“双碳”目标的提出及其对“西电东送”的机遇与挑战

张 韩，缪 彬，陈雪燕

(昆明理工大学 管理与经济学院，云南 昆明 650500)

1 引言

2020年，我国立足于国内能源产业发展形势，正式作出将“力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的表态以积极应对国内外的挑战[1]。出于我国前期经济发展的考虑，对化石能源及一次性能源的消耗仍具有很大的依赖性。这表明绿色与高效发展、节能减排、提高能源利用效率是“双碳”工作的重点。煤炭和油气消费是碳排放的主要来源[2-3]，而煤炭的主要作用在于发电，所以能源电力行业的低碳转型对我国实现“双碳”目标起着至关重要的作用[4]。在国家承诺碳达峰、碳中和的大背景下，广东省的发展面临着经济高质量发展需求与低碳环保约束的压力。云南省输送的绿色水电，促进送受端省份的经济发展的同时也促进了清洁能源发电的发展。此外，仅在“西电东送”的南部通道所涵盖的区域内，其累计消耗标准煤的量就减少了超过亿吨，同时二氧化碳、二氧化硫等气体的排放量也有效减少，促进我国“双碳”目标的实现。

“西电东送”是利用地区间的比较优势促进相互合作、彼此取得长足进步的有力举措。我国南方区域自“西电东送”实施以来，促进了云南等西部省份的经济和社会发展、完善了西部的基础设施建设，带来的社会经济效益显著；并有效地缓解了广东等地的电力供应矛盾，为东部省份经济的快速发展提供了重要保障。截至2020年9月底，云南“西电东送”电量突破6000亿千瓦时。其中，云南输送的绿电量占“西电东送”电量的63%，相当于为受端地区减少标煤燃烧1.7亿吨，减排二氧化碳4.6亿吨、二氧化硫330万吨，有效缓解了受端地区的环境压力，优化配置了东西部资源，达到了互利共赢的效果。增加水电消纳是我国实现减少碳排放目标的重要方向。广东省的终端能源消耗以电力为主，其中2020年广东电网公司全年消纳西电2058亿千瓦时，创历史新高。这意味着在碳达峰、碳中和的政策下广东省对清洁电力的需求将进一步增大，而为促进广东经济的进一步发展，减少碳排放，“西电东送”的作用日益增强。文章通过对两省间电价政策制定的研究，探究影响“西电东送”合作的因素，为两省的长期合作提供对策建议。

2 现行“西电东送”机制存在的矛盾

“西电东送”是国家节能减排的重要战略，但“西电东送”长期以行政命令为主导的运行机制与当前的发展情况不相适应，现阶段以“省为实体”的电力发展格局加剧了省间壁垒和利益博弈。在碳达峰、碳中和的背景下，“西电东送”规模的快速增长，送端和受端的矛盾日益突显。由于“西电东送”工程现阶段不合理的定价机制导致送电过程中涉及利益的相关方不能均衡分配利益，所以充分考虑“西电东送”利益相关方的诉求是电价机制合理的必然要求。目前采取的交易形式是通过谈判签订合同的双边交易模式，并不是完全市场化环境下的双边契约模式，形成了多个售电方对单一买电方的不平等的市场格局。广东省作为仅有的买电方，主导着电力消费，对电价造成了垄断。这种基于国家政策下的交易牺牲了欠发达地区云南省的经济发展，为保证西电东送的履约率，云南省经常需要拉闸限电，限制了云南省的经济发展。为扩大电能消纳，云南省引入大量的耗能企业，这使得云南本省进一步提高用电需求，而在碳达峰、碳中和条件下广东省对“西电东送”输送的绿电需求旺盛，导致送受端省份间的矛盾激化。新的经济发展趋势导致全国用电增速都有所放缓，这样的经济环境局面短时间难以改变，广东省是能源消耗大省，对电量的需求之大无可置疑，会进一步导致所需绿电量超过原规划，而云南省由于东部企业的迁移，本省对电量的需求也随之走高，供需矛盾不可避免产生。煤炭价格的下降，广东省希望以本省的火力价格作为西电落地电价的衡量标准，希望由送电地区云南省承担过网费、输电过程中的电力损失费；云南省希望维持本省的上网电价不变，这就导致送电规模量和电价倒挂成为西电东送亟须解决的两大矛盾。

