摘要： “2030年前碳达峰”和“2060年前碳中和”目标要求我国能源经济系统进行深刻的转型。本文利用全球可计算一般均衡能源经济模型（C-GEM）等模型工具，研究了碳中和愿景下我国能源经济转型的逻辑和路径，定量评价了主要减排措施在不同时期的减排贡献度和所需的政策干预力度，对能源经济转型路径的关键特征指标进行了不确定性分析。研究表明，要实现“2060年前碳中和”目标，我国应进一步提高能源利用效率，2060年单位GDP能源消费相比当前下降75%以上；持续推进以新能源为主体的能源结构优化，2060年非化石能源在一次能源消费中的比重提高到80%以上；大力推进电气化和电力系统深度脱碳，2060年电力在终端能源消费中的比重提高至70%以上，非化石电力在电力供应中比重提升至90%以上，电力系统在2045~2050年间实现净零碳排放；碳定价机制将在碳中和转型中发挥关键作用，为低碳、零碳和负碳技术创新和产业转型升级提供有效的激励。研究还表明，碳中和将有助于我国经济高质量发展，2030年和2050年我国人均GDP将超过2万美元和3万美元。
《巴黎协定》确定了控制全球温度上升的目标：将温升控制在2℃之内，并争取控制在1.5℃之内。为实现这一长期目标，各国温室气体排放应尽快达到峰值，并促使全球在21世纪中叶实现碳中和。中国作为世界上最大的碳排放国家与工业门类最为齐全的国家，正处在城镇化快速发展阶段，面临着经济转型、环境保护、应对气候变化等多重挑战。
长期以来，中国高度重视气候变化问题，把积极应对气候变化作为国家经济社会发展的重大战略，采取了一系列行动，为应对全球气候变化做出了重要贡献。自“十二五”以来，中国积极实施了各项政策措施，产业结构和能源结构调整加快推进，能源利用效率大幅提高，单位国内生产总值（GDP）碳排放实现年均下降超5%。2015年，中国发布国家自主贡献，承诺二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰，到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，宣布“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，争取在2060年前实现碳中和。”
为了实现“2030年前达峰”和“2060年前碳中和”目标，当前迫切需要识别能源经济系统的转型路径、评估转型所需政策干预力度。为此，本研究综合国家自然科学基金重大项目“绿色低碳发展转型中的关键管理科学问题与政策研究”成果，采用中国—全球能源经济模型（China-in-Global Energy Model，C-GEM），同时结合电力、交通和建筑三大部门能源技术模型，综合考虑国内外社会经济技术等因素，重点围绕以下5个方面展开研究：（1）合理的碳中和碳排放轨迹；（2）碳中和对经济转型的要求；（3）碳中和对能源系统变革的要求；（4）实现碳中和所需的政策干预力度；（5）主要减排技术方案的减排贡献。
《巴黎协定》确定了将全球温升控制在2℃并争取控制在1.5℃之内的目标，而《IPCC全球升温1.5℃特别报告》指出，将全球变暖限制在1.5℃而不是2℃或更高的温度，可以避免一系列气候变化影响。例如，到2100年，将全球变暖限制在1.5℃而非2℃，全球海平面上升将减少10厘米（IPCC，2018）。因此，应识别全球实现2℃和1.5℃温升控制的碳排放轨迹，以2℃温控为底线、以1.5℃温控为目标确定我国合理的碳中和排放轨迹。
《IPCC全球升温1.5℃特别报告》（Rogelj et al.，2018）研究显示，要以大于66%的概率实现2℃和1.5℃温升控制目标，必须将2011~2100年间的全球累计排放分别控制在1万亿吨和4000亿吨CO2。为实现1.5℃温升控制目标，全球需要在土地、能源、工业、建筑、交通和城市方面进行“快速而深远的”转型。到2030年，全球CO2排放量需要比2010年的水平下降大约45%，到2050年左右达到“净零”排放（Rogelj et al.，2018）。Lurderer等（2018）联合5个重要能源模型组，基于减排发生在具有最佳成本效益的时间和地点的原则，研究得出全球需要在2020年左右实现碳达峰，而后加快减排，在2045~2060年间实现碳中和，而后实现负排放，方能以大于66%的概率实现1.5℃温控目标。由此可见，中国于2060年前实现碳中和的承诺与努力实现1.5℃温升控制目标是一致的。
