2021年10月22日，在第26届联合国气候变化大会（COP26）召开前夕，日本政府确定了涉及气候变化与能源转型的一揽子政策，当日集中出台了最新的《能源基本计划》、《2030年度能源供需展望》、《巴黎协定下的长期战略》（长期温室气体低排放发展战略）、《日本国家自主目标贡献》、《全球气候变暖对策计划》、《适应气候变化计划》等政策文件，其中依据《能源基本法》每隔3年修订一次的《能源基本计划》是最大的看点，能源基本计划规定了日本中长期能源政策的指导方针、目标任务以及主要措施等内容。新规划依据2030年碳减排46%，2050年碳中和的目标，制定了控制能源消费总量和温室气体排放总量的“日本版双控目标”。这是日本政府迄今为止推出的第6个能源中长期发展规划。

概要

① 气候政策目标看齐欧美国家，严控能源、电力行业的碳排放总量。

② 以深度节能为抓手，控制能源、电力消费总量。

③ 首次提出“最优先”发展可再生能源，“最大限”提高可再生能源占比的方针。

④ 核电占比目标仍维持原定的20%～22%，但首次提出了“作为重要的基荷电源和现实的脱碳化电源，在确保安全性的大前提下保持一定规模发展”的新方针。

⑤ 大幅降低煤电和气电占比，探索火电低碳化出路。

⑥ 氢-氨燃料首次作为实现碳中和的重要二次能源而列入火电发展规划。

⑦ 注重供热脱碳技术开发，推进氢气与合成燃料替代。

⑧ 优先保障可再生能源发电上网，严控电力成本增长。

⑨ 加快新能源汽车普及，推进交通领域的燃料替代。

⑩ 提高能源自给率和强韧性，加强能源、资源安全保障底线不动摇。

第一、气候政策目标看齐欧美国家，严控能源、电力行业的碳排放总量。联合国呼吁各国提高COP26的雄心，日本此前提出的国家自主贡献目标是2030年温室气体比2013年（基准年）减少26%，因目标设置过低而遭到国际社会的广泛批评，而此次减排目标一举提高到了46%，并提出要向50%的更高目标迈进。与欧盟比1990年减少55%，美国比2005年减少50%~52%，英国比1990年减少68%的中期目标相比，尽管仍有不少逊色，但与欧美国家减排水平基本保持相当。日本原先承诺到2050年比2013年减少80%，到本世纪后半世纪中叶实现碳中和，而此次再度明确2050年实现碳中和目标，与欧美国家力争实现巴黎协定“1.5℃”温控目标的立场保持一致。2013年度日本温室气体排放量为14.8亿吨（2019年度为12.12亿吨，比基准年减少14%），其中能源领域的碳排放量为12.35亿吨（2019年度为10.3亿吨），电力领域的碳排放量为5.72亿吨（2019年度为4.4亿吨）。2030年温室气体排放总量控制目标为7.60亿吨，其中能源领域排放总量控制目标为6.77亿吨，电力领域排放总量控制目标为2.19亿吨，与基准年相比分别减少45%和62%。工业、商业、居民、交通等领域的2030年减排目标也分别比基准年减少38%、51%、66%和35%。这对于目前化石能源占比仍高达76%，对碳定价机制仍持消极态度的日本来说确实面临巨大的挑战。

第二、以深度节能为抓手，控制能源、电力消费总量。2030年度全国最终能源需求总量控制为3.50亿kl（千升标准油），节能量目标由原定的5030万kl提高到6200万kl，即实际最终能源需求定为2.8亿kl，这是日本根据总人口规模减少0.6%，2020-2030年度GDP年平均增长率为1.7%以及主要工业生产值等预测数据推算出来的。为此，2030年度一次能源总供给计划由原来4.89亿kl减至4.30亿kl，非化石能源在一次能源结构中的占比由原来的24%调高为31%。具体来说，石油从33%略降为31%，可再生能源从13～14%升至22-23%、天然气维持18%，煤炭从25%降至19%，核能从10～11%微调至9-10%，氢-氨燃料实现零的突破占1%。2030年度电力需求计划则控制在8640亿kWh，总发电量预计达到9340亿kWh。新规划比2013年度实际电力需求（9896亿kWh）将减少12.69%（1256亿kWh），比节能前的计划发电量（1.092万亿kWh）减少21%（2280亿kWh），比原规划总发电量（1.065万亿kWh）减少了12.3%。非化石能源在电力结构中的占比由过去的44%一举提升为59%。值得注意的是，新规划虽然强调通过节能所减少的电力需求将会低于经济增长所增加的电力需求，但忽视了电力替代本身作为减排手段所带来的电力增长新需求。实际上，日本2050年度发电量预测为1.3～1.5万亿kWh，比2019年度实际发电量（1.024万亿kWh）反而要增加30%至50%。中期目标若以压低主要经济指标预测数据为基础编制，并不能准确反映能源和电力的实际需求，更无法达到节能的真实预期效果和目的。

