支持力度，尽早地推动这些技术的示范应用。
4.3关键问题3:CCS技术等碳捕集技术
碳捕集技术是碳中和目标实现过程中的最后一步。除CCS技术外，碳捕集、利用和封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)[79]技术和生物质能源与碳捕获封存(bioenergy with carbon capture and storage，BECCS)[80]技术等都有助于综合能源系统实现更进一步的减排目标。
在本研究中，1.5°C路径和碳中和路径在2050年左右开始大规模铺设CCS技术等碳捕集技术来促成减排目标，2060年捕获的CO2量分别达到240Mt和692.2Mt。相较于参考路径碳排放，CCS技术在这两条路径对碳减排的贡献达到2.4%和7%。碳捕集技术应用使得即使在碳中和的减排要求下，也为交通和电力部门中较难脱碳领域的小部分化石能源使用提供空间。
目前，国内外研究对CCS技术等碳捕集技术发展持积极态度。早在2014年，我国已有多个碳捕集示范项目投入运营，更多项目处于建设或筹备阶段[81]。基于此，碳捕集技术在我国的高速发展是可预见的，并具备相当竞争力。针对示范阶段碳捕集技术成本昂贵的问题，类似先进技术的投资成本将随着技术更新迭代迅速变化。例如，光伏发电技术的成本就经历过极快的下降过程[82]。因此，本研究中CCS技术在2060年的投资成本是基于该趋势进行设定的，而未来也应为CCS技术研发应用、更新迭代提供资金和政策支撑，实现其投资和运维成本降低。
5结论
为探索和实现碳中和能源系统，本研究提出针对多环节、多部门综合能源系统，考虑可再生能源潜力等多重因素在内的碳中和能源系统规划方法体系。以我国能源系统为例，本研究基于该体系，构建参考路径和低碳转型的2°C路径、1.5°C路径和碳中和路径，探索至2060年实现碳中和目标可能性及相应的技术支撑和成本要求。
就能源供应和技术应用而言，我国能源系统可在国内资源潜力限制和合理技术假设内达成设定的各级减排目标。基于CCS技术等碳捕集技术支持，考虑“碳汇”市场，提前至2055年、甚至2050年实现净零排放也有极大可能。而在燃料价格上升和技术投资成本稳步降低的背景下，低碳转型被认为可提高能源系统经济性，体现在各路径上为:2°C路径和1.5°C路径2060年能源系统总成本较之参考路径下降19.2%和21.1%，碳中和路径虽然高于前两者，但其能源系统总成本也仅为参考路径的86.4%。
此外，本研究针对以下关键问题进行详细讨论分析:(1)未来能源系统应合理规划生物质能源在各终端部门的使用，明确交通和电力部门优先级。对生物质资源重视其“开源”，需要更全面的收集开发农业、林地生物质和扩大种植能源作物，以提高资源潜力限制阈值；(2)跨部门协同支撑技术是SES概念在能源系统的具体体现，应加强包括EVs和充电基础设施、HP和储热技术等在内的跨部门技术的政策支持力度，尽早推动其实际应用；(3)以CCS技术为代表的碳捕集技术是碳中和目标实现过程中的最后一步.考虑到未来的碳捕集需求，同样需要促进碳捕集技术的政策支撑和研发迭代，为规模化、产业化应用提供基础。
本研究所构建的低碳转型路径是在假设未来国内传输网架足够强的前提下建立的，因而存在未详细考虑省际间能源交流的缺点。在将来的工作中也会对该方向进行更加深入的研究。
总之，本文中提出的碳中和能源系统规划方法体系具备广泛适用性，可用于在任意地区或国家探索和评估碳中和目标实现的可行路径。此外，文中针对我国能源系统的研究结果有助于未来制定可再生能源政策与规划、验证各类可再生能源技术和先进技术的可行性与减排效果，为实现我国宏伟的双碳目标做出贡献。
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(中国节能协会碳中和专业委员会)（转自：中国节能协会碳中和专业委员会）
