黃河流域低碳發(fā)展：困境與路徑

董戰(zhàn)峰, 龍鳳

(生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院, 北京 100012)

黃河流域的高質(zhì)量發(fā)展面臨著經(jīng)濟發(fā)展水平低和資源環(huán)境約束大兩大難題。低碳發(fā)展是黃河流域生態(tài)環(huán)境保護和高質(zhì)量發(fā)展的重要內(nèi)容，也是黃河流域新舊動能轉(zhuǎn)換的主要路徑，對于實現(xiàn)我國經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展和雙碳目標實現(xiàn)具有重要意義。

一、 黃河流域低碳發(fā)展的現(xiàn)狀

(一)能源生產(chǎn)和消費總量大、能耗強度高

2019年黃河流域能源生產(chǎn)總量為24.0億噸標煤，占全國能源生產(chǎn)總量的60.5%，能源消費總量為15.1億噸標煤，占全國能源消費總量的31.0%。黃河流域的單位GDP能源消耗量為0.61噸標煤/萬元，高出全國平均水平25%。黃河流域各地區(qū)能源情況特征突出，青海省、寧夏回族自治區(qū)、甘肅省三個經(jīng)濟發(fā)展水平較低的地區(qū)，其能源生產(chǎn)量和消費量也處于較低水平，但單位GDP能耗卻處于較高水平，如2019年青海省的能源生產(chǎn)量為4 542萬噸標煤，能源消費量為4 235萬噸標煤，在黃河流域九省區(qū)中均處于最低水平，而青海省的單位GDP能耗為1.43噸標煤/萬元，僅次于寧夏回族自治區(qū)；內(nèi)蒙古自治區(qū)、陜西省、山西省三個經(jīng)濟發(fā)展水平中等的地區(qū)，其能源生產(chǎn)量遠高于能源消費量，單位GDP能耗處于中等水平，如2019年山西省的能源生產(chǎn)量為75 663萬噸標煤，能源消費量為17 473萬噸標煤，能源生產(chǎn)量是能源消費量的4.33倍，單位GDP能耗為1.03噸標煤/萬元，在黃河流域九省區(qū)中位居第四；河南省、四川省、山東省三個經(jīng)濟發(fā)展水平較高的地區(qū)，其能源消費量均高于能源生產(chǎn)量，單位GDP能耗處于較低水平，如2019年山東省的能源生產(chǎn)量為13 500萬噸標煤，能源消費量為41 390萬噸標煤，能源生產(chǎn)量是能源消費量的0.33倍，單位GDP能耗為0.58噸標煤/萬元，在黃河流域九省區(qū)中位居第六。

圖1 黃河流域九省區(qū)能源相關(guān)情況

(二)碳排放強度高，地區(qū)差異明顯

2019年黃河流域九省區(qū)的地區(qū)生產(chǎn)總值為24.7萬億元，占全國GDP的25.0%，但碳排放總量達38.0億噸，占全國碳排放量的34.9%。黃河流域的單位GDP碳排放為1.54噸二氧化碳/萬元，高出全國平均水平28.5%。與此同時，黃河流域各地區(qū)的碳排放總量及強度差異明顯。從碳排放總量看，2019年黃河流域九省區(qū)中碳排放量最高的前三個省區(qū)是山東省、內(nèi)蒙古自治區(qū)和山西省，分別為9.37億噸、7.94億噸和5.57億噸，是碳排放量最低的青海省的18.1倍、15.3倍和10.9倍。從碳排放強度上看，2019年單位GDP碳排放最高的三個省區(qū)是寧夏回族自治區(qū)、內(nèi)蒙古自治區(qū)和山西省，分別為5.66噸二氧化碳/萬元、4.61噸二氧化碳/萬元和3.33噸二氧化碳/萬元，三個省區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展水平都處于較低水平，是單位GDP碳排放最低的四川省的8.4倍、6.8倍和4.9倍。

