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作者：王志轩

中国电力企业联合会

摘 要：为有效推进中国经济和能源系统的低碳转型，考虑减碳方案的系统性、科学性和完整性，提出了CO2净排放量达峰及碳达峰、碳中和平台期的概念，阐明了碳达峰、碳中和目标实现的基本思路以及经济、社会、技术低碳转型过程对目标实现路径的影响，研究了政策框架的调整建议，探讨了需重点关注的问题。提出宜根据行业特点采取产品的物理量碳强度指标、价值量碳强度指标，以及其他能够衡量碳减排成效的指标来设计碳减排路径；我国碳减排的总体趋势是在2030年前达峰后先是波动下降到稳中有降(至2035年左右),然后是平稳下降(至2040年左右),再后是接近线性下降(至2050年左右),最后是加速下降(至2060年),到2060年前实现碳中和。提出应从理顺政府职能、加强顶层设计、完善指标体系、科学核算排放等方面调整现有的政策框架，建立涵盖约束性和指导性指标的多级指标体系等建议。提出应重点关注能源低碳转型中电力系统的重大安全风险、转型系统成本、有序减煤等重点问题。

关键词：碳达峰;碳中和;路径;政策框架;重点问题;

0 引言

2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论中提出:中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。12月12日，习近平主席在气候雄心峰会上进一步宣布:到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。习近平主席的宣示表明了中国根据《巴黎协定》应不断加大国家自主贡献(National Determined Contributions, NDC)力度的原则，并更新了NDC的主要内容(以下简称新NDC)。在新NDC中，碳中和愿景是总要求，CO2排放量尽早达峰与单位GDP的CO2排放量持续下降体现了中国未来10年内低碳发展主要特点；风电、太阳能发电装机加快发展及非化石能源比重提高体现了中国低碳转型的基本动力和核心内容；森林蓄积量增加则是体现了减碳与增汇同步推进的战略。2021年3月15日，习近平主持召开中央财经委员会第九次会议,强调实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局。进一步深化对新NDC的理解，分析碳达峰、碳中和目标的实现路径及政策需求，对推进中国经济和能源系统的低碳转型具有重要的现实意义。

1 碳达峰、碳中和的相关概念

有关碳达峰、碳中和目标的内涵，国际国内不同机构在发表的报告和文章中并没有统一说法，所以研究结论不论是否相同，难有可比性。要做好碳达峰、碳中和目标方案，必须厘清有关概念。

1.1 碳达峰、碳中和的“碳”的内涵

应对气候变化，控制碳排放，源于《京都议定书》,该书中规定限排的温室气体为6种，即二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、六氟化硫(SF6)、氢氟碳化物(HFC)、全氟化碳(PFC);《京都议定书》多哈修正案中又增加了三氟化碳(CF3)。

《巴黎协定》第二条之一第(一)款提出：“把全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上低于2℃之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5℃之内”。2.0℃目标对应的全球“CO2净零排放(即碳中和)”时间约在2070～2080年之间(标志年约2074年),温室气体的中和(净零排放)在2080～2090年之间(标志年约2085年);而将温升幅度努力限制在1.5℃之内时，碳中和的时间约在2050年左右，温室气体中和的时间是在2060～2070年之间(标志年约2063年)。多数研究表明，现有的国家自主减排贡献很难实现2.0℃和1.5℃温控目标,但中国敢于做出承诺的碳中和时间在2060年前，与2.0℃温升幅度控制要求基本一致，并努力向1.5℃要求接近。

根据政府间气候变化专门委员会(IPCC)《全球升温1.5C特别报告》术语表中的定义，“碳中和(Carbon neutral)”也称“CO2净零排放(Net zero CO2emissions)”,即“在规定时期内，人为CO2移除在全球范围抵消人为CO2排放量时的状态”;“净零排放(Net zero emission, 又称温室气体中和)”是指“在规定时期内，人为移除抵消排入大气的GHG人为排量时的状态”。另外，为实现人类活动对气候系统没有“净影响”的“气候中性(Climate neutrality)”,则要采取比“净零排放”要求还要严格的其它措施(如人类活动会影响地表反照率或局地气候)。可见，碳达峰、碳中和目标中的“碳”是指人类活动排放到大气中的CO2和从大气中移除的CO2,不包括其他温室气体。