▲ 图1能源需求与一次能源供给新旧规划对比

▲ 图2电力需求与电源结构新旧规划对比

第三、首次提出“最优先”发展可再生能源，“最大限”提高可再生能源占比的方针。2030年可再生能源占比目标由原来的22％~24%增加到36％~38%，而且上不封顶，其中光伏为14％~16%、风电为5%、水电11%，地热1%，生物质5%，到2050年可再生能源实现50%~60%的高比例发展目标。尽管与欧美国家2030年中期就平均达到50％～70％占比目标相比仍然偏低，但日本受制于气象条件、土地价格、人工费用等因素成本仍偏高。光伏是新规划着眼的主力，目前装机为55.8GW，到2030年将翻番达到103.5~117.6GW，但日本国内商用光伏成本为8.2~11.8日元/kWh，若加上火电灵活性调节的边际成本将上升到18.9日元/kWh。而且适合光伏电站建设的土地面积日益趋少，很多地方甚至以严禁砍伐森林为由限制商用光伏项目开发。风电是新规划重要的抓手,海上风电现有装机0.01GW，2030年目标为5.7GW，陆上风电现有装机4.2GW，2030年目标为17.9GW。但最为看好的海上风电收购价现仍高达29日元／kWh，而且环评和投资周期较长，短期内难以大规模发展。

第四、核电占比目标仍维持原定的20％～22%，但首次提出了“作为重要的基荷电源和现实的脱碳化电源，在确保安全性的大前提下保持一定规模发展”的新方针。福岛核事故之后，日本核电机组先后共有24台退役，目前实际保有量有36台（装机容量3722万kW）。其中在运核电机组10台（装机容量995.6万kW），经原子能规制委员会核准的6台机组尚未重启投运；合规性审查之中的机组有11台，另还有9台机组尚未申请重启。2019年度核电发电量占比为6.2%。若要实现2030年核电占比既定目标，前提条件是在运、已获准和在审中的27台机组（装机容量2731万kW）全部如期重启，且全年设备利用率要达到80%以上。因此，此目标完成难度较大，预计只能达到15%左右。特别是在当前国民反核情绪没有缓解的背景下，新规划不得不继续沿用“尽量减少对核电依赖”的方针，避免触及新建或改造核电计划的敏感话题。在不新建或无改造的情况下，若全部在役机组服役期从40年延长至60年，到2050年只剩下23台（包括在建的3台），2060年将进一步减少至8台。不过，微堆、小堆、快堆、高温堆等新一代堆型以及核聚变反应堆已列入新规划技术开发之列，这些堆型将成为未来新建或改造的主流选择，以提升未来核电的安全性、经济性和机动性，满足与可再生能源耦合提供峰值出力，或用于制氢，或提供热力等核电的多场景应用。

第五、大幅降低煤电和气电占比，探索火电低碳化出路。火电作为扩大可再生能源利用的调节电源仍不可或缺，在确保电力稳定供给的前提下，原则上尽量降低整个火电占比。为此，火电占比目标由原来的56%降至41%，其中气电由原来的27%降至20%，煤电由原来的26%降至19%，燃油发电则由原来的3%降至2%。2019年度气电、煤电和油电实际占比分别为37%、32%、7%。由此可见，到2030年气电、煤电将比实际占比减少近一半。气电规划较为矛盾，一方面新规划提出要向天然气方向转型，而另一方面则要压低气电占比。其理由是避免火电偏重气电，造成气源不足。此举将对国际天然气市场价格产生影响，预计2030年日本LNG进口量将减少至5500万吨左右。分歧最大的是煤电，尽管煤电被踢出了基荷电源序列，但基于火电结构优化和兜底保障考虑，日本还将继续推动煤炭高效利用，而英国、法国和德国等欧洲国家则纷纷推出了去煤化的时间表，对日本形成了不小压力。而燃油发电对日本来说，更是最后一道防线的“压舱石”，难以割弃。未来化石能源减碳路径主要有三条，一是淘汰煤电落后产能，发展IGCC、IGFC等高效煤电机组；二是利用CCUS技术；三是采用氢燃料和氨燃料发电替代化石燃料实现脱碳目标。到2050年，火电与核电合计的占比目标敲定为30％~40%。