2030年前实现碳达峰的目标，“十四五”是关键时期。政府工作报告提出，“十四五”时期，单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%。电力行业产生的碳排放在我国碳排放领域占据重要位置。从长期来看，水电是低投入高产出的清洁能源，其在电力市场的优势地位将有助于调整我国的能源结构。广东省的碳排放量大，控制碳排放量最大的电力行业的碳排放量是实现广东省节能减排目标的必由之路。因此“西电东送”输送的清洁电力对广东省显得愈加重要。

3 “双碳”目标的提出对广东省的影响

基于国家提出的“双碳”目标，广东省积极响应国家政策，提出到2035年建成绿色低碳循环发展经济体系以促进经济社会发展全面绿色转型。这要求广东省在发展高质量经济的同时也要兼顾低碳环保。能源消费增长是碳排放增长的主要影响因素，限制电力行业碳排放是广东碳排放达峰的重要前提。广东省的电力类型多样。截至2021年年底，广东省全省发受电量合计为7694亿千瓦时，其中火力发电合计为3314亿千瓦时，外受电量1842亿千瓦时。不难看出火力发电仍在广东省电源结构中占据主体地位。这显然对“双碳”目标工作进程的推进实现造成了阻碍。同时全省发受电量的近1/4为外省输入，对外省输入的电力具有很强的依赖性。广东省积极响应国家提出的构建以新能源为主体的新型电力系统政策，大力发展新能源电力。刘晓龙认为中国中东部地区完全有可能做到能源高比例自给[5]，但目前从技术层面看，可再生能源的间歇性和波动性特质，导致发电、储能等一些瓶颈性技术尚未突破，技术方向仍模糊不清，大规模发展新能源还面临一定困难。由于近年来其他国家及地区核事故对核电造成的影响，波及国内新增核电容量，核电并没有明显改变电力结构。随着“双碳”目标的推进，各地电力资源的发展将受到全国范围的碳市场、各地差异化的碳配额、碳排放指标等碳约束指标的限制。广东省同样面临着需要优化能源结构以实现“双碳”目标的挑战。

这一政策的提出对国家的发展做出了挑战，基于这一目标，各个省份要落实控制碳排放的指标。特别是经济发达省份要在中国社会经济发展中起到排头兵的作用，为响应国家的号召，应当积极改善自身的能源发展战略，尽早实现碳达峰、碳中和。广东省提出“制定实施碳排放达峰行动方案，推动碳排放率先达峰”。到2025年，一次能源消费中，煤炭占比下降到31%。广东省能源消费数据显示，2019年全省能源消费总量为3.41亿吨标准煤，同比增长2.44%，其中煤炭、石油消费分别占比34.7%、27.5%，合计超过六成，能源消耗偏重碳排放高的一次能源。在国家承诺的碳达峰、碳中和的目标下，广东省面临的能源消耗结构使其减排压力较大，需要寻求碳减排的多种方式，提升清洁低碳能源的使用，而区域间能源合作是减少碳排放的重要路径之一。

4 “双碳”目标的提出对云南省的影响

我国能源在东西呈逆向分布，云南省处于西部地区，有丰富的水力资源，技术可开发量位居全国前列。“西电东送”不仅为东部地区输送清洁电力减少碳排放，也使电力成为云南省的支柱产业，为云南成为未来全国优质能源基地奠定了坚实的基础。“十三五”以来，能源产业跃升为云南省第一支柱产业。目前，全省电力装机9500万千瓦，其中以水电为主的清洁能源装机7992万千瓦，占比84.1%；清洁能源与非化石能源消费比重均居全国第一位。云南省水电项目的建设改善了经济发展落后的局面，不仅解决了当地一大批村民的就业和增收问题，低廉的电价、清洁高效的电力为东部的产业转移到西部提供了基础条件，但也带来了一定的环境污染。云南工业基础薄弱，经济发展相对落后，由于速度过快的电源建设超出预期规划，供给能力得到加强；而本省发展水平低于预期，富余的电力与本省经济发展不甚匹配，远远超过了本省消纳的电量，造成大规模的水电电能不能得到充分利用的局面。所以省内的电力消纳难以使云南电力资源优势在短时间内转化为经济优势，因此云南水电开发在满足自身用电需求的基础上，参与电力外送是保障市场消纳富余水电的重要方向。