注：省級碳排放量數(shù)據(jù)來自中國碳核算數(shù)據(jù)庫(CEADS)。圖2 黃河流域九省區(qū)碳排放量與碳排放強度情況

(三)碳源、碳匯空間逆向分布特征明顯

黃河流域的碳排放主要集中在河南省、山東省、山西省等經(jīng)濟發(fā)展規(guī)模較大、重工業(yè)占比高的東部省份，青海省、內(nèi)蒙古自治區(qū)等西部地區(qū)由于經(jīng)濟發(fā)展規(guī)模較小，總體碳排放要低于河南省、山東省等東部地區(qū)，碳源格局呈現(xiàn)“東高西低”的分布特征。同時，黃河流域的林草資源主要集中在四川省、內(nèi)蒙古自治區(qū)、青海省等降水量大、植被覆蓋率高的西部省區(qū)，河南省、山東省等東部地區(qū)由于植被覆蓋率低、生態(tài)環(huán)境脆弱，林草資源要低于青海省、內(nèi)蒙古自治區(qū)等西部地區(qū)，見圖3。黃河流域的碳匯總體格局呈現(xiàn)“西高東低”的分布特征[1-2]。

圖3 2019年黃河流域九省區(qū)林地和草地面積

二、 黃河流域低碳發(fā)展面臨的困境

(一)化石為主的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型任務(wù)重

黃河流域能源生產(chǎn)和能源消費結(jié)構(gòu)中煤炭占比過高，能耗強度大。2019年，除四川省和河南省外的其他省區(qū)的單位GDP能耗均高于全國平均水平，除青海省和甘肅省外，能源生產(chǎn)和能源消費結(jié)構(gòu)中煤炭占比均高于全國水平。2/3的千萬千瓦級大型煤電基地和約1/4的鋼鐵產(chǎn)能集中分布于黃河流域。我國重點建設(shè)的14個億噸級大型煤炭基地和9個千萬千瓦級煤電基地，分別有8個和6個位于黃河流域九省區(qū)[3]。煤炭開采的甲烷排放占到能源活動甲烷排放的80.0%以上[4-5]。由于對能源資源的開發(fā)長期以開采和粗加工為主，黃河流域的高附加值產(chǎn)業(yè)發(fā)展較為滯后[6]。同時，能源產(chǎn)業(yè)特別是煤炭開采耗水量巨大，黃河流域能源發(fā)展與水資源剛性約束的矛盾突出。以位于內(nèi)蒙古自治區(qū)的神東和蒙東煤炭基地為例，按照2015年兩個煤炭基地的煤炭開采量(10.4×108噸)進行估算，預(yù)測會損害26.4×108立方米地下水資源，接近整個內(nèi)蒙古地下水資源總量的1/5[7]。

(二)新能源開發(fā)能力亟需提升

黃河流域的風能、光能等新能源資源豐富，但開發(fā)利用不足。2019年黃河流域九省區(qū)的陸地70米高度層年平均風功率密度高于全國年平均風功率密度≥150 W/m2區(qū)域面積為216.9萬平方千米，占全國的41.1%[8]。根據(jù)相關(guān)研究測算，黃河流域太陽能資源技術(shù)可開發(fā)量為9 520 700兆瓦，占全國太陽能技術(shù)可發(fā)電量的61.0%[9]。但2019年，黃河流域的總發(fā)電量為27 156億千瓦時，風能、水能、太陽能等新能源發(fā)電量僅為7 140億千瓦時，占流域總發(fā)電量的26.0%。同時，由于技術(shù)和成本的限制以及用電需求偏低導(dǎo)致黃河流域的新能源發(fā)電消納能力不足，黃河流域內(nèi)棄光、棄風現(xiàn)象頻發(fā)。根據(jù)國家能源局公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)計算，2019年上半年，黃河流域的棄光電量達14.1億千瓦時，占全國棄光電量的54.0%，棄風電量達48.4億千瓦時，占全國棄風電量46.3%[10-11]。