对于中国的转型路径，清华大学联合我国十多家研究机构开展“中国长期低碳发展战略与转型路径研究”项目，研究了面向2050年的中国2℃情景和1.5℃情景，估算出2050年化石能源燃烧碳排放应分别为29和15亿吨CO2（解振华等，2020）。姜克隽等（2012）利用IPAC-AIM模型研究，估计出要实现2℃温控目标需要在2050年将碳排放控制在30亿吨CO2以内，要实现1.5℃温控目标则应在2050年实现负排放5.9亿吨（Jiang et al.，2018）。段宏波和汪寿阳（2019）基于中国能源—经济—环境系统集成模型（CE3METL），从排放路径、能源重构和经济影响3个维度对比分析了全球温控目标从2℃到1.5℃的战略调整对中国的长期影响。该研究认为，中等可能性的2℃目标下，中国的二氧化碳排放量将于2030年前达到峰值，2050年碳排放为70亿吨左右，而后快速减排至2060年的20亿吨；而1.5℃目标则要求碳排放从当下开始急剧下降至2025年20~40亿吨，且最早到2060年前后实现近零排放。在此基础上，Duan等（2021）进一步评估中国实现1.5℃目标所需的行动力度，综合AIM、GCAM、IMAGE、POLES等团队的研究结果，认为中国要实现1.5℃目标，需在2020年达峰，而后加快减排至2030年的30~80亿吨，于2050年降至（-10）亿~20亿吨。此外，能源基金会（2020）发布的《中国碳中和综合报告2020》对中国实现碳中和目标的关键年份（2035和2050年）进行分析，识别并建议电力、建筑、工业、交通、农业、林业和土地利用等关键部门的减排行动。虽然上述文献涉及中国的碳排放路径，但大多数为面向2050年的论证分析，仍然缺乏对 2060年前碳中和目标下的能源经济转型逻辑和能源经济协同转型路径的系统研究。目前国际上针对1.5℃温控目标的大多数研究，几乎都假设我国碳排放于2020年达峰后急剧下降，不符合我国国情。
目前国际通行的碳减排政策主要包括能效与排放标准、公共技术研发和碳定价工具（包括碳税和碳排放交易体系）。政策分析人士普遍认为，要以经济有效的方式实现深度碳减排，覆盖全经济系统的碳定价工具将是政策的必要组成部分（Metcalf，2009；Kaplow，2010；Borenstein et al.，2019）。鉴于碳排放来源的多样性，传统的能效和排放标准设计挑战很大，且会造成不必要的高成本（Newell and Stavins，2003）。碳定价工具的关键优势在于它的灵活性以及可以带来经济总体成本效益最优的有效激励（Knittel，2019）。另外，碳定价还可以通过诱导气候友好型技术变革降低长期减排成本（Newell et al.，1999）。
国际社会广泛认可碳定价在能源经济转型中的核心作用并将其落诸实践。当前，全球已有61项碳定价机制正在实施或计划实施中，其中31项属于碳排放交易体系，30项属于碳税，共覆盖约120亿吨CO2，占全球温室气体排放量的约22%（世界银行，2020）。《巴黎协定》的189个缔约方提交的减排承诺中，有一半以上表示将使用碳定价工具。经过近十年的地方试点和建设准备，2021年7月我国全国碳排放权交易市场实现了电力行业的交易运行。这种基于市场的碳定价机制通过限制多个碳密集型行业的碳排放，也推动高碳排放产业的转型升级。
在模型研究中，碳定价可以用来定量显示减排所需的政策行动的整体力度。根据《IPCC全球升温1.5℃特别报告》，要实现2℃温控，2030年全球碳价水平需达到15~220美元/吨CO2，2050年则需达到45~1050美元/吨CO2，2070年将达到120~1100美元/吨CO2；相对的，要实现1.5℃温控，2030年全球碳价水平需进一步提升至135~6050美元/吨CO2，2050年则需达到245~14300美元/吨CO2，2070年将达到420~19300美元/吨CO2（Rogelj et al.，2018）。反映政策力度的碳价水平由于模型框架、减排目标和技术可用性预测等的不同而有所差别（Clarke et al.，2014；Kriegler et al.，2015；Rogelj et al.，2015a；Riahi et al.，2017；Stiglitz et al.，2017）。
目前已有部分模型研究对不同国家实现碳中和所需政策力度开展了评估。European Union（2018）基于价格导向的市场均衡模型PRIMES研究显示，欧盟要于2050年实现碳中和，碳价需达到350欧元/吨CO2（约为430美元/吨）。Oshiro等（2018）利用自下而上能源系统模型AIM/Enduse（Japan）分析日本于2050年实现碳中和所需的能源系统转型，计算得到碳减排成本在2050年高达2200美元/吨CO2。Climate Works Australia（2020）利用技术优化模型Aus-TIMES模型研究澳大利亚2050年实现碳中和所需的碳价：在强调技术创新的发展路径下，碳价水平约为200美元/吨CO2；在强调政策干预的发展路径下，碳价水平将达到233美元/吨CO2。总体而言，不同地区实现碳中和时所面临的碳价水平不同，与国家的发展水平、技术路径和资源禀赋密切相关。因此，在利用模型评估中国碳中和目标下的能源经济转型所需碳价水平时，需要充分考虑我国的经济系统和能源系统的特点。