在当前国家政策下，“西电东送”在达成碳达峰、碳中和的目标下更加重要。随着“西电东送”的发展，送端省份与受端省份之间的矛盾也日益激烈。不少学者就现阶段“西电东送”存在的问题提供了多种解决方案。张森林[6]认为当前南方电网西电东送单一制的计量电价形式无法客观反映西电东送的送电特性，提出由单一制电量电价过渡至两部制电价以解决现行电价与现阶段网络化的主网架不匹配的问题。吴鸿亮[7](2017)认为考虑输电成本的情况下，只有在高碳价时西部清洁能源才能够替代东部火电发电。胡飞雄[8](2018)认为必须在开发利用非化石能源的同时坚持高效清洁利用化石能源才能推进中国能源转型升级。杨俊[9](2014)指出西部送电省份普遍认为“西电东送”现行的利润分配模式使送电省份所得利益有限；而东部受电省份认为自己承受了部分西部生态环境租金的转移；由于未考虑移民社会安定因素、文化破坏补偿、移民成本正逐年提高，西部送电省希望提升电价。李丰[10](2016)为激励送端云南省提高送电量提出了增量部分的两部制输电价格定制方案，为解决西电东送的电价矛盾提供了借鉴。于倩倩[11](2020)指出由于电价缺乏调节，现行电价无法反映水电的真实价值，送端地区更倾向于把富余电量留存自用。黄欣、左郑敏等[12](2017)从成本分析角度认为开发成本不断攀升的水电站，使云贵送电广东的落地电价与广东省本地电价相比不具备明显优势，广东省接纳云贵电力的意愿低。为保持“西电东送”的良好发展，亟须完善电力市场交易机制，考虑“西电东送”电价各部分的合理构成，均衡双方利益，扩大广东省对绿电的消纳量。杨先明[13]利用大量面板数据，通过双重差分模型对西电东送政策的地区经济增长及差异进行实证分析，研究发现在新的发展格局下应继续推进西电东送工程，同时进一步推进电力市场改革，形成合理的电价机制。

5 完善“西电东送”运行机制的对策建议

5.1 完善现行的“西电东送”电价机制

积极推进电价改革，完善跨省跨区电力市场机制。在实现双碳目标的前提下，广东等经济发展较快的省份由于受资源禀赋、能源安全、用能成本、环保空间等因素的制约对绿电的需求将持续攀升，这将推动“西电东送”的现行机制得到完善，而其他输电渠道的建设也将给西部绿电的发展带来新机遇，必然会深刻影响“西电东送”现有格局的发展。逐步推进由市场决定竞争环节电价、政府规范垄断环节电价，改变由于中央政府制定政策时忽略送端省份的经济诉求而强制定价机制，转变为均衡两省经济发展而由市场与政府协同定价的运行机制。

西电定价存在的一大问题是忽略了西部承受的环境损失，没有给予西部充分的生态补偿。制定新机制应根据对减少二氧化碳具体贡献，在定价时将“西电东送”的环境价值、生态损失和送受端省份的经济发展水平纳入考虑范围，以市场化手段协调供需双方利益，保证供需双方协商谈判的公平性，支持电源开发地社会经济发展并开展生态环境保护，加大电源开发地区的生态补贴力度，保证送端省份的社会、环境得到补偿，并保证基本收益。最终发挥“西电东送”工程送电枢纽的作用，实现“西电东送”工程协调区域发展、促进经济增长的目标。