(三)高碳基為主的產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型難度大

多年來，黃河流域立足于能源和礦產(chǎn)資源稟賦，逐漸形成了以能源、礦業(yè)和重化工業(yè)粗放式開發(fā)為主的高碳產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，主導(dǎo)產(chǎn)業(yè)能耗高、碳排放量大，是實現(xiàn)“雙碳”目標面臨的最大挑戰(zhàn)。2020年，河南省高耗能工業(yè)增加值占規(guī)模以上工業(yè)增加值的35.8%，陜西省能源工業(yè)增加值占全省規(guī)模以上工業(yè)增加值的比重為46.0%。甘肅省支柱產(chǎn)業(yè)長期以能源、有色、冶金等重化工業(yè)為主[12]，2020年，煤炭、電力、冶金、有色、石化五大產(chǎn)業(yè)增加值占規(guī)模以上工業(yè)增加值比重達69.2%。

目前，黃河流域多地仍計劃或正在建設(shè)高耗水的煤化工項目，煤制氣在建或擬建產(chǎn)能約占全國產(chǎn)能的50.0%，煤制烯烴、煤制油、煤制乙二醇等在建或擬建產(chǎn)能分別占全國產(chǎn)能的60.0%、63.0%和65.0%。流域內(nèi)多省區(qū)市煤化工產(chǎn)能仍呈現(xiàn)逐年增加態(tài)勢，雖然一些園區(qū)和大型企業(yè)已經(jīng)采取措施加強水資源的循環(huán)利用，但眾多的小型企業(yè)仍以粗放式用水方式為主。

(四)低碳政策機制支撐轉(zhuǎn)型能力不足

黃河流域九省區(qū)不斷推進和探索低碳發(fā)展政策，但支撐轉(zhuǎn)型能力不足。多省區(qū)不斷完善和細化煤炭消費減量替代工作方案，清潔取暖試點城市均制定了“煤改氣”和“煤改電”補貼政策。但是，在補貼政策面臨退坡、受疫情影響財政壓力加劇的情況下，散煤治理可持續(xù)性成為隱憂。為探索資源權(quán)益交易制度，河南省、四川省正開展用能權(quán)有償使用和交易制度試點工作，但用能權(quán)交易量和交易規(guī)模并不大。為推動碳排放權(quán)交易，四川省成為除北京市、上海市等7個碳排放權(quán)交易試點地區(qū)外，全國非試點地區(qū)中首個擁有國家備案碳交易機構(gòu)的省份，在開展碳排放總量控制方面積累了一定的實踐經(jīng)驗。2021年7月16日，全國碳排放權(quán)交易市場正式啟動上線交易，山東省碳市場服務(wù)中心也隨之啟動，山東省首批發(fā)電行業(yè)中338家企業(yè)全部上線，數(shù)量位居全國第一。但黃河流域碳市場發(fā)展整體滯后、參與度低、缺乏相應(yīng)的政策文件，碳交易市場相關(guān)的監(jiān)管機構(gòu)、信息共享機制等都尚需完善[13]。此外，能源定價機制尚未完全市場化，清潔能源同傳統(tǒng)化石能源相比，仍具有成本高、用戶承受力弱等問題。由于市場的電價形成機制尚未有效形成，缺乏清潔能源跨省跨區(qū)消納的政策和電價機制，需要建立有利于打破省際壁壘、促進清潔能源跨省跨區(qū)消納的電價機制和清潔能源配額制度。

三、 黃河流域低碳發(fā)展的路徑

在統(tǒng)籌考慮黃河流域產(chǎn)業(yè)能源轉(zhuǎn)型方向目標、資源能源依賴、水資源約束、二氧化碳和污染物協(xié)同減排的基礎(chǔ)上，瞄準重點領(lǐng)域、重點行業(yè)、重點環(huán)節(jié)發(fā)力，通過全面實施行政、經(jīng)濟、社會等多類型低碳政策手段，推動黃河流域能源結(jié)構(gòu)清潔化和產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)生態(tài)化，將低碳發(fā)展作為黃河流域新舊動能轉(zhuǎn)換和高質(zhì)量發(fā)展的重要路徑。