第六、氢-氨燃料首次作为实现碳中和的重要二次能源而列入火电发展规划。氢能的作用不仅仅直接推动电力行业深度脱碳，而且还可将剩余电力转换为氢储存利用，最大限度发挥可再生能源利用的潜力，促进行业耦合发展。2030年氢-氨燃料发电占比目标为1%，其中气电掺烧氢气率为30%，煤电掺烧氨气率为20%，2050年的氢-氨燃料发电占比目标将达到10%。日本是世界上首个制定国家氢能战略的国家，氢能不仅可以提供热力与电力，也是生产制造合成氨和合成燃料的燃料，在推动电力、热力、交通和工业部门实现碳中和目标上将扮演主力军。国此，日本在供给侧将继续扩大氢-氨燃料的市场供给，其中氢气市场的供给目标2030年为300万吨，2050年达到2000万吨，价格由现在的100日元/Nm³降至2030年的30日元/Nm³，2050年将进一步下降至20日元/Nm³；氨气市场供给目标2030年为300万吨，2050年达到3000万吨，价格约10日元/Nm³左右。

第七、注重供热脱碳技术开发，推进氢气与合成燃料替代。日本工业和民生的供热需求占最终能源需求的60%左右，而且高温需求行业普遍采用化石燃料燃烧，难以实现电能替代。为此，新规划提出，一方面要促进氢能、合成甲烷、合成燃料替代。氢能炼钢就是利用氢气替代焦炭燃烧产生的一氧化碳做还原剂。若此项技术全面推广，日本到2050年可望获得全球5亿吨绿色钢铁市场。另一方面要扩大天然气消费，推动天然气自身的低碳化。为此，重点开发甲烷化技术，利用合成甲烷替代天然气。甲烷化技术是利用氢气与CO2合成甲烷的制备技术，氢气利用可再生能源电解水制氢，CO2则从发电厂或生产工厂捕集，也可采用空气直接捕集（DAC）技术。日本能源技术开发高度重视既有基础设施的利用，合成甲烷与直接利用氢气相比能效并不占优势，但却省去了重新建设氢气管网的投资成本，合成甲烷使用时排放的CO2与制造时利用的CO2相抵而实现碳循环，成为城市燃气脱碳化的日本方案。到2030年，日本计划在天然气管道加注1%的合成甲烷，此举可减少5%碳排放。到2050年加注90%，可全面实现燃气碳中和，届时合成甲烷生产规模将达到2500吨/年，价格与现有天然气相同。

第八、优先保障可再生能源发电上网，严控电力成本增长。高比例可再生能源对电网稳定性和电力成本都形成了很大的挑战。为此，一方面要优化电网运行。加快构建新一代电网，推动电网扩容改造以保证可再生能源优先接入，同时充分利用输电线路容量闲置，提高输电通道的利用率；确保新的电力投资，防止火电装机容量过度退出而造成电力供给能力下降；加强需求侧管理，积极推进蓄电池、需求响应和微网等分布式能源体系建设。日本储能市场规模2030年预计将比2019年增加10倍，商用和家用蓄电池市场规模将达到24GWh，车载蓄电池市场规模也扩大到100GWh；2021年度全国中标需求响应容量已达到1.8GW，占电力尖峰需求的1%，需求响应和虚拟电厂市场规模将进一步扩大。另一方面，改革现有的FIT制度，实行新的FIP制度，以减轻国民负担。日本自2012年推行FIT制度以来，可再生能源装机增长了3倍，但2021年可再生能源附加费总额已经达到2.7万亿日元，每千瓦时的可再生能源附加由最初的0.22日元涨到现在的3.36日元。因此，到2030年，可再生能源电量收购费用预计将从3.7-4.0万亿日元上升至5.8-6.0万亿日元，根据IEA对未来全球化石能源趋降的预测，发电燃料费从5.3万亿日元调低至2.5万亿日元，电网并网接入成本由0.1万亿日元上升到0.3万亿日元。据此推算，2030年度电力总成本控制目标为8.6-8.8万亿日元，略低于原规划的9.2-9.5万亿日元。2030年度电价控制目标为9.9-10.2日元/kWh，略高于原规划的9.4-9.7日元/kWh。但鉴于当前化石燃料价格逆势走高的现实，日本电价上涨趋势恐难抑制。