为模拟我国绿色低碳转型的路径与政策，本研究采用自上而下的全球可计算一般均衡能源经济模型——中国—全球能源模型（China-in-Global Energy Model，C-GEM）进行情景模拟分析，并利用3个自下而上的技术模型REPO（China Renewable Electricity Planning and Operation Model）、CPREG（China Provincial Road Transport Energy Demand and GHG Emissions Analysis Model）和CBEM（China Building Energy Model）分别对电力、交通和建筑三大重点排放部门的能源消费、成本和技术选择情况进行校核验证，确保研究结果在经济和技术上都具有可解释性。详细的模型介绍参见《管理世界》网络发行版附录。
经过7年多的开发和应用实践，C-GEM的低碳技术表达和政策模拟功能日趋成熟，比较适合能源经济系统转型路径及所需政策力度的评估工作。一方面，C-GEM模型细致刻画了多种低碳、零碳和负碳技术。Qi等（2014a）细致刻画了风、光、生物质发电等11种先进能源技术，并评估可再生能源发展对中国能源和碳排放的影响。与此同时，Zhang等（2015）进一步改进了模型中煤电碳捕集及封存（CCS）技术和气电CCS等CCS技术的刻画，并研究得出当碳价高于35美元/吨CO2时，电力系统将开始部署CCS技术。为了进一步研究中国的深度脱碳路径，Huang等（2020）在模型中刻画了负排放技术——生物质碳捕集及封存（BECCS）技术，并评估可利用生物质资源量，研究显示，若2050年中国的碳排放空间为23亿吨CO2，BECCS需负排放6亿吨CO2；当排放空间为10亿吨CO2，则BECCS需负排放近10亿吨CO2。另一方面，C-GEM模型细致刻画了碳市场交易模块，并已经支撑了一系列评估转型所需政策力度的研究。Qi等（2016）评估中国延续《哥本哈根协议》减排承诺力度（即年均碳强度下降率为3%）所需的碳定价政策力度，研究显示，2050年要将碳排放控制在120亿吨，碳价需达到58美元/吨CO2。Weng等（2018）研究了中国实现《巴黎协定》气候承诺（即2030年碳排放强度相比2005年下降60%~65%）所需的碳价水平，研究显示，中国2021~2025年碳价达到8美元/吨CO2，2026~2030年达到12美元/吨CO2，则可以大于90%的概率实现气候承诺。
本节将对C-GEM、REPO、CPREG和CBEM这4个模型进行简要介绍。
中国—全球能源模型（C-GEM）是全球多区域递归动态可计算一般均衡（CGE）模型。该模型由清华大学能源环境经济研究所与美国麻省理工学院全球变化科学与政策联合项目合作开发，主要用于评估中国与全球低碳政策对经济、贸易、能源消费与温室气体排放的影响。模型以2014年为基年，并根据世界银行、国际能源署与中国统计局发布的相关数据将模型主要国家及地区的能源经济数据校核至2018年，随后从2020年起以5年为一个周期运行到2100年。
C-GEM模型涵盖全球17个区域与19个经济部门，在开发过程中注重对中国及其他发展中国家的经济特征表述，尤其对发展中国家能耗较高的工业部门细节与对能源系统低碳化转型十分重要的多种能源技术做出详细刻画。为了模拟研究碳中和路径，模型重点刻画了可再生能源技术和BECCS、空气直接碳捕集（DAC）、钢铁CCS、煤电CCS等多种CCS技术（Huang et al.，2020；Zhang et al.，2015；Qi et al.，2014a）。此外，模型参考发达国家的电气化程度和经验，通过动态调整主要部门电力与化石能源间的替代弹性来有效刻画我国未来电气化进程。
考虑到中国经济发展进入“新常态”，需求管理与供给侧改革不断深入，研究团队在C-GEM模型中特别考虑了中国未来经济转型的特点。C-GEM模型借鉴欧盟、日本、美国等国的经济增长和结构变化情况，结合中国供给侧结构性改革进程和扩大内需消费等政策措施，对模型动态过程中的消费和投资等结构进行外生动态演变，以模拟中国经济快速转型的特点，具体过程详见Zhang等（2016）和翁玉艳（2018）。
本研究采用由清华大学能源经济研究所开发的中国可再生能源电力规划及运行模型（REPO）对电力部门转型进行技术验证。该模型是反映中国电力系统运行特征和省际差异的分省电力系统规划模型，以最小化电力系统贴现成本为优化目标，能够得出满足约束条件下各类发电技术各模型模拟年份在各省的装机和发电量、省间传输线容量和碳排放等结果（熊威明，2016；Yang et al.，2018）。不同情景下，C-GEM模型将所模拟的全国电力需求和碳价反馈给REPO模型，REPO模型以上述指标为输入模拟得到电力结构并反馈给C-GEM，后者以此更新模型电力结构并得到新的电力需求和碳价，重新反馈至REPO模型，通过多次迭代校验，最终保证两模型电力结构、电力需求和碳价基本一致。
对于交通部门的转型路径，本研究应用自下而上的中国分省道路交通能耗和温室气体排放模型（CPREG）进行验证。该模型细致刻画了多种交通技术，通过外生的宏观经济、社会发展指标以及广义交通成本，采用弹性的方法预测中国未来客货运服务需求，运用离散选择的方法计算未来各种交通技术所承担的交通服务份额，并测算能耗及温室气体排放情况（Peng et al.，2018）。验证过程中，C-GEM模型将根据不同碳排放约束下CPREG模型的研究结果校核电动车发展规模，保证两个模型交通部门电气化水平和用能需求量可比。
