過去幾年，日本政府宣布了一系列能源政策，旨在通過降低電力、工業(yè)和交通運輸部門的排放量，到 2050 年實現(xiàn)碳中和，即溫室氣體 (GHG) 凈零排放。在電力部門，政府政策設定了 2030 年的目標，其中包括加快對可再生能源發(fā)電能力的投資、增加核能發(fā)電的使用以及減少使用化石燃料發(fā)電。日本政府稱這套能源政策及其目標是“雄心勃勃的”。能源安全考慮可能會影響電力部門脫碳的進展和速度。
電力行業(yè)政策
日本的第六個戰(zhàn)略能源計劃(2021 年發(fā)布)和《GX(綠色轉型)脫碳電力供應法案》(2023 年發(fā)布)的目標是到 2030 年將非化石燃料發(fā)電來源在發(fā)電結構中的占比從 2022 年的 31% 提高到 59%。政策目標是到 2030 年將太陽能、風能、水電、地熱能和生物質能等可再生能源發(fā)電來源的占比從 2022 年的 26% 提高到 36%-38%，將核能發(fā)電來源的占比從 2022 年的 5% 提高到 2030 年的 20%-22%。
使用化石燃料(天然氣、煤炭和石油)的發(fā)電量將從 2022 年的 69% 下降到 2030 年的 41%。這些政策還可以擴大氫氣和氨在天然氣和煤炭混燃發(fā)電、難以電氣化的終端使用行業(yè)以及先進的碳捕獲和儲存技術開發(fā)中的使用。
可再生能源
從 2018 年到 2022 年，日本可再生能源發(fā)電占比將從 21% 增長至 26%。提高可再生能源發(fā)電占比的政策將包括：
建立可再生能源促進區(qū)(符合發(fā)展可再生能源項目特定標準并提供投資和許可優(yōu)惠的區(qū)域);
增加對技術進步(特別是太陽能和風能)研發(fā)的投資;
加快開發(fā)海上風電項目;
通過其他舉措刺激可再生能源產(chǎn)能建設增長。
可再生能源發(fā)電量的增長目標與電池儲能的廣泛鼓勵相輔相成。根據(jù)日本第六個戰(zhàn)略能源計劃，電池儲能將作為更接近最終用戶和微電網(wǎng)內(nèi)的分布式電源得到增加。
這項新政策要求將太陽能裝機容量從 2022 年的 79 吉瓦增加到 2030 年的 108 吉瓦。這些舉措包括在 50% 的政府建筑(6 吉瓦)、企業(yè)建筑和停車場(10 吉瓦)以及公共土地和推廣區(qū)(4 吉瓦)安裝太陽能。日本風電裝機容量的目標增加重點是將海上裝機容量從 2022 年的 0.14 吉瓦增加到 2030 年的 10 吉瓦。2024 年 3 月，日本政府批準了一項修正案草案，允許在日本專屬經(jīng)濟區(qū)安裝海上風力渦輪機。
核電
2018 年至 2022 年，核電占日本總發(fā)電量的比重保持在 5% 左右。立法者批準了《GX 脫碳電力供應法案》，該法案實際上保留了現(xiàn)有法律規(guī)定，允許核反應堆在 40 年許可期之后運行至 60 年。該法案還將核電指定為該國基荷發(fā)電的主要組成部分。日本打算通過重啟盡可能多的機組來最大限度地利用現(xiàn)有反應堆。
日本政府鼓勵制造商和電力公司合作開發(fā)下一代反應堆，這表明核電在日本電力結構中將持續(xù)發(fā)揮重要作用。
2011 年之前，核電占日本電力結構的 30% 左右(約有 54 座反應堆在運行)，政府計劃到 2017 年將這一比例提高到 40% 以上。2011 年福島第一核電站事故發(fā)生后，日本政府暫停所有核反應堆的運行，以進行強制性檢查和安全升級。在計劃的換料和維護停機期間，反應堆被系統(tǒng)地關閉;最后兩臺機組于 2013 年停運。
自 2015 年重啟首兩臺機組以來，核電重啟進展緩慢。這種猶豫不決反映了持續(xù)的公共安全擔憂、地方法院的禁令、全面的安全檢查以及不斷變化的監(jiān)管要求中的冗長授權流程等因素。
日本已重啟 12 座反應堆，預計 2024 年將重啟另外兩座反應堆。中國電力公司希望在年底前重啟位于松江縣的島根 2 號機組。東北電力公司宣布計劃于 9 月重啟位于日本東北部宮城縣的女川 2 號機組。
美國能源信息署估計，到 2030 年，核電發(fā)電量需要達到 24 吉瓦的運行核電容量才能實現(xiàn)占總發(fā)電量 20% 至 22% 的政策目標。到 2024 年底，預計總核電發(fā)電量將達到 12.6 吉瓦。2025 年至 2030 年間，還需要重啟 11.4 吉瓦的核電容量才能實現(xiàn)政策目標。
液化天然氣(LNG)