CO2净排放值应当是“排放”与“移除”相减后的差值，结合中国对“单位GDP的CO2排放”指标所代表的价值意义的理解，可以认为中国CO2排放达峰应是指排放的CO2量与移除(如植树造林等)的CO2量相减之后的CO2净排放达峰。基于此，我国碳达峰目标中碳的内涵才具有一致性和可比性，在制定国家和地方有关碳减排方案时才具有系统性、科学性、完整性。

碳达峰、碳中和目标中的时间点应以多年度(平台期)统计值综合分析，避免采用单一年度。从经济社会的发展规律看,低碳转型是能源、经济、社会系统的整体转型，具有巨大惯性并受自然因素和国际环境等重大因素影响，CO2净排放值的“峰值”或者碳中和时的“零值”在一定年度间波动是正常的，应以多年度的统计值来评价碳达峰或者碳中和的标志年度，而不是单纯地看最大(小)值对应的那个年度。此外，世界气象组织(WMO)定义，描述气候的各变量均值一般按30年周期；IPCC所指的“全球变暖”,除非另有说明，也是指30年期间或者30年期间以特定的年份或者以10年为中心的估算值。对于温升控制在2.0℃及1.5℃所对应的碳中和年份，《巴黎协定》的用语是本世纪中期、下半叶中期、末期等。虽然碳达峰及碳中和的时间点不能简单类比，但也不必拘泥在1个年度之内。实际上，欧盟及一些国家的碳排放达峰值的时间区间，大致为数年甚至数十年。因此，中国目标的平台期可以考虑在一定的范围之内，如3～5年。

1.2 《巴黎协定》对NDC的要求

NDC是应对气候变化的核心内容，但不是全部内容。应对气候变化包括了“减缓”和“适应”两个方面。“减缓”方案包括减少排放或增加碳汇的技术或做法；“适应”则包括了针对实际或预计的气候及影响进行调整的过程，以便缓解危害或利用各种有利机会。

《巴黎协定》规定“各缔约方的连续NDC将比当前的NDC有所进步，并反映其尽可能大的力度”,缔约方“应该核算它们的NDC”“每5年通报一次NDC”,可“随时调整其现有的NDC,以加强其力度水平”。

中国可根据技术、经济、社会发展情况的变化适时加强NDC,在控制非CO2温室气体方面也会采取更大力度，在应对气候变化“减缓”和“适应”两个方面发挥更大的作用。

2 碳达峰、碳中和目标实现路径的思考

2.1 基本思路

由于基础数据、技术、管理水平及发展变化等多方面原因，我国还难以普遍、准确采用CO2排放总量指标来衡量减排路径，但应根据行业特点，采取产品的物理量碳强度指标、价值量碳强度指标，以及其他能够衡量碳减排成效的指标来设计碳减排路径。核心要义是要从全局角度看局部路径设计的合理性，而不是“一刀切”地要求所有经济活动主体采用同一个路径模式。这是因为，不同经济活动对CO2排放的影响效应不尽相同(见图1),经济活动中产业结构升级过程中所引起的规模效应、技术效应和结构效应在不同的维度对碳减排产生的量化影响不完全相同但又彼此影响。同时，应当采取定量与定性相结合,阶段目标与长远目标相结合，解决问题的思路、方式和措施相结合的方法来描述路径。

在碳减排总原则下，不同地方政府、不同行业、不同企业层面采用低碳发展的路径可以是不同的，而且存在着一定的上下游或区域耦合关系，只有发挥了各自优势，才能实现在全社会总成本最优条件下的理想国家减排路径。应允许一些经济活动主体在有利于全国或全局碳减排目标下，在总体效益提高情况下，碳排放量合理波动甚至阶段性上升。如尽快解决散烧煤的问题可以通过加大热电联产的能力或提高煤碳转换为电力的比重来实现，但却会增加电力行业CO2排放量。