(一) 加快促進能源結(jié)構(gòu)清潔化

一是優(yōu)化煤炭開發(fā)布局與清潔高效利用并進，強化黃河上游蒙寧區(qū)，中游蒙西區(qū)、陜甘區(qū)、山西區(qū)水資源使用的剛性約束，嚴格控制煤炭礦產(chǎn)開發(fā)強度，加強礦井水的資源化利用[14]；加強蒙陜內(nèi)流域?qū)ΡＫ擅杭夹g(shù)、工藝及設(shè)備的研發(fā)與應(yīng)用，推進礦區(qū)礦井水資源的綜合利用、統(tǒng)一協(xié)調(diào)和規(guī)劃。二是加強黃河流域尤其是山西省、內(nèi)蒙古自治區(qū)、陜西省等省區(qū)的煤電規(guī)劃建設(shè)，嚴控火電尤其是煤電項目投資，繼續(xù)推進煤電超低排放改造；充分發(fā)揮流域內(nèi)煤層氣資源優(yōu)勢，推動氣電發(fā)展，提高火電清潔程度。三是加快推進冬季清潔取暖改造，建議將河南省、山西省等地區(qū)納入大氣污染防治重點區(qū)域、煤炭減量替代地區(qū)，擴大天然氣使用規(guī)模；重點推進農(nóng)村住戶清潔取暖，擴大政策支持范圍，削減居民散煤和小型燃煤鍋爐、窯爐消費量，提高電煤比例[12]。四是因地制宜推進生態(tài)能源建設(shè)。推動環(huán)保項目與能源項目相結(jié)合，探索能源項目全生命周期的環(huán)保解決方案，加強水土治理、煤電超低排放、能源領(lǐng)域污染物和固廢處理等核心競爭力建設(shè)[6]。五是加強煤炭生產(chǎn)甲烷排放控制。推進陜北基地、神東基地、黃隴基地、寧東基地等甲烷含量較低的煤炭基地建設(shè)。加強廢棄礦井甲烷治理，加大監(jiān)測、修復(fù)領(lǐng)域的投資。

(二) 大力推進新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展

一是推動黃河流域新能源科學(xué)開發(fā)布局，推進青海省、四川省、甘肅省等風光能資源豐富地區(qū)構(gòu)建風光水多能互補的電力系統(tǒng)。利用多條特高壓輸電通道建設(shè)黃河幾字彎“風光火儲一體化”清潔能源基地，建立黃河中下游風電、光伏發(fā)電規(guī)模化應(yīng)用綠色能源廊道等。二是推進新能源外送，促進能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，拓展寧夏、晉北、蒙西等地的新能源外送通道，推進青海市、鄂爾多斯市、隴東地區(qū)等地區(qū)新能源外送基地建設(shè),加強河南省、山東省等地區(qū)清潔能源的消納能力。三是加大流域內(nèi)農(nóng)村地區(qū)清潔供暖力度。探索“光伏+農(nóng)業(yè)”“光伏+畜牧業(yè)養(yǎng)殖”等清潔用能方式，加快促進綠電對散煤、煤電的替代，在黃河流域開展農(nóng)村能源多能互補、清潔供暖示范工作。

(三) 積極推動產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)生態(tài)化

一是嚴格產(chǎn)業(yè)準入要求。嚴格落實黃河流域生態(tài)環(huán)境空間管控要求，實行準入負面清單管理，實現(xiàn)黃河流域產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級。積極推動“三線一單”落地細化及后續(xù)更新調(diào)整，加大“兩高”建設(shè)項目環(huán)境準入與管控要求，加強“三線一單”數(shù)據(jù)平臺建設(shè)，實現(xiàn)源頭精準防控。二是優(yōu)化資源消耗型產(chǎn)業(yè)布局。統(tǒng)籌論證黃河中上游地區(qū)煤化工布局，統(tǒng)一規(guī)劃，通過以新帶老、等量或倍量替代、“兩高”淘汰等政策，逐步優(yōu)化黃河流域煤化工產(chǎn)業(yè)布局。嚴格管控渭河、汾河、湟水河等流域煤炭行業(yè)的擴張，化解煤炭行業(yè)過剩產(chǎn)能[15]。三是提升工業(yè)行業(yè)清潔化生產(chǎn)水平，全面推進工業(yè)園區(qū)循環(huán)經(jīng)濟建設(shè)。促進火電行業(yè)去產(chǎn)能，規(guī)范自備電廠管理整治，提高火電清潔高效利用程度。四是以沿黃中下游地區(qū)產(chǎn)業(yè)條件良好的地區(qū)為重點，搭建戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)合作平臺，推動黃河流域產(chǎn)業(yè)體系轉(zhuǎn)型升級，打造具有較強競爭力的產(chǎn)業(yè)集群。推動黃河流域優(yōu)勢制造業(yè)綠色化轉(zhuǎn)型、智能化升級和數(shù)字化賦能。