对于建筑部门的转型路径，本研究则采用自下而上的中国建筑用能模型（CBEM）进行验证。该模型以大量统计、调研与实测数据为基础，构建了中国的典型建筑库；基于建筑全性能仿真平台，得到不同气象条件、建筑本体、设备性能及行为模式下的建筑全性能情况（能耗、碳排放、污染物、室内环境）；同时基于多源数据分析得到不同典型建筑在我国的整体分布情况，从而获得我国建筑用能现状与历史；同时通过文献分析与趋势判断，研究不同驱动因素在不同假设下如何变化，从而得到不同情景下的建筑部门发展情况（Guo et al.，2021）。验证过程中，C-GEM模型将根据不同碳排放约束下CBEM模型的研究结果校核建筑用能规模，保证最终建筑部门用能结构和规模与技术模型协调一致。
未来人口增长的假定采用联合国经济和社会事务部（UNDESA，2019）发布的《2019世界人口展望》中等人口情景的预测结果：中国人口预计将于2030年达峰，为14.6亿，而后逐渐下降到2060年的13.3亿。该预测也与《国家人口发展规划（2016—2030年）》中的人口发展预期目标基本一致。
通过对国家信息中心（祝宝良，2019）、国际货币基金组织（IMF，2020）、世界银行（WB，2020）、牛津经济（Oxford Economics，2020）、经济合作与发展组织（OECD，2020，2021）、美国能源信息署（EIA，2019）和国际能源署（IEA，2019）等国际机构对中国未来经济增速的预测调研，本研究假设参考情景下，中国经济总量在2035年达到205万亿元（2020年人民币不变价），2060年达到420万亿元；人均GDP在2035年达到14万元（约2.0万美元），在2060年达到约31万元（约4.6万美元）。
本研究开发了面向2060年的参考情景及2060碳中和情景，来比较研究实现碳中和目标的能源经济转型及政策干预力度。两个情景的能源技术成本和自动能效进步率假设相同，技术应
用规模由市场价格驱动。两个情景采用碳定价机制作为所有气候政策的代表，碳价显示全经济尺度的边际减排成本，反映实现碳中和目标所需的政策力度。由于我国过去和近期的碳减排目标以碳强度形式提出，为了保证政策在一段时间内的可比性，本研究以年均碳强度下降率作为碳排放约束。
该情景在2030年以前的碳减排力度以我国2015年在巴黎气候变化大会上承诺的碳减排力度为依据，即碳排放于2030年左右达峰、单位GDP碳排放与2005年相比下降60%~65%、非化石能源比重2030年达20%以上；2030年以后假设延续2020~2030年的碳减排力度，单位GDP碳排放年均下降率保持在大约4%的水平。
该情景的碳减排力度以习近平总书记提出的“2030年前碳排放实现达峰，2060年前实现碳中和”目标为依据，碳排放趋势尽可能靠近全球1.5℃温升控制目标下要求的中国碳排放轨迹。何建坤等（2020）研究显示，要争取2030年之前实现二氧化碳排放的达峰，中国单位GDP碳排放强度的年下降率需达到4.5%~5%的水平，才能用GDP碳强度下降抵消能源消费增长带来的碳排放增量。2060碳中和情景假设“十四五”年均碳排放强度下降率为4.5%，“十五五”年均碳强度下降率为5%。
对于2030年后的排放轨迹设定，尽量对标1.5℃温升控制目标。Luderer等（2018）研究显示，若要以大于66%的概率实现1.5℃温升控制，在没有任何减排分担机制、减排发生在最具成本效益的地点和时间的情况下，全球应在2045~2060年间实现碳中和。若将Luderer等（2018）的减排轨迹用碳强度下降率的方式表示，则全球2030~2040年应以至少7.8%的年均碳强度下降率进行减排，2041~2045年年均碳强度下降率应达到至少9.2%，2046~2050年应达到至少11.7%，2051~2055年应达到至少15%。因此，本研究设置阶梯式碳强度下降率，使得我国2030年后碳强度下降率基本达到1.5℃温升控制目标所要求的最低碳强度下降率。
（一）能源相关碳排放应在“十五五”中期达峰，2050年相比峰值下降约75%
在参考情景下，若延续我国2015年在巴黎气候变化大会上承诺的碳减排力度，我国化石能源燃烧碳排放将于2030年达峰，峰值为108亿吨CO2，而后碳排放量逐渐下降，但到2060年仍有79亿吨，不能实现“两度温升控制”目标和“2060年前碳中和”目标。在2060碳中和情景下，我国“十四五”年均碳排放强度下降率为4.5%，“十五五”年均碳强度下降率为5%，化石能源燃烧碳排放将于2027~2028年左右达峰，峰值在105亿吨以内，而后稳中有降，2030年碳排放缓慢降为100亿吨。2030~2035年碳排放有明显下降，2035年碳排放将相比峰值下降约15%，约87亿吨；此后进一步加速减排，2050年将减排至26亿吨，即相比峰值下降约75%；2060年，能源相关碳排放将实现净零排放。与此同时，工业过程碳排放和非二氧化碳温室气体排放有望与农林业增汇相抵消，最终实现全社会的碳中和。