第九、加快新能源汽车普及，推进交通领域的燃料替代。日本2019年度交通运输领域的碳排放2.6亿吨，占总排放量的18.6%，其中汽车运输占了86%。2019年度新能源汽车销售169万台，占乘用车新车销售的40%左右。为加快新能源汽车普及，到2035年，所有乘用车新车销售全部限定为电动车；乘用车油耗标准限值也由2020年的17.6km/L提高到2030年25.4km/L；商用车到2040年以后全部销售电动化或零碳合成燃料新车；改造既有加油站、服务区等基础设施，到2030年设置15万座快速充电桩，1000座加氢站，充电或加氢便利化程度将如同加油一样方便。与此同时，推动船舶、航空交通的低碳化。2030年开始全面普及零排放船舶，航油实现电能替代、氢能替代和“可持续航空燃料(SAF)”替代。SAF包括费托合成技术、ATJ技术以及微藻生物培养技术等，到2030年成本将与现有航油同价。2050年船舶燃料全面实现氢能或氨能替代。

第十、提高能源自给率和强韧性，加强能源、资源安全保障底线不动摇。2030年能源自给率目标将从原定的25%提升到30%。碳中和时代，能源资源安全保障的重要性不但没有减弱，反而更要加强。一是确保必要的油气资源稳定供给。鉴于当前油气行业面临上游投资减少，供应链不确定风险增大以及国际能源市场更趋于复杂动荡的新形势，日本油气自主开发比率将由2019年的34.7%提高到2030年的50%，到2040年将进一步提高到60%。2030年煤炭自主开发比率则继续保持2019的55.7%水平，争取达到60%。二是确保新能源产业所需的金属矿产资源需求。蓄电池、半导体生产离不开铜、稀土以及锂、钴、镍等大量稀有金属的支撑，2018年基金属自给率已经达到50.1%，到2030年要达到80%，同时通过回收废旧金属推动循环经济的发展。三是开发新型脱碳燃料的资源国市场。新型脱碳燃料一般是指利用CCUS技术生产制备的碳中和燃料，如氢燃料、氨燃料、生物燃料、合成甲烷、合成燃料等。特别是当前蓝氢、蓝氨成本上具有很大优势，这些燃料基本上还是源自传统油气资源国，而绿氢、绿氨则主要产自可再生能源禀赋较好的国家。从经济性来说，日本对于这些新型脱碳燃料的需求保障依然需要依赖海外大量进口。因此，日本必须继续展开与中东和亚洲新兴国家的综合性资源外交，加强能源国际合作。

总体来看，新规划本着“着眼2050年长期目标，立足2030年中期目标”的原则，面对当前应对气候变化、推动能源转型以及国内能源供需结构矛盾突出的新形势，日本将继续坚持既定的“S+3E”原则，即在能源安全的前提下，以保障能源稳定供给和提高应急强韧性为第一要务，通过提质增效降低能源供给成本，同时注重能源的环保性。2030年中期目标主要利用既有的低碳技术推动，而2050年长期目标则主要依靠脱碳创新技术来实现。2030年减碳基本路径是以节能、光伏、核电和新电气化为四大抓手，而2050年实现碳中和目标路径则主要依赖海上风电、氢-氨燃料、碳循环以及未来的颠覆性创新技术。新规划希望通过引领全球能源技术创新和主导国际竞争规则，达到提高本国国际产业竞争力的目的。但是，日本实现可再生能源和核电占比目标还面临多重困难，天然气和煤炭刹车过急，势必影响能源市场供需失衡，并进一步推动电价上涨，而通过强化节能手段过度压缩一次能源供给，调低发电量预期将会直接对制造业产生负面影响。钢铁、化工、水泥、造纸等高耗能产业转型需要技术创新支撑，并非一蹴而就，化石能源与非化石能源之间的博弈也还将会持续十多年或几十年。因此，碳中和将是一个艰难曲折、循序渐进的过程。对于像中国这样制造大国来说，必须坚持“能源的饭碗必须端在自己手里”的原则，以碳中和目标为引领，推动经济社会发展全面绿色转型。

（周杰  国际清洁能源论坛（澳门）副理事长兼秘书长、武汉新能源研究院研究员，原文标题“日本最新《能源基本规划》十大看点解析”发表于《能源高质量发展》视野版2021年11月（下），本文有改动】