图1 碳排放影响机制

2.2 现代化水平与技术创新对目标路径的影响

中国刚进入新发展阶段的起步阶段，面对百年未有之大变局的复杂局面，低碳技术成本效益还处于剧烈变化期，碳减排路径的预测具有很大的不确定性。如清华大学气候变化与可持续发展研究院项目组对中国2050年全社会用电量预测，在政策情景、强化政策情景、2℃情景、1.5℃情景下，电量总需求分别是11.38、11.91、13.00、14.27万亿 kW·h; 国网能源研究院的研究结果是,在加速电气化及深度电气化情景下分别为13.9、14.9万亿kW·h; 笔者2013年预测是16万亿kW·h;全球能源互联网组织近日发布报告是16万亿kW·h, 预测2030年到2050年间我国用电量增速的预测是2%。由于各自情景设计的内涵不同，即便数据接近也难以说明预测的相似性，但共性均认为我国经济增长的持续推动力仍然离不开电力消费，电力消耗所涉及的低碳技术、路径选择以及电力生产对CO2排放的贡献仍然巨大。

当单纯考虑实现碳中和的压力时，CO2排放达到峰值时的时间越早、峰值越低、达峰后峰值下降越快，则碳中和的压力就越小。但是从整体考虑，碳中和压力大小会与中国实现现代化进程和现代化水平高低有关，也有进入中等收入陷阱的风险。碳达峰越晚、达峰后碳排放量下降越慢，实现碳中和的压力越大，也会影响实现现代化水平。因此，碳中和路径设计必须是综合考虑各种因素，找出最佳路径。

对最佳路径选择起决定作用的是科技创新。通过科技创新的乘数效应，会使全社会碳减排成本持续降低。可再生能源在地球上天然存在，之所以到近二三十年才有了大规模发展，依赖于技术显著进步和成本大幅度下降的双重作用。随着技术不断发展，能源转型成本将不断下降，如碳捕集与利用储存(CCUS)技术在2030年、2040年、2050年大规模应用的成本肯定会显著下降，相应的我国的CO2捕集量将逐年上升(见图2)。科技创新对碳价格趋势的影响是巨大的，一方面碳价格会受碳减排要求强化而上涨，同时也会受碳减排技术的进步而下降，价格趋势不会是一根单边持续上涨的曲线，而会是有波动性、有峰值平台的倒U型线。

图2 我国CCUS对CO2的捕集贡献预测

2.3 目标路径趋势分析

受新能源、储能、电能替代、电网消纳新能源、电力系统安全稳定运行等技术生产力因素制约，受市场化改革和政府作用发挥等生产关系因素的制约，以及受高碳能源及高碳电力系统转型对经济社会带来的综合制约，笔者分析，中国降碳总体趋势是：在2030年前达峰后先是波动下降到稳中有降(至2035年左右),然后是平稳下降(至2040年左右),再后是接近线性下降(至2050年左右),最后是加速(指数型)下降(至2060年),到2060年前实现碳中和。该路径趋势主要基于以下考虑：

一是中国经济社会低碳转型的惯性巨大。中国是一个巨大经济体，生产和生活方式的转变受传统理念、文化、技术、产品周期的“锁定”效应和国际产业分工等诸多因素的影响，即便在特殊情况下，如重大自然灾害或重大国际政治经济形势变化(如金融危机、新冠肺炎疫情),经济社会活动、能源活动等会短期快速降低，但总体上仍然受着中长期趋势支配。如长期以来，第二产业用电量作为全社会用电量的主体，虽然城乡居民生活用电快速提高，第二产业用电量占比由2005年的75.4%降至2020年的68.2%,下降了7.2个百分点；但第二产业用电量由2005年的1.87万亿kW时增长至5.12万亿kW时，增长了1.7倍(见图3)。根据笔者的预测，2050年第二产业用电量占比降至约40%,但仍是用电的主要组成部分。

