以區(qū)域協(xié)同減碳推進綠色發(fā)展

堅持全國“一盤棋”、系統(tǒng)推進區(qū)域綠色協(xié)調(diào)發(fā)展是實現(xiàn)中國式現(xiàn)代化的必然要求，促進西電清潔消納、產(chǎn)業(yè)有序轉(zhuǎn)移和生態(tài)氣候資源跨省區(qū)調(diào)用是區(qū)域協(xié)同減碳的三項重要抓手。當(dāng)前，區(qū)域協(xié)同減碳仍面臨“西電東送”綠色效益釋放挑戰(zhàn)、產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移綠電優(yōu)勢體現(xiàn)受限、生態(tài)氣候資源化制度有待完善等問題。建議持續(xù)優(yōu)化跨區(qū)域清潔能源資源配置、協(xié)同推進產(chǎn)業(yè)梯度轉(zhuǎn)移和低碳轉(zhuǎn)型、健全生態(tài)氣候資源化制度和交易機制，為區(qū)域互補融合、綠色發(fā)展提供新引擎。

一、區(qū)域綠色協(xié)調(diào)發(fā)展面臨的主要障礙

（一）“西電東送”綠色效益釋放面臨挑戰(zhàn)

“西電東送”是我國推動西部地區(qū)新能源開發(fā)利用，優(yōu)化東部地區(qū)能源結(jié)構(gòu)，促進區(qū)域綠色協(xié)調(diào)發(fā)展的重要抓手。截至2023年11月底，南方電網(wǎng)區(qū)域“西電東送”中水電等清潔能源超過80%，助力廣東、廣西累計碳減排約19億噸。但是，“西電東送”的綠色效益釋放仍面臨基建、技術(shù)與市場等多方面挑戰(zhàn)。

一是“西電東送”輸電通道能力相對有限，電力調(diào)度運營困難增大。一方面，由于新能源電力源荷分離，源網(wǎng)荷儲需要跨區(qū)域聯(lián)動，提高了對輸電網(wǎng)絡(luò)設(shè)計和建設(shè)的要求。加上西部地區(qū)新能源發(fā)電位置偏遠，輸電通道投資建設(shè)規(guī)模大、周期長、運營難，與新能源裝機增長相比，新建輸電通道資源相對稀缺。另一方面，各類新能源電力不斷進入電網(wǎng)，使各類電力占比處于動態(tài)變化中，同時新能源發(fā)電具有波動性和隨機性特征，這為電力系統(tǒng)維持發(fā)電及負(fù)荷的實時平衡帶來挑戰(zhàn)，電力調(diào)度和電網(wǎng)安全運營難度增大。預(yù)計到2030年，若保證新能源100%消納，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)的調(diào)峰能力缺額為3.98億千瓦；若保證新能源95%消納，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)的調(diào)峰能力缺額為1.96億千瓦。

二是跨區(qū)域電力市場化交易機制亟待完善。目前，跨區(qū)域送受電市場化交易機制在市場規(guī)則、電價確定、結(jié)算方式、利益分配等方面尚未具備能夠有效落實的制度安排。一方面，包含跨省區(qū)電力市場的統(tǒng)一市場體系有待完善。我國各省電力市場模式和規(guī)則差異較大，跨省區(qū)和省內(nèi)兩級交易平臺的耦合銜接、協(xié)同運作有待加強，省間市場協(xié)調(diào)難度大限制了區(qū)域優(yōu)化資源配置作用的充分發(fā)揮。新能源發(fā)電參與市場交易的規(guī)則仍有待完善，參與受電地區(qū)輔助服務(wù)市場的機制和規(guī)則也有待完善規(guī)范。另一方面，部分新能源富集地區(qū)電力外送不足，利益分配需要再平衡。例如，送電地區(qū)強調(diào)綠電價值以招商引資，既促進新能源消納，又加速化石能源利用和碳排放與當(dāng)?shù)亟?jīng)濟發(fā)展脫鉤，實現(xiàn)經(jīng)濟與環(huán)境的協(xié)調(diào)發(fā)展。因此，送電地區(qū)傾向于就近利用新能源來擴大生產(chǎn)，減少電力外送，加大跨區(qū)域輸電利益協(xié)調(diào)難度。

（二）產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移綠電優(yōu)勢體現(xiàn)仍受限制

2023年，我國東部地區(qū)經(jīng)濟體量是西部地區(qū)的2.4倍，已具備產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移梯度；2021年，東部地區(qū)碳排放量是西部地區(qū)（未含西藏）的1.2倍，東部地區(qū)碳減排壓力與西部地區(qū)新能源消納要求相適應(yīng)①。對于東部地區(qū)，高耗能、高排放產(chǎn)業(yè)向西部新能源富集地區(qū)有序轉(zhuǎn)移，其核心動力之一是獲得碳減排成本紅利；對于西部地區(qū)，產(chǎn)業(yè)引進增加新能源就近消納，能夠破解上述電力跨區(qū)域消納機制中的現(xiàn)實難題。但是，西部地區(qū)新能源就近消納成本較高、綠色低碳轉(zhuǎn)型的市場化激勵機制作用相對較弱則制約了產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移有序推進。