(四) 完善低碳發(fā)展政策

創(chuàng)新完善清潔能源價格補貼政策。一是通過補貼政策支持黃河流域光伏、風能、地熱能等新能源的勘探與開發(fā)，大力推進開展整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏建設(shè)，通過財政補貼、整合鄉(xiāng)村振興各類項目資金等方式給予支持。二是加大推廣水(農(nóng)、林)光互補，出臺專項補貼和支持政策，落實水(農(nóng)、林)光互補建設(shè)標準，推動新能源與傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)的深度融合。三是鼓勵地方設(shè)立低碳發(fā)展基金和科研專項基金，加大對企業(yè)低碳研發(fā)的支持力度，重點對從事新能源研發(fā)利用的企業(yè)給予價格優(yōu)惠和補貼。四是加強清潔能源補貼政策與電價、天然氣價格等定價機制之間的協(xié)調(diào)性，引導(dǎo)民間資本投入到清潔供暖和低碳發(fā)展等項目的建設(shè)與運營[16]。加大對清潔能源企業(yè)的支持力度，鼓勵企業(yè)利用好政府產(chǎn)業(yè)基金、財政貼息、保險補貼、政府性融資擔保等資金支持政策。

健全促進節(jié)能環(huán)保和低碳發(fā)展的電價機制。一是充分發(fā)揮黃河上游水電站和電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，加強青海省、甘肅省、內(nèi)蒙古自治區(qū)等省區(qū)清潔能源消納與外送能力建設(shè)，加快清潔能源保障機制建設(shè)，提高跨省跨區(qū)電力交易市場化水平，設(shè)立基于配額制的清潔能源消納交易品種，鼓勵用戶主動消納可再生能源。二是推動新能源上網(wǎng)電價與火電標桿電價“脫鉤”，根據(jù)黃河流域地區(qū)消納能力、系統(tǒng)安全水平等差異性，按照“一地區(qū)一核定”方式進行新能源上網(wǎng)電價核價；在季節(jié)性電力過剩的情況下，對水電資源豐富地區(qū)實行豐水期水電與參與優(yōu)先采購的風電、光伏發(fā)電同價。三是深化黃河流域煤炭、鋼鐵等重點耗能行業(yè)差別(階梯)電價機制，對于低碳、高碳行業(yè)實施差異性電價政策，促進企業(yè)節(jié)能降碳[17]。四是健全水價形成機制，通過階梯性水價政策鼓勵用戶節(jié)水和促進企業(yè)轉(zhuǎn)型調(diào)整。按照公平與效率相結(jié)合的原則，分階段、有差異地逐步提高水價，對于缺水地區(qū)要根據(jù)實際情況加大提價標準，以此反映水資源稀缺程度[16]。健全覆蓋全成本的污水處理收費制度，推動污水處理設(shè)施達標運行。