图3 2005-2020年第二产业占全社会用电量比重

二是中国工业低碳转型技术发展的周期较长。从工业产业发展生命周期看，大规模、具有重大作用的低碳转型技术，即便从工业试验开始到成熟的商业应用、再到被更新的技术替代需要十数年甚至几十年的周期。中国作为发展中大国和新和平崛起的大国，正遇百年未有之大变局，转型的外部环境也很复杂。

三是中国能源低碳转型的关键技术仍存在瓶颈。尽管光伏发电、风电等关键技术近年来发展较快，但低碳能源关键技术及设备、信息产业技术及设备、电力系统大规模接入可再生能源的安全稳定技术、CCUS及碳汇技术等方面，都还存在一些重大甚至瓶颈制约，并期待未来还有颠覆性低碳转型技术出现。中国还是世界上最大也是最年青的能源生产和消费系统(如总规模10亿千瓦级燃煤电厂的运行年龄加权平均才12年左右),要在碳达峰之后用30年以内的时间完成发达国家60年左右完成碳中和的任务，需要选择越来越快的碳减排路径。

3 碳达峰、碳中和目标实现的政策框架研究

3.1 理顺政府职能

碳达峰、碳中和是应对气候变化的范畴，但与国民经济和社会发展方方面面都有直接和间接联系，即“形”与“实”的关系，“外在”与“内在”的关系。在“形”的方面，应以应对气候变化来统领工作。碳减排受国际公约约束，在实施过程中将会涉及到与国际接轨、国际谈判、政府间气候变化专门委员会(IPCC)工作组、公约履约等一系列对外交流与合作，涉及到碳减排、碳汇及其他温室气体控制等问题。在生态文明建设的整体框架中提出落实碳达峰、碳中和的目标、任务和措施，并协调与其他方面的关系。在“实”的方面，碳达峰、碳中和要求与以往的应对气候变化工作比较起来有系统性的显著不同，甚至可以说是有革命性的区别，要对原有的应对气候变化的框架进行系统性改革。其中，改革的关键，是要更好发挥政府作用，政府在低碳转型中起着开创性、优先性、主导性作用，改革的核心是理顺政府部门在实现碳达峰、碳中和目标中的职能。

首先是政府职能配置的调整，本质是经济结构调整，应充分发挥经济结构调整的政府有关部门的主导性作用。在碳达峰、碳中和目标下，应对原有节能减排制度进行整合及部门职能进行调整。同时，认识到依法治国是根本要求，应对气候变化法律的出台很重要，但法律仅是制度载体和形式，只有当政府治理体系理顺后，法律才能应运而生，制度也才能通畅，否则法律本身就很难出台，即使出台了也难以真正实施，所以应先理顺政府部门的职能。

3.2 加强顶层设计

建议出台高层级的顶层设计文件，以应对气候变化为统领，重点体现出对碳达峰、碳中和工作的具体指导。文件内容包括：应对气候变的总体要求，包括指导思想、原则、目标；划定“红线”“底线”范围；经济结构调整，重点包括能源结构、工业结构、交通结构的低碳化和新业态发展，以及消费结构、技术结构的低碳化等；中央部门和地方政府以及各不同主体的责任；体制机制和政策保障等。总体上是在现有政府治理结构的基础上，采用缺什么补什么，什么不合理调整什么的思路完善体制机制。由于实现碳达峰、碳中和目标是当务之急与长远之计相衔接，在具体实现时需要攻坚战与持久战相结合，不能一蹴而就。