政策目標是到 2030 年將天然氣發(fā)電占日本發(fā)電量的比重從 2022 年的 34% 降至 20%。電力和工業(yè)部門是日本天然氣的最大消費者，占 2022 年日本天然氣消費總量的 82%。2011 年福島第一核電站事故和隨后的核反應堆關閉后，電力部門的液化天然氣使用量從 2010 年的 58 億立方英尺/天 (Bcf/d) 增加到 2012 年的 78 億立方英尺/天。然而，自 2019 年以來，隨著日本更多核電裝機恢復運行，電力部門的液化天然氣消費量一直在下降。
2022 年，日本的天然氣消費量將低于 2009 年，主要原因是經(jīng)濟增長放緩、工業(yè)需求減少、國際液化天然氣價格高企以及能源效率持續(xù)提高。能源信息署預計，電力部門的天然氣消費量將繼續(xù)下降。
盡管近年來液化天然氣消費量有所下降，但預計中期內(nèi)液化天然氣仍將繼續(xù)在日本發(fā)電結構中發(fā)揮重要作用。2022 年，天然氣發(fā)電占發(fā)電量的 34%——占所有燃料中的比例最高——其次是煤炭，占 31%。美國能源信息署表示，隨著煤電廠繼續(xù)退役，越來越多的電力來自可再生能源，天然氣發(fā)電廠將繼續(xù)提供負荷跟蹤電力供應，以彌補可再生能源發(fā)電的間歇性。
日本充足的天然氣儲存能力有助于滿足季節(jié)性需求高峰，并確保在全球液化天然氣供應中斷時天然氣仍可供應，從而保障該國的能源安全。
日本沒有國際管道互聯(lián)互通，約 98% 的天然氣以液化天然氣的形式進口。用于消費的液化天然氣和指定為儲備或庫存的額外量存儲在日本 30 多個液化天然氣進口終端的地面低溫儲罐中。根據(jù) GIIGNL(國際液化天然氣進口商集團)的數(shù)據(jù)，日本擁有世界上最大的液化天然氣儲存能力，估計天然氣總量為 4251 億立方英尺。
如果全球供應商的液化天然氣進口中斷，則可以將儲存在儲罐中的液化天然氣用作儲備或庫存。美國能源信息署估計，從 2009 年到 2023 年，日本的液化天然氣庫存占可用液化天然氣儲存容量的 32% 至 66%。
日本的液化天然氣儲存能力超過每月平均消耗量，以滿足季節(jié)性需求高峰。液化天然氣進口、消費和庫存之間的平衡受到密切監(jiān)控和持續(xù)優(yōu)化，因為即使在最有利的環(huán)境條件下，液化天然氣在低溫儲罐中儲存時也會逐漸蒸發(fā)。
煤炭和石油
日本的政策目標是到 2030 年將煤炭發(fā)電占比從 2022 年的 31% 降至 19%，將石油發(fā)電占比從 2022 年的 4% 降至 2030 年的 2%。這一目標延續(xù)了 2020 年宣布的逐步淘汰老舊低效燃煤機組的政策。這些政策還側重于快速開發(fā)旨在減少煤炭排放的技術，包括綜合煤氣化聯(lián)合循環(huán)、碳捕獲和封存以及與氨和生物質的燃料混合。
日本政府宣布，打算重新審查電網(wǎng)使用規(guī)則，優(yōu)先發(fā)展可再生能源發(fā)電，而不是燃煤發(fā)電。2023 年，日本政府宣布所有新建燃煤發(fā)電廠都必須采取非常嚴格的減排措施。
日本計劃關閉或暫停約 90% 的現(xiàn)有低效燃煤電廠：約 100 座。雖然有關這些標準的具體信息和被認為低效的燃煤電廠名單尚未公布，但這些設施很可能包括使用亞臨界技術和效率較低的超臨界系統(tǒng)的舊電廠。基于這樣的劃分，美國能源信息署建議關閉或暫停 100 座最老的電廠(約 24 吉瓦的燃煤發(fā)電能力)。這項政策將使日本的總裝機容量減少約 40%。目前只有 1.2 吉瓦的新煤電容量正在建設中。
目前正在考慮兩項提案，以幫助在 2030 年后維持高達 12 吉瓦的現(xiàn)有燃煤發(fā)電能力。這些提案包括在煤炭供應中添加 20% 或更多的氨，或在燃煤鍋爐中混合 25% 或更多的木質顆粒，以幫助降低二氧化碳排放并保持電廠運轉。木質顆粒計劃正在順利進行，但氨的使用仍在測試中。
日本經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)省 (METI) 正在提供上網(wǎng)電價 (FIT)，即向燃煤電廠所有者支付燃煤鍋爐中木質顆粒產(chǎn)生的每千瓦時電量。該上網(wǎng)電價為期 20 年。該計劃已導致 2023 年進口了 300 多萬噸木質顆粒，未來這一數(shù)量可能會增加。為了獲得上網(wǎng)電價資格，METI 要求發(fā)電廠將生命周期溫室氣體排放量保持在一定限度以下。
日本煤炭淘汰計劃實際實現(xiàn)的速度將取決于幾個因素，包括：
通過重啟和增設新設施來增加核電容量;
可再生能源(風能和太陽能)的增長超出了目前的開發(fā)水平;
隨著可再生能源發(fā)電的增長，平衡電網(wǎng)的能力。