对比2060碳中和情景与全球1.5℃温控目标的排放趋势可知，Luderer等人（2018）研究要求全球2020年碳达峰进而快速减排，而我国作为一个发展中国家，仍需要10年左右的准备期才能进入快速减排阶段。从碳达峰到碳中和，中国预计需要30年的时间，相比欧盟1980年达峰、2050年前碳中和，美国2005年达峰、2050年前碳中和，中国的碳中和目标已经非常积极、挑战巨大。考虑到参考情景无法满足“2030年前碳达峰”目标和“2060年前碳中和”目标，下文将重点围绕2060碳中和情景进行讨论。
（二）碳中和目标要求经济进行持续结构性调整，高碳产业贡献不断降低
“十二五”以来，中国的经济结构出现了较为明显的变化，工业部门对中国经济的贡献不断下降，服务业的贡献不断上升。未来，随着人们生活水平和收入水平的提高，内需将进一步扩大，人们的消费选择向以服务、休闲为主的消费转变，服务业投资占比加快增大；同时，高耗能部门将进一步“去产能”，制造业从资源依赖走向技术依赖。因此，我国产业结构加快向服务业主导结构转型。2050年随着我国现代化强国目标的实现，第三产业增加值占GDP比重预计将达到71%，而后保持相对稳定。
与此同时，2060年我国总产值将扩大为2020年的3.5倍。增速最快的6个行业分别为服务业、运营交通运输业、交通设备制造业、化工制品制造业、电力与热力生产与供应业及电气设备制造业。其中服务业产值约为2020年的6倍，运营交通运输业和交通设备制造业的产值约为2020年的4倍。在全社会再电气化和新能源技术的带动下，2060年电力与热力生产与供应业、电气设备制造业的产值约为2020年的3倍，而黑色金属冶炼及压延业、炼油业、煤炭开采与生产业、石油开采与生产业、天然气开采与生产业等的产值将相比2020年有所下降。其他部门2060年的产值约为2020年的2~3倍。
2060年，我国未来纺织业、电气设备制造业、黑色金属冶炼及压延加工业的净出口将进一步扩大，非金属矿物制品业与其他工业净出口有所减少，化工制品制造业和有色金属冶炼及压延加工业的净进口将进一步扩大。
通过技术进步和经济转型升级，中国在实现碳中和的同时，也可实现现代化强国的经济目标，2035年GDP总量将相比2020年翻一番，2060年将比2020年翻两番，2060年仍可保持2.6%的GDP增速。与此同时，人均国内生产总值2035年将相比2020年翻一番至14万元（2020年人民币不变价），约2万美元；2050年将进一步提升至约23万元，接近3.5万美元；2060年将相比2020年番两翻以上，达到31万元，约4.5万美元。
因为存在市场失灵，能源经济的深刻转型不能自动实现，需要政策的推动。碳价代表着全经济尺度的边际碳减排成本，碳定价是成本最低的公共政策工具的代表。
要实现碳达峰和碳中和，2025年我国的碳价水平将达到近70元/吨（2020年人民币不变价），约为10美元/吨；2030年将超过100元/吨，即近15美元/吨；2035年将达到近180元/吨，约为25美元/吨；2060年将超过2700元/吨，约为400美元/吨。2060年碳价超过了空气直接碳捕集技术成本，空气直接碳捕集技术是目前成本最高的负排放技术，在碳价高于300美元/吨时，空气直接碳捕集技术将逐渐变得成本有效并开始大规模捕集CO2（Realmonte et al.，2019）。与European Union（2018）实现碳中和时的碳价350欧元/吨（约为430美元/吨）相比，我国实现碳中和时的边际减排成本略低一些；相比于全球实现碳中和时的碳价水平，即100~1000美元/吨（Rogelj et al.，2015b），我国边际减排成本处于中等水平。
（四）能源消费总量应于2030年进入平台期，煤油气消费应依次达峰
2060碳中和情景下，随着碳约束的加强、能效和电气化水平的提升，中国一次能源消费总量将于2030年起进入约10年的平台期（消费量约为60亿吨标煤）。2040年后，经济发展与能源消费基本脱钩，一次能源消费总量以年均1%的下降率逐渐下降，2060年降低至50亿吨标煤，与2020年基本相当。与2020年水平相比，我国单位GDP能源消费量2025年下降15%左右、2030年下降28%左右、2060年下降75%左右；2020~2060年单位GDP能源消费量年均下降率约为3.5%。
在碳中和情景下，我国能源结构将加快向新能源主导型结构转变。煤炭消费在2025年左右达峰后，大幅下降至2060年的5亿吨标煤左右，其中3/4为近零碳排放煤炭（采用CCS）。随着交通部门电气化与交通服务结构和模式的改变，石油消费于2030年左右达峰，峰值约为10.6亿吨标煤，而后不断下降至2060年的3亿吨标煤。天然气消费在2035年左右达峰，峰值约为8.3亿吨标煤，其后逐步降低到2060年2亿吨标煤左右，其中一半以上为近零碳排放天然气（采用CCS）。非化石能源发展速度大幅加快，其占比从2030年的26%，增长至2060年的80%以上。其中，核电在一次能源消费中的占比从2030年的4%，逐渐增长至2060年的15%。2060年BECCS将利用2.4亿吨标煤的生物质，常规生物质发电及生物质燃油规模将达到0.6亿吨标煤。