建立健全碳減排管理制度。在煤化工、火電、鋼鐵等行業(yè)積極開展“兩高”項目碳排放環(huán)境影響評價試點，鼓勵結(jié)合本地實際擴大試點行業(yè)范圍。著力提升規(guī)劃環(huán)評約束效能，積極推動工業(yè)園區(qū)開展規(guī)劃環(huán)評，加強碳排放控制措施，促進工業(yè)園區(qū)綠色低碳轉(zhuǎn)型。統(tǒng)籌“減污”與“降碳”協(xié)同治理，在鋼鐵、煤化工、火電等行業(yè)，推進大氣污染物和溫室氣體協(xié)同管控試點示范工作。開展低碳城市、低碳工業(yè)園區(qū)、低碳企業(yè)試點，推動形成全方位、多層次的低碳試點體系。鼓勵將碳排放信息納入上市公司信息強制披露范圍。擴大政府與企業(yè)碳排放和環(huán)境信息公開。積極探索碳自愿減排行動，鼓勵地方和行業(yè)企業(yè)開展碳排放控制合作，建立標桿公司、示范項目和工程，推動碳減排相關(guān)技術(shù)、裝備和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

強化環(huán)境經(jīng)濟政策手段應(yīng)用。一是加快健全黃河流域環(huán)境權(quán)益交易制度。推動黃河流域內(nèi)發(fā)電企業(yè)積極參與碳交易市場，在山東省碳市場服務(wù)中心基礎(chǔ)上，推動打造“全國碳市場黃河流域綜合服務(wù)平臺”，減少流域內(nèi)溫室氣體排放[18]。明確用能權(quán)交易與碳交易之間的關(guān)系，用能權(quán)交易制度在覆蓋范圍上要盡可能與碳排放權(quán)交易制度形成互補，推動黃河流域節(jié)能減碳形成合力。二是完善現(xiàn)有的綠色稅收體系。完善以環(huán)境保護稅為核心的綠色稅制，鼓勵根據(jù)環(huán)境質(zhì)量和污染物排放情況，綜合考慮當?shù)氐沫h(huán)境承載能力、經(jīng)濟情況及環(huán)境質(zhì)量，研究調(diào)整應(yīng)稅污染物稅額標準和應(yīng)稅污染物項目數(shù)，加強征管能力建設(shè)。落實綠色稅收優(yōu)惠政策，對開發(fā)利用可再生能源和清潔能源、實施低碳設(shè)備更新?lián)Q代、研發(fā)低碳發(fā)展技術(shù)等的企業(yè)實行相應(yīng)稅收減免優(yōu)惠政策[19]。三是創(chuàng)新碳金融體系。推動綠色金融產(chǎn)品多樣化發(fā)展，積極探索發(fā)行綠色金融債券、綠色資產(chǎn)證券化等方式，加大對綠色低碳發(fā)展項目的支持力度。推動地方設(shè)立綠色發(fā)展銀行，專注為綠色發(fā)展和生態(tài)環(huán)境保護項目提供金融服務(wù)。健全綠色信貸指南、企業(yè)環(huán)境風險評級標準等標準和規(guī)范[20]。

(五) 健全相關(guān)配套保障機制

一是建立落實相關(guān)工作推進機制。推動黃河流域各地區(qū)制定并實施區(qū)域碳達峰碳中和行動方案，明確工作任務(wù)、建立工作機制、完善保障措施，明確各地區(qū)及煤炭、鋼鐵、化工等重點行業(yè)的達峰目標、達峰路徑、配套措施等。鼓勵黃河流域工業(yè)、能源、交通等重點領(lǐng)域制定碳達峰專項方案。二是建立健全監(jiān)管執(zhí)法。完善地方、企業(yè)、項目碳排放核算及監(jiān)測體系。健全低碳發(fā)展工作績效考核體系，建立低碳發(fā)展工作責任人問責機制[19]。加強流域內(nèi)統(tǒng)籌協(xié)作，統(tǒng)籌考慮政策布局，加強區(qū)域內(nèi)政策的協(xié)調(diào)制定和監(jiān)管執(zhí)法。推動完善地方應(yīng)對氣候變化法規(guī)，加強低碳和生態(tài)環(huán)境政策法規(guī)的統(tǒng)籌設(shè)計。三是建立完善資金保障機制。加大財政資金對黃河流域結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和低碳發(fā)展的支持力度，為低碳試點推行、節(jié)能減碳技術(shù)研發(fā)應(yīng)用、低碳產(chǎn)品開發(fā)推廣等提供資金保障，引導(dǎo)金融部門對低碳項目的開發(fā)與運營提供資金支持。