一是西部地區(qū)產(chǎn)業(yè)引進就近消納新能源仍面臨較高綜合成本。近年來，新能源發(fā)電成本下降，而新能源電力的相關(guān)建設(shè)成本及運營成本相對較高，發(fā)電成本的下降程度難以對沖前期投資建設(shè)成本的提升。由于碳減排和儲能設(shè)施建設(shè)、電網(wǎng)升級改造投資以及電力調(diào)度管理等促進新能源消納的硬件軟件設(shè)施投資規(guī)模巨大，導(dǎo)致西部地區(qū)新能源電力利用的綜合成本較高。風(fēng)光等發(fā)電成本下降引致的成本優(yōu)勢不再凸顯，西部地區(qū)產(chǎn)業(yè)引進時吸引力受限。據(jù)測算，電源側(cè)結(jié)構(gòu)變化、碳捕捉利用與封存（CCUS）項目投資和各類儲能項目配套，將引致2030年我國電源側(cè)度電成本較2020年增加18.9%—27.5%；服務(wù)新能源發(fā)展等各類電網(wǎng)投資增加將引致2030年我國電網(wǎng)側(cè)度電成本較2020年增加-1.1%—4.3%；綜合發(fā)電、碳減排、儲能、輸配電等各環(huán)節(jié)成本變化，2030年我國終端度電成本較2020年增加12.1%—19.3%。

二是綠色低碳轉(zhuǎn)型的市場化激勵約束作用較弱，制約產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移。我國碳排放權(quán)交易市場及綠證綠電交易等市場化激勵舉措由于配額相對寬松、技術(shù)方案有限、應(yīng)用場景不足等原因，未能充分反映新能源利用和技術(shù)創(chuàng)新的“綠色溢價”，推動產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移有序推進的經(jīng)濟激勵和環(huán)境約束仍然有限。例如，由于上述市場化激勵機制欠完善，石化、電解鋁、鋼鐵等行業(yè)就近消納新能源發(fā)電的低碳經(jīng)濟性優(yōu)勢未能得到充分體現(xiàn)；同時，其環(huán)境負(fù)外部性成本內(nèi)生化的約束也較為有限，從而削弱了相關(guān)產(chǎn)業(yè)向西部地區(qū)轉(zhuǎn)移和就近消納新能源發(fā)電的動力。

（三）生態(tài)氣候資源化制度亟待完善

在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置生態(tài)氣候資源能夠為東部地區(qū)減碳、西部地區(qū)發(fā)展提供生態(tài)資源基礎(chǔ)。但目前我國跨區(qū)域生態(tài)氣候資源利用和補償機制仍面臨統(tǒng)計核算、制度設(shè)計、碳匯項目監(jiān)管等方面的問題，阻礙了生態(tài)氣候資源跨區(qū)域調(diào)用的潛能挖掘。

一是生態(tài)氣候資源價值核算存在困難。我國生態(tài)資源統(tǒng)計基礎(chǔ)相對薄弱，生態(tài)資源的價值評估方法多種多樣，尚未制定統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，使得各地生態(tài)資源價值核算不具備一致性和可比性。

二是跨區(qū)域生態(tài)補償制度設(shè)計有待完善。我國生態(tài)系統(tǒng)服務(wù)提供者大多集中在西部地區(qū)，而生態(tài)系統(tǒng)服務(wù)受益者多數(shù)集中在東部地區(qū)，生態(tài)系統(tǒng)服務(wù)提供者和受益者空間不對應(yīng)，導(dǎo)致地區(qū)間在資源利用權(quán)、生態(tài)保護責(zé)任等方面存在利益分歧，協(xié)調(diào)合作困難。

三是碳匯項目的產(chǎn)權(quán)界定、交易和監(jiān)管仍存在困難。碳匯項目權(quán)屬結(jié)構(gòu)復(fù)雜，權(quán)屬“唯一性”界定難以明確。碳匯項目市場交易規(guī)則待完善，交易中存在信息不對稱、價格不透明等問題。同時，我國暫缺有效的法律政策監(jiān)管保障碳匯項目的額外性、真實性和永久性。

二、推進區(qū)域綠色協(xié)調(diào)發(fā)展的相關(guān)建議

（一）持續(xù)優(yōu)化跨區(qū)域清潔能源資源配置

一是提升跨區(qū)域輸電通道建設(shè)能力、優(yōu)化電力調(diào)度。通過特別國債、專項債、中央預(yù)算內(nèi)資金等方式加大對跨區(qū)域輸電通道建設(shè)的支持力度，鼓勵民間資本參與跨區(qū)域輸電通道建設(shè)，提高輸電效率和容量，提升跨區(qū)域輸電通道的建設(shè)利用能力，有效滿足西部地區(qū)新能源發(fā)電輸送需求。增強電源多能互補能力，打造源網(wǎng)荷儲聚合體，平衡新能源的波動性，提高電力系統(tǒng)的可調(diào)度性和供電可靠性。