未来用电需求随着人民生活质量的提升和经济的增长而不断提高。由于经济增长仍需要能源的支撑，在碳排放约束趋严的情况下，能源系统需要加快非化石能源替代，而电力作为非化石能源的主要利用形式，需要在全社会各部门更加广泛的应用。预计到2025年电力需求将达8.9万亿千瓦时左右，到2030年电力需求将达10.4万亿千瓦时左右；而后用电量不断增长至2060年的15.1万亿千瓦时。达到碳中和时，电力占终端用能的比重达到70%以上。对于电力在终端用能中的作用，欧盟在1.5℃温控研究中也进行了分析（European Union，2018）：欧盟在2050年实现碳中和，电力直接使用在终端用能比重为50%，电制气、电制液体燃料约占10%，氢气约占终端用能的10%，其他燃料占30%。
对于分品种电力，未来煤电与气电需进行CCS技术改造，非化石电力尤其是风光电力需大规模发展。对于常规煤电，其发电量将于2025年左右达峰，约为4.8万亿千瓦时，而后不断减少至2050年完全退出市场。为了降低常规煤电机组搁浅所带来的成本，自2035年起，常规煤电机组将进行CCS改造，部分机组与生物质进行掺混燃烧并实现净零乃至负排放。煤电CCS发电量将从2035年的0.1万亿千瓦时不断增长至2050年的0.9万亿千瓦时，而后保持相对稳定（2060年占总发电量的6%）。常规天然气发电量从2020年0.3万亿千瓦时增长至2035年的0.4万亿千瓦时，之后随着机组退役与机组的CCS技术改造，2060年常规天然气发电量将减少至0.1万亿千瓦时，主要用于提供调峰辅助服务。与此同时，气电CCS将于2035年起开始规模化应用，至2060年发电量将达到0.4万亿千瓦时，占总发电量的2%。核电发电量由2020年的0.4万亿千瓦时不断增长至2060年的2.6万亿千瓦时。常规水电发电量由2020年的1.3万亿千瓦时增长至2060年的1.9万亿千瓦时。风光发电增长显著：风电发电量由2020年的0.5万亿千瓦时，翻近两番至2030年的1.7万亿千瓦时，而后再增长至2060年的4.5万亿千瓦时；光伏和光热发电由2020年的0.3万亿千瓦时，翻两番至2030年的1.2万亿千瓦时，而后较快增长至2060年的4.2万亿千瓦时；风光发电量到2060年将占总发电量的近60%。随着碳价的提高，BECCS技术将于2045年起开始规模应用，发电量由2045年的0.1万亿千瓦时增长至2060年的0.6万亿千瓦时。
对于电力装机，将由2020年的22亿千瓦增加至2030年的近35亿千瓦，而后持续增长至2060年的60亿千瓦以上（其中风光装机占约75%）。在地区分布方面，煤电向新疆、内蒙、宁夏、山西等煤价较低的煤产地集中，煤电CCS也主要集中在新疆和内蒙两地。水电发展受资源限制明显，新增装机主要集中在华中地区和西藏。风电新增装机主要分布在风力资源较好的地区，如新疆、内蒙、河北、云南以及福建等。太阳能发电装机则兼顾地域和资源，在光照条件良好和负荷中心地区均有较快发展。BECCS机组主要分布在生物质与碳封存资源较好的地区，如四川、山东、广东、吉林等（Wei et al.，2021；科学技术部，2019）。
随着未来非化石能源电力占总发电量的比例提升和CCS技术的推广，电力部门将于2045~2050年间率先实现碳中和。其中，非化石电力占比从2020年的34%逐渐提高至2025年的43%，2030年提高至55%，2050年较快增长至90%后保持相对稳定（其中可再生电力占总发电量的约75%）。Rogelj等（2015b）研究显示，1.5℃情景下全球需于2050年左右实现碳中和，该年份下低碳电力（非化石电力与煤/气CCS电力）占比的中值为97%，与本研究结果（99%）基本可比。值得注意的是，随着电力系统中可再生能源发电占比的提高，2035年起电力系统需要大规模的配备电化学储能、压缩空气储能等储能装置，以保障电力系统的安全与稳定。通过大力发展可再生能源和CCS技术，在经济最优的情况下，电力部门将于2050年前实现碳中和，而后进入负排放阶段，为其他难减排部门提供一定的排放空间。
（六）CCUS技术和碳移除技术对全经济尺度碳中和具有重要意义
2060年，我国将通过人工CCUS和碳移除技术分别捕集约14和9亿吨CO2。对于电力部门，煤电CCS、BECCS和气电CCS机组将分别在2060年捕集约7、7和1.5亿吨CO2。钢铁CCS在2035~2045年有一定规模的工业示范（2040年捕集约0.3亿吨），2050年起开始规模化应用，将捕集2.1亿吨CO2，2060年捕集量约为2.9亿吨CO2。化工CCS将从2035年捕集0.1亿吨CO2不断增加至2060年捕集近2亿吨CO2。水泥CCS将从2035年捕集0.6亿吨CO2不断增加至2060年捕集近1亿吨CO2。碳捕集成本高达300美元/吨的DAC技术将在2060年开始规模化应用，捕集达到实现碳中和需要的剩余1.7亿吨CO2排放。
