以区域协同减碳推进绿色发展

坚持全国“一盘棋”、系统推进区域绿色协调发展是实现中国式现代化的必然要求，促进西电清洁消纳、产业有序转移和生态气候资源跨省区调用是区域协同减碳的三项重要抓手。当前，区域协同减碳仍面临“西电东送”绿色效益释放挑战、产业转移绿电优势体现受限、生态气候资源化制度有待完善等问题。建议持续优化跨区域清洁能源资源配置、协同推进产业梯度转移和低碳转型、健全生态气候资源化制度和交易机制，为区域互补融合、绿色发展提供新引擎。

一、区域绿色协调发展面临的主要障碍

（一）“西电东送”绿色效益释放面临挑战

“西电东送”是我国推动西部地区新能源开发利用，优化东部地区能源结构，促进区域绿色协调发展的重要抓手。截至2023年11月底，南方电网区域“西电东送”中水电等清洁能源超过80%，助力广东、广西累计碳减排约19亿吨。但是，“西电东送”的绿色效益释放仍面临基建、技术与市场等多方面挑战。

一是“西电东送”输电通道能力相对有限，电力调度运营困难增大。一方面，由于新能源电力源荷分离，源网荷储需要跨区域联动，提高了对输电网络设计和建设的要求。加上西部地区新能源发电位置偏远，输电通道投资建设规模大、周期长、运营难，与新能源装机增长相比，新建输电通道资源相对稀缺。另一方面，各类新能源电力不断进入电网，使各类电力占比处于动态变化中，同时新能源发电具有波动性和随机性特征，这为电力系统维持发电及负荷的实时平衡带来挑战，电力调度和电网安全运营难度增大。预计到2030年，若保证新能源100%消纳，国家电网经营区的调峰能力缺额为3.98亿千瓦；若保证新能源95%消纳，国家电网经营区的调峰能力缺额为1.96亿千瓦。

二是跨区域电力市场化交易机制亟待完善。目前，跨区域送受电市场化交易机制在市场规则、电价确定、结算方式、利益分配等方面尚未具备能够有效落实的制度安排。一方面，包含跨省区电力市场的统一市场体系有待完善。我国各省电力市场模式和规则差异较大，跨省区和省内两级交易平台的耦合衔接、协同运作有待加强，省间市场协调难度大限制了区域优化资源配置作用的充分发挥。新能源发电参与市场交易的规则仍有待完善，参与受电地区辅助服务市场的机制和规则也有待完善规范。另一方面，部分新能源富集地区电力外送不足，利益分配需要再平衡。例如，送电地区强调绿电价值以招商引资，既促进新能源消纳，又加速化石能源利用和碳排放与当地经济发展脱钩，实现经济与环境的协调发展。因此，送电地区倾向于就近利用新能源来扩大生产，减少电力外送，加大跨区域输电利益协调难度。

（二）产业转移绿电优势体现仍受限制

2023年，我国东部地区经济体量是西部地区的2.4倍，已具备产业转移梯度；2021年，东部地区碳排放量是西部地区（未含西藏）的1.2倍，东部地区碳减排压力与西部地区新能源消纳要求相适应①。对于东部地区，高耗能、高排放产业向西部新能源富集地区有序转移，其核心动力之一是获得碳减排成本红利；对于西部地区，产业引进增加新能源就近消纳，能够破解上述电力跨区域消纳机制中的现实难题。但是，西部地区新能源就近消纳成本较高、绿色低碳转型的市场化激励机制作用相对较弱则制约了产业转移有序推进。

一是西部地区产业引进就近消纳新能源仍面临较高综合成本。近年来，新能源发电成本下降，而新能源电力的相关建设成本及运营成本相对较高，发电成本的下降程度难以对冲前期投资建设成本的提升。由于碳减排和储能设施建设、电网升级改造投资以及电力调度管理等促进新能源消纳的硬件软件设施投资规模巨大，导致西部地区新能源电力利用的综合成本较高。风光等发电成本下降引致的成本优势不再凸显，西部地区产业引进时吸引力受限。据测算，电源侧结构变化、碳捕捉利用与封存（CCUS）项目投资和各类储能项目配套，将引致2030年我国电源侧度电成本较2020年增加18.9%—27.5%；服务新能源发展等各类电网投资增加将引致2030年我国电网侧度电成本较2020年增加-1.1%—4.3%；综合发电、碳减排、储能、输配电等各环节成本变化，2030年我国终端度电成本较2020年增加12.1%—19.3%。

二是绿色低碳转型的市场化激励约束作用较弱，制约产业转移。我国碳排放权交易市场及绿证绿电交易等市场化激励举措由于配额相对宽松、技术方案有限、应用场景不足等原因，未能充分反映新能源利用和技术创新的“绿色溢价”，推动产业转移有序推进的经济激励和环境约束仍然有限。例如，由于上述市场化激励机制欠完善，石化、电解铝、钢铁等行业就近消纳新能源发电的低碳经济性优势未能得到充分体现；同时，其环境负外部性成本内生化的约束也较为有限，从而削弱了相关产业向西部地区转移和就近消纳新能源发电的动力。