3.3 完善指标体系

在具体落实碳达峰、碳中和目标时，应建立多级指标体系，在多级指标体系中有些是约束性的，有些是指导性的。一是要将NDC承诺中的指标之间建立关联性，分为目标性和措施性或者保障性指标；二是对NDC的指标进一步细化。具体指标划分为约束性还是指导性的，应因行业、因地而定。要对现有的节能减排降碳指标进行充分研究，有些指标可以由新设定的指标替代，或者重新整合后形成新的指标(如能源总量控制与碳总量控制指标应当整合),避免指标之间过度的关联性，以减少管理成本。以新能源高质量发展评价指标为例，“十四五”期间，不再把发电利用率作为最优先衡量指标，而应建立综合评价体系(见图4),从多个细分维度进行评价，实现新能源“又好又快可持续”发展。

图4 新能源高质量发展评价指标体系框架

指标体系实现的时间节点应考虑为2025年、2030年、2035年、2050年、2060年，且重在5年和10年目标。一是因为这些目标年对中国有特别的意义，如果不考虑全社会目标年，有些领域的规划或者研究工作缺少依据。二是NDC目标需与时俱进修正，对长期目标不宜过细。

3.4 科学核算排放

确保CO2排放量核算的科学性。在核算国家、地区或者行业、企业的CO2是否达峰、是否中和或者是否满足碳排放强度要求时，都应核算人为排放量和清除量，以准确计算净排放值。由于碳排放有直接和间接排放的区别，因此在核算中要高度重视方法的权威性、科学性，既要避免漏算也要避免双重核算，还要避免在核算上由于实测参数不足而采用“惩罚性”缺省值，使数据造成显著的人为因素失真的做法。应力求做到《巴黎协定》提出的“完整性、透明性、精确性、完备性、可比性和一致性”核算要求。

4 需要关注的几个重点问题

4.1 能源安全问题

能源低碳转型中要防范电力系统的重大安全风险。大规模可再生能源转换为电力，由于其随机性、波动性、不稳定性的特点，对电力系统造成的安全风险逐步增加。而当前及未来十年内优先解决的仍然是短周期大概率事件，但解决由大范围恶劣天气、极端天气引起的可再生能源比重不断提高条件下的电力系统安全供应问题并未引起足够的重视。其原因有以下几个方面：一是可再生能源电量占比提高虽然很快，但目前只到10%左右，发生重大安全风险的内因还不是矛盾的主要方面；二是电力系统安全防范要求是建立在传统的“源随荷动”的基础上，开展重大风险防范的法定依据不足；三是对能源低碳转型条件下的能源安全问题的系统性认识不足，对能源安全有利方面(如可降低能源的对外依存度)的优点考虑较多，而不利的方面考虑较少；四是中央政府、地方政府、电力供应及电力消费侧等在新能源安全上的责任不明确。

解决路径包括：一是要构建多元、集中与分散相结合并考虑重大备用电源的低碳能源供应体系。实现碳中和时，中国电力供需平衡机制应当是一个由新能源发电为主体，与水电、核电、火电、储能相融合的，源、网、荷、储高度耦合的电力供需平衡体系，同时充分考虑了重大备用电源的体系。二是要充分认识并发挥好大电网在防范重大新能源安全风险上的巨大作用，不断完善和优化电网功能，增强电网的灵活性和韧性，坚决防止仅将电网看成是电力输送通道的认识。三是要构建以省为主体并与区域电网防范为配合的重大风险防范格局，尽可能将重大风险控制在较小范围，并分散风险影响。

能源转型过程中，除了需应对逐步增长的风电、光伏等可再生能源对电力系统的挑战，还需要考虑地缘政治对进口油气特别是直接与电力生产相关的油气资源波动性问题，因此，油气资源对外依存度也是未来我国电力系统起始端不容忽视的一个变量。