实现碳中和需要识别主要部门的减排难度及相应碳排放情况。在2050~2060年，工业部门是减排难度较大的部门，2060年仍将排放近4亿吨CO2；电力部门将率先实现负排放，2060年将为其他部门提供5.6亿吨的排放空间；2060年交通部门、建筑部门（只考虑直接排放）和其他部门的碳排放量基本相当，分别为1.5、0.9和1亿吨；2060年DAC技术的捕集量将能基本抵消建筑部门和其他部门的排放量。
（七）达峰前减排由能效提升主导，达峰后能源替代与碳捕集减排贡献显著
要实现碳达峰、碳中和目标，不仅要通过能效提升（包括技术进步、结构调整、管理等）、能源结构优化（包括非化石能源替代与煤改气等化石能源内部结构优化）、发展人工CCUS和碳移除技术等手段减少经济体的碳排放存量，也要通过上述方式抵消由经济增长所带来的碳排放增量。为了识别上述因素在不同时期的碳减排贡献，本研究应用对数平均迪氏指数法（Logarithmic Mean Divisia Index，LMDI）（Ang，2005；Ang and Liu，2007）进行了因素分解研究。
研究显示，经济增长在相当长一段时期内仍是碳排放增加的主要驱动因素，而随着我国经济发展与碳排放的逐渐脱钩，由经济增长所带来的碳排放增量将由“十四五”期间的28亿吨CO2逐渐下降至“十六五”的17亿吨，2046~2050年进一步下降至约5亿吨，2055~2060年基本实现碳排放与经济增长的完全脱钩。
能效提升（包括技术进步、结构调整、管理等）在达峰前的减排贡献显著，而后随着能源结构优化的深入及人工CCUS和碳移除技术的发展，能源碳强度不断下降，能效提升减排贡献不断下降。未来10年能效提升在所有减排因素中的减排比重达67%，2031~2035年减排贡献度下降至50%，2036~2050年进一步下降至36%，2051~2060年仅为11%。
能源结构优化中，非化石能源替代与化石能源内部结构优化的减排贡献皆先增后降。对于非化石能源替代，其减排贡献度由未来10年的24%提升至2031~2035年的37%，2036~2050年减排贡献度进一步提升至38%，而后随着人工CCUS和碳移除技术的规模化应用，2051~2060年下降至19%；相应的，减排量由“十四五”期间的6亿吨增长至2036~2040年的近15亿吨，而后开始下降，2046~2050年降至6亿吨左右，2051~2060年减排贡献约为5亿吨。对于化石能源内部结构优化，煤炭、石油、天然气的单位能源碳排放量依次下降，当化石能源结构中煤炭比重下降、石油和天然气比重提高，单位化石能源的碳排放量将逐渐下降，从而实现碳减排。随着煤炭、石油、天然气分别在“十四五”、“十五五”、“十六五”时期达峰，2035年前化石能源内部结构优化的减排贡献不断提高，由“十四五”期间的约2亿吨提升至“十六五”期间的近3亿吨，而后随着化石能源消费总量的下降和人工CCUS和碳移除技术的推广，减排贡献逐渐下降。化石能源内部结构优化的减排贡献度将从未来10年的9%提升至“十六五”的10%，2036~2050年下降至3%，2041~2060年仅为1%。
人工CCUS和碳移除技术在碳达峰后的减排贡献将大幅提升，从“十六五”期间的不到1亿吨快速提升至2046~2050年的8亿吨，2056~2060年进一步提升至12亿吨。减排贡献比例将由“十六五”期间的3%左右提升至2036~2050年的23%，2051~20
60年进一步提升至69%。
基于模型模拟结果，本研究参考国务院发展研究中心资环所、国家发展改革委能源研究所、国家气候战略中心等团队的研究成果（以上团队研究成果均未正式发表，大多以内部座谈会等形式交流获得），重点围绕2个经济指标（GDP增速与碳价），7个能源指标（一次能源消费量、化石能源消费量、非化石能源在一次能源消费中比重、非化石电力在总发电量中比重、电力占终端消费比重、总用电量、分品种电力发电量），3个碳指标（能源相关碳排放量、人工CCUS和碳移除量、分部门碳排放）进行了不确定性讨论，详见论文原文。
未来我国经济增速将随着我国经济增长所处阶段的不同，由“十四五”期间的5.5%~6%逐渐向2060年的2.5%~3%转变。整体而言，2035年GDP将相比2020年翻一番，2050年GDP约为2020年的3倍，2060年将相比2020年翻两番。相对于大概率分布区间，在碳中和情景下，本研究对2050年前的经济增长预测较为乐观，2050年后随着社会主义现代化经济目标的实现，GDP增速将放缓，逐渐接近区间下限。对于碳中和目标下的碳价水平，预计2030年将在15~18美元/吨CO2左右，2050年将超过100美元/吨CO2，2060年将达到390~415美元/吨CO2，即2650~2820元/吨CO2。由于本研究2060碳中和情景的碳排放轨迹处于大概率分布区间中间偏上的位置，所以碳价处于区间中间偏下位置。