二是完善跨區(qū)域電力交易機制。加快建立全國統(tǒng)一電力市場，促進電力交易的自由化和市場化。通過制定統(tǒng)一的交易規(guī)則和標(biāo)準(zhǔn)，降低市場壁壘，吸引更多參與者，提高市場競爭性，理順價格傳導(dǎo)機制，推動市場供需雙方發(fā)現(xiàn)價格。加強跨區(qū)域協(xié)調(diào)合作，共同制定合理的送受電計劃，并及時進行調(diào)整以滿足雙方需求，確保電力供需平衡和送電計劃的足額落實。推動新能源直接財稅支持轉(zhuǎn)向傳統(tǒng)能源生產(chǎn)消費領(lǐng)域的碳市場、碳稅等外部性內(nèi)部化手段，使新能源和傳統(tǒng)能源在電力交易體系下公平競爭。

（二）協(xié)同推進產(chǎn)業(yè)梯度轉(zhuǎn)移和低碳轉(zhuǎn)型

一是理順就近消納新能源相關(guān)機制。建立健全新能源消納的市場化機制，推動跨部門協(xié)調(diào)合作，加強信息共享，確保新能源供應(yīng)與產(chǎn)業(yè)需求之間形成良好匹配。加快出臺電價激勵政策、稅收優(yōu)惠政策等，降低區(qū)域內(nèi)企業(yè)新能源就近消納成本，促進新能源消納與地區(qū)產(chǎn)業(yè)發(fā)展良性互動。

二是擴大并完善碳排放權(quán)交易市場。擴大碳排放權(quán)交易市場覆蓋行業(yè)，探索實施碳排放配額通過拍賣及其他方式的分配方案，做好綠證交易、全國溫室氣體自愿減排交易等市場與碳排放權(quán)交易市場和其他碳金融衍生品市場的連通，引導(dǎo)增強碳排放權(quán)、綠證、CCER的市場流動性。完善市場交易價格機制，通過提高“綠色溢價”引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)向新能源富集地區(qū)轉(zhuǎn)移。

（三）健全生態(tài)氣候資源化制度和交易機制

一是摸清各地區(qū)生態(tài)碳匯資源情況。通過遙感測繪、實地調(diào)查等手段，建立廣泛覆蓋的生態(tài)碳匯監(jiān)測網(wǎng)絡(luò)，精確捕捉不同生態(tài)系統(tǒng)中的碳儲量和變化趨勢，實現(xiàn)碳貢獻可度量、可核算。制定生態(tài)系統(tǒng)服務(wù)評估標(biāo)準(zhǔn)，科學(xué)評估土壤碳儲量、植被碳吸收、水體碳循環(huán)等能力，使生態(tài)系統(tǒng)服務(wù)的貢獻能夠被量化核算，為生態(tài)碳匯的凈貢獻提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

二是加快推進跨區(qū)域生態(tài)資源利用補償制度建設(shè)。建立健全跨區(qū)域生態(tài)資源利用補償?shù)姆烧撸鞔_補償主體、對象、標(biāo)準(zhǔn)、程序等內(nèi)容。明確補償主體，包括政府部門、企業(yè)、社會組織等各方責(zé)任和義務(wù)；確定需要進行生態(tài)補償?shù)膮^(qū)域和項目，劃定受益區(qū)域和受損區(qū)域，合理確定補償對象；完善生態(tài)資源利用補償機制，包括制定補償標(biāo)準(zhǔn)、多元化補償方式、規(guī)范資金使用管理、開展監(jiān)督評估和信息公開等，促進生態(tài)保護和經(jīng)濟社會發(fā)展協(xié)調(diào)可持續(xù)。

三是完善碳匯項目的產(chǎn)權(quán)界定和交易監(jiān)管。建立碳匯項目產(chǎn)權(quán)登記制度，規(guī)范碳匯產(chǎn)權(quán)轉(zhuǎn)移程序，以法律協(xié)調(diào)碳匯產(chǎn)權(quán)主體間的關(guān)系，確保產(chǎn)權(quán)的唯一性和可追溯性。制定統(tǒng)一的碳匯項目市場交易規(guī)則和標(biāo)準(zhǔn)，明確交易的程序、條件和限制，提高交易的規(guī)范性、透明性和公平性。授權(quán)專門的監(jiān)管機構(gòu)，負(fù)責(zé)監(jiān)督和管理碳匯項目交易活動，確保碳匯項目的額外性、真實性和永久性，建立碳匯項目信息公開和風(fēng)險預(yù)警機制。

注：

①資料來源：作者根據(jù)《中國統(tǒng)計年鑒》、中國碳核算數(shù)據(jù)庫（CEADs）數(shù)據(jù)計算。

（作者單位：中國宏觀經(jīng)濟研究院市場所）