4.2 能源转型系统成本问题

2010年以来，可再生能源的发电成本显著下降(见图5),但以可再生能源发电成本与传统的能源化石能源发电成本直接比较高低，得出可再生能源发电成本已经低于化石能源发电成本的结论，对宏观决策易产生误导作用。主要问题是，当前衡量可再生能源发电成本的依据主要是保障性收购政策下的电能生产成本或单纯的上网电量财务核算为基础的成本，并不是到达终端用户的电能总成本。即只考虑了发电企业的生产“电量”的成本，而未考虑为保障用户安全稳定供电而增加的辅助服务成本，如调频、调峰、备用等成本，更没有考虑全社会的能源转型系统成本。如中国燃煤电厂平均运行年龄在12年，而发达国家运行年龄在40～50年，如果要加快淘汰这些还没有回收投资的燃煤电厂，或者过快减少还有重大经济价值的电力资产，则这些成本均应当计入全社会能源转型成本之中。

图5 可再生能源成本下降

对于与电网相连接的电源，只计算发电端的电量成本来估计电力整体转型成本的大小是不全面的，对防范电力转型中的风险防范也是不利的。同时，没有将电能全成本传导到终端用户，则不利于用户认识低碳发展的艰巨性，不利于强化节能意识，也会间接影响到碳价格，进而影响到碳市场的正常运行。因此，电价政策改革要以电能商品属性为依据逐步完善，并高度重视系统支撑和风险防范的成本传导。

4.3 煤炭与煤电转型问题

进入“十三五”以来，煤电投资规模逐年下降，煤电年新增装机规模由“十一五”时期的平均6862万kW,降至“十二五”的4594万kW,“十三五”期间已降至3538万kW;煤电新增装机容量规模在2016年被新能源超越，如图6所示；2020年新能源发电年新增装机是煤电的近3倍，煤电装机容量比重历史性降至50%以下，但煤电发电量比重仍超过60%,如图7所示。

图6 2005-2020年煤电与新能源发电年新增装机容量

图7 煤电发电装机与发电量占比变化情况

“十四五”是我国能源清洁低碳绿色转型的关键窗口期，能源转型尤其是煤电转型应避免先建后拆、重复投资，应严控煤电总量、优化布局、大力开发风光等清洁能源。通过电能替代、优化用能等方式，煤电在从电力系统“主体电源”向“提供可靠容量、电量、和灵活性调节型电源”的转变过程中,应逐步承担更多的系统调峰、调频、调压和备用功能，并最终被其他新能源替代。

对于能源转型中的煤炭与煤电问题，应处理好社会稳定与发展的关系、低碳转型与防范安全的关系。煤炭必减，但要减之有理、有序；煤电必降，但要因地制宜。杜绝一切以“平均”数据的比较来论证减煤、减煤电“合理性”的论证，防止“一刀切”行为。评价减煤路径的底线是保障能源安全、系统经济性和整体优化。煤电在能源转型过程中任务是兜底保供、灵活调节、提高资源综合效益(如促进热电联产、循环经济)以及安全备用。绝不能简单与欧美国家比煤电的功能定位，因为发展阶段、资源禀赋、经济结构都不相同。

5 结论

实现碳达峰、碳中和目标是中国新阶段高质量发展的内在要求，标志着人类文明发展进入了生态文明新阶段。要实现碳达峰、碳中和目标，需理清概念，抓住本质，综合考虑各种社会、技术、经济因素，加强顶层设计，优化调整政府职能配置，完善现有的体制和政策框架，明晰减碳路径，同时在转型过程中还应重点关注能源安全、转型系统成本、减煤路径等问题。

作者简介

王志轩，教授级高级工程师。现任中国电力企业联合会专职副理事长，兼国家气候变化专家委员会委员，全国能量系统标准化技术委员会副主任委员，电力行业节能标准化委会主任委员等。主持完成电力环保及资源节约、循环经济、应对气候变化等方面的法规、政策、规划的研究及制订工作50余项；作为主要起草者制订国家或行业标准10多项，其成果多次获得政府部门的奖励。出版了电力发展及环境保护等方面20部专业著作和译著，发表论文约200余篇，代表性的著作《直面雾霾—中国环境保护与电力发展新思考》（2014年出版），《Constraints and Solutions for Energy and Electricity Development》（2018年Springer出版）。

来源：电力科技与环保