一次能源消费量于“十六五”期间达峰，峰值约为59~62亿吨标煤，而后将进入平台期，2040年后随着能效提升，逐渐下降至2060年的48~51亿吨标煤。本研究2060碳中和情景下的一次能源消费量处于大概率分布区间中间位置。对于化石能源消费量，本研究2060碳中和情景对近零碳排放煤炭与近零碳排放天然气应用规模的判断较为慎重，消费量处于大概率分布区间中间偏下的位置；若未来CCUS技术成本进一步下降且经济有效的碳利用途径增加，近零碳排放煤炭与天然气应用规模有望进一步增加。2060年实现碳中和时，人工碳捕集、利用与封存量将达到9~15亿吨CO2，人工碳移除量将达到6~9亿吨；本研究2060碳中和情景结果位于区间中值。
非化石能源的发展可以分为3个时期：准备期、加速期与稳定期，分别为2020~2030年、2030~2050年和2050~2060年。对应的，非化石能源在一次能源中的比重将由2020年的16%逐渐增长至2030年的25%~28%；而后随着新能源和储能等技术的成熟，非化石能源应用规模快速扩大，其比重快速增长至2050年的60%~70%；随着易开发资源被基本开发、易电气化领域已基本实现电气化、以及CCUS技术基本成熟，非化石能源在一次能源中的比重增长变缓，到2060年该比重为75%~85%。本研究2060碳中和情景的研究结果在2030年前与国家政策目标基本一致，位于区间中等偏下位置；2030~2060年情景预测结果处于区间中值。关于非化石电力在总发电量中的比重趋势，2040年前情景研究结果相对乐观，处于区间上限；2050年后，随着非化石电力占比达到90%，综合考虑电网稳定性与安全性问题，非化石电力占比将维持在该水平，处于区间中值。终端电气化率将由当前的27%逐步增长至2060年的70%~80%，呈不断加快趋势。
中国—全球能源模型与电力、交通和建筑技术模型的情景模拟分析显示，我国要实现2060年碳中和目标，能源与经济系统就必须进行深刻的转型。实现转型的主要技术路径和政策措施包括以下几个方面。
能源相关碳排放在“十五五”中期达到峰值，峰值水平在105亿吨以内，2035年在峰值水平基础上下降15%左右，2050年下降75%以上，2060年前实现全经济尺度碳中和。进行分部门碳排放总量管理，推动建筑（仅考虑直接排放）、电力、工业与交通部门依次达峰，达峰年分别为2025年前、2025年左右、2025年左右与2030年左右。
通过产业升级和结构调整、技术节能和管理节能等措施，与2020年水平相比，我国单位GDP能源消费量2025年下降15%左右、2030年下降28%左右，2050年下降65%左右，2060年下降75%以上。能源消费总量于“十六五”期间进入平台期，2040年以后开始下降，2060年用能水平与2020年基本相当。碳达峰前，减排量由能效提升所主导实现，该措施将贡献超过60%的减排量。
要实现2030年前碳达峰目标和2060年前碳中和目标，需要持续推进以新能源为主体的能源结构优化，促使非化石能源在一次能源消费中的比重2030年上升到25%以上，2050年进一步增长至65%左右，2060年达到80%以上。碳达峰后，到本世纪中叶，能源替代将比能效提高发挥更大的作用，贡献40%左右的减排量。
电气化对于能源经济深度脱碳至关重要。终端能源中的电力占比2030年提高到32%左右，2050年提高到55%以上，2060年提高到70%以上。到2030年，电力系统风电、光伏装机分别将达到6.5亿千瓦和9.5亿千瓦，风光发电量占比超过25%，非化石能源发电占比超过55%。到2050年以后，非化石电力占比达到90%以上，电力系统应率先于2045~2050年实现净零排放，而后进入负排放阶段。常规煤电在“十四五”期间装机达到峰值，2030年后进入快速退出轨道，将在2050年前后基本完全退出。
5.积极推动CCUS和碳移除技术的研发、示范和推广
实现工业、交通、建筑部门零排放代价很大，需考虑通过发展BECCS、煤电CCS和气电CCS等技术，率先实现电力部门的负排放（2060年负排放近6亿吨），并通过发展钢铁等部门的CCUS技术促进工业部门的深度减排；同时发展空气直接碳捕集技术，使其在2060年形成近2亿吨的负排放能力，从而以更低的成本实现全经济尺度的能源相关CO2排放的碳中和，并为在2060年后进一步实现负排放奠定基础。在实现碳中和的最后一段时期，人工CCUS和碳移除技术将发挥关键作用。
碳定价机制将是实现碳中和目标的重要手段。未来我国在积极发挥碳排放权交易体系的作用基础上，对碳市场覆盖以外的行业，如交通和建筑领域，可以考虑引入碳税。实现碳达峰与碳中和目标我国的碳价水平2025年不应低于近70元/吨（约为10美元/吨），2030年不应低于100元/吨（约为15美元/吨），2035年不应低于180元/吨（约为25美元/吨），2050年不应低于700元/吨（约为100美元/吨）。
张希良、黄晓丹、张达、耿涌、田立新、范英、陈文颖：《碳中和目标下的能源经济转型路径与政策研究》，2022年第1期，第35~51页。