5.2 从监督方面健全能源发展

目前，送受端省份缺少国家宏观协调而仅依靠电力市场交易体系自身的调节，难以开展平等协商。政府应充分发挥宏观调控作用，以实现“双碳”目标为总约束，鼓励西电东送的输入地消费清洁能源产生的绿色电力，将跨省区的绿电纳入可再生能源配额中，形成有宏观协调的督查机制。为确保“西电东送”的可持续性发展，一方面，应由国家从中协调，消除存在于送受电省份、南方电网公司的分歧，明确各参与方应承担的关于清洁电力发展的责任和义务，合理制订送电计划，全面协商交易机制，等等，在此基础上签订“西电东送”的中长期框架协议；另一方面，建立有效的电力现货市场，提高清洁能源普及率，提高电网灵活性。电力现货市场反映的电价不仅实时体现当下的电力供需关系，也为中长期的协议电价的制定、后续电力装机量提供了参考标准，避免了无序开发。除此以外，电力现货市场的完善也促进了储能市场的发展，为风电、太阳能等清洁能源的发电量增加奠定了基础，实现了多方共赢、互相促进的目的[14]。从中长期和短期两方面建立全方位的市场交易体系，最终保障合同的正常履约。

在利用一次性能源发电的地区设立相关环保标准，根据由外部环境与人民要求而不断更新完善标准文件、技术迭代，经济发展对不符合行业规范的电厂进行识别，强制关停淘汰低效高碳排的落后电厂。这不仅为“双碳”目标的实现做出了积极贡献，也改善了环境质量、公共卫生。同时利用建立财政专项资金、加大财政转移支付力度等手段，对利用清洁能源发电的环保项目进行补贴，减少电源建设地区由于环境治理成本过大带来的效益损失，促进跨省区外送水电合理有序发展。同时，定期对宏观调控的实施效果进行监督，确保跨省区外送水电逐步具备市场竞争力。

5.3 从宏观层面支持外送水电的消纳

随着“双碳”目标的推进实施，我国不断强化经济社会绿色转型的顶层设计，水电发展迎来了前所未有的发展机遇。送端省份较受端省份而言是经济发展的落后地区，按照目前送电模式，送端省份牺牲本省的用电需求以低电价满足受端省份的经济发展需要，而本省却用高额电价发展经济，电价“倒挂”矛盾直接导致送端地区更倾向于留电自用，这将进一步激化矛盾，有悖于国家战略的初衷。国家在合理分析清洁能源发电并消纳的基础上，从国家和区域规划、东西部经济发展等不同层面提供政策支持，统筹建立跨省区外送水电消纳的协调机制，保障消纳空间。加大中央政府的资源政策倾斜，支持西部地区承接东部地区的产业迁移。在完成实地调研后，明确显示该产业项目能在西部地区就地加工转化的，中央政府可以支持该产业在当地优先布局建设并优先审批核准，促进当地的经济发展。

云南省的水电站普遍都是中小型水电站，大型水电站偏少，至今主要流域还未建成具有龙头性质的水库，导致云南省的水电调节能力较差，还不能对水电进行全方位的调节，由于地理位置的独特性，使云南夏季降雨偏多水力较强，冬季降雨偏少水力偏弱，即云南省在夏季电量多，冬季电量少，具有明显的季节特性。为减少季节性弃水的发生，除增加省内的电力消纳外，在制定水电外送协议时还应充分考虑水力资源的灵活特性，一方面拓宽受端省份的调峰能力；另一方面改变以往把火电标杆电价作为唯一的定价标准，基于电力的需求和绿电所带来的节能减排效益建立电价制定体系，以此作为“西电东送”跨省区外送水电落地电价的参考标准。随着社会的发展进步，电力的需求进一步增加，而云南省的绿色水电受季节影响具有的不确定性致使冬季缺水引发的缺电问题凸显，建议对受端地区接受区外季节性电能的潜力开展研究。加强完善跨省跨区市场交易机制、电力开发机制，打破广东省作为主要供电目标的壁垒，加强协调电力输出地的利益，避免因过度竞争导致制定不合理电价使区域利益失衡。