（三）生态气候资源化制度亟待完善

在全国范围内优化配置生态气候资源能够为东部地区减碳、西部地区发展提供生态资源基础。但目前我国跨区域生态气候资源利用和补偿机制仍面临统计核算、制度设计、碳汇项目监管等方面的问题，阻碍了生态气候资源跨区域调用的潜能挖掘。

一是生态气候资源价值核算存在困难。我国生态资源统计基础相对薄弱，生态资源的价值评估方法多种多样，尚未制定统一标准，使得各地生态资源价值核算不具备一致性和可比性。

二是跨区域生态补偿制度设计有待完善。我国生态系统服务提供者大多集中在西部地区，而生态系统服务受益者多数集中在东部地区，生态系统服务提供者和受益者空间不对应，导致地区间在资源利用权、生态保护责任等方面存在利益分歧，协调合作困难。

三是碳汇项目的产权界定、交易和监管仍存在困难。碳汇项目权属结构复杂，权属“唯一性”界定难以明确。碳汇项目市场交易规则待完善，交易中存在信息不对称、价格不透明等问题。同时，我国暂缺有效的法律政策监管保障碳汇项目的额外性、真实性和永久性。

二、推进区域绿色协调发展的相关建议

（一）持续优化跨区域清洁能源资源配置

一是提升跨区域输电通道建设能力、优化电力调度。通过特别国债、专项债、中央预算内资金等方式加大对跨区域输电通道建设的支持力度，鼓励民间资本参与跨区域输电通道建设，提高输电效率和容量，提升跨区域输电通道的建设利用能力，有效满足西部地区新能源发电输送需求。增强电源多能互补能力，打造源网荷储聚合体，平衡新能源的波动性，提高电力系统的可调度性和供电可靠性。

二是完善跨区域电力交易机制。加快建立全国统一电力市场，促进电力交易的自由化和市场化。通过制定统一的交易规则和标准，降低市场壁垒，吸引更多参与者，提高市场竞争性，理顺价格传导机制，推动市场供需双方发现价格。加强跨区域协调合作，共同制定合理的送受电计划，并及时进行调整以满足双方需求，确保电力供需平衡和送电计划的足额落实。推动新能源直接财税支持转向传统能源生产消费领域的碳市场、碳税等外部性内部化手段，使新能源和传统能源在电力交易体系下公平竞争。

（二）协同推进产业梯度转移和低碳转型

一是理顺就近消纳新能源相关机制。建立健全新能源消纳的市场化机制，推动跨部门协调合作，加强信息共享，确保新能源供应与产业需求之间形成良好匹配。加快出台电价激励政策、税收优惠政策等，降低区域内企业新能源就近消纳成本，促进新能源消纳与地区产业发展良性互动。

二是扩大并完善碳排放权交易市场。扩大碳排放权交易市场覆盖行业，探索实施碳排放配额通过拍卖及其他方式的分配方案，做好绿证交易、全国温室气体自愿减排交易等市场与碳排放权交易市场和其他碳金融衍生品市场的连通，引导增强碳排放权、绿证、CCER的市场流动性。完善市场交易价格机制，通过提高“绿色溢价”引导产业向新能源富集地区转移。

（三）健全生态气候资源化制度和交易机制

一是摸清各地区生态碳汇资源情况。通过遥感测绘、实地调查等手段，建立广泛覆盖的生态碳汇监测网络，精确捕捉不同生态系统中的碳储量和变化趋势，实现碳贡献可度量、可核算。制定生态系统服务评估标准，科学评估土壤碳储量、植被碳吸收、水体碳循环等能力，使生态系统服务的贡献能够被量化核算，为生态碳汇的净贡献提供基础数据。

二是加快推进跨区域生态资源利用补偿制度建设。建立健全跨区域生态资源利用补偿的法律政策，明确补偿主体、对象、标准、程序等内容。明确补偿主体，包括政府部门、企业、社会组织等各方责任和义务；确定需要进行生态补偿的区域和项目，划定受益区域和受损区域，合理确定补偿对象；完善生态资源利用补偿机制，包括制定补偿标准、多元化补偿方式、规范资金使用管理、开展监督评估和信息公开等，促进生态保护和经济社会发展协调可持续。

三是完善碳汇项目的产权界定和交易监管。建立碳汇项目产权登记制度，规范碳汇产权转移程序，以法律协调碳汇产权主体间的关系，确保产权的唯一性和可追溯性。制定统一的碳汇项目市场交易规则和标准，明确交易的程序、条件和限制，提高交易的规范性、透明性和公平性。授权专门的监管机构，负责监督和管理碳汇项目交易活动，确保碳汇项目的额外性、真实性和永久性，建立碳汇项目信息公开和风险预警机制。

注：

①资料来源：作者根据《中国统计年鉴》、中国碳核算数据库（CEADs）数据计算。

（作者单位：中国宏观经济研究院市场所）