黄河流域低碳发展：困境与路径

董战峰, 龙凤

(生态环境部环境规划院, 北京 100012)

黄河流域的高质量发展面临着经济发展水平低和资源环境约束大两大难题。低碳发展是黄河流域生态环境保护和高质量发展的重要内容，也是黄河流域新旧动能转换的主要路径，对于实现我国经济高质量发展和双碳目标实现具有重要意义。

一、 黄河流域低碳发展的现状

(一)能源生产和消费总量大、能耗强度高

2019年黄河流域能源生产总量为24.0亿吨标煤，占全国能源生产总量的60.5%，能源消费总量为15.1亿吨标煤，占全国能源消费总量的31.0%。黄河流域的单位GDP能源消耗量为0.61吨标煤/万元，高出全国平均水平25%。黄河流域各地区能源情况特征突出，青海省、宁夏回族自治区、甘肃省三个经济发展水平较低的地区，其能源生产量和消费量也处于较低水平，但单位GDP能耗却处于较高水平，如2019年青海省的能源生产量为4 542万吨标煤，能源消费量为4 235万吨标煤，在黄河流域九省区中均处于最低水平，而青海省的单位GDP能耗为1.43吨标煤/万元，仅次于宁夏回族自治区；内蒙古自治区、陕西省、山西省三个经济发展水平中等的地区，其能源生产量远高于能源消费量，单位GDP能耗处于中等水平，如2019年山西省的能源生产量为75 663万吨标煤，能源消费量为17 473万吨标煤，能源生产量是能源消费量的4.33倍，单位GDP能耗为1.03吨标煤/万元，在黄河流域九省区中位居第四；河南省、四川省、山东省三个经济发展水平较高的地区，其能源消费量均高于能源生产量，单位GDP能耗处于较低水平，如2019年山东省的能源生产量为13 500万吨标煤，能源消费量为41 390万吨标煤，能源生产量是能源消费量的0.33倍，单位GDP能耗为0.58吨标煤/万元，在黄河流域九省区中位居第六。

图1 黄河流域九省区能源相关情况

(二)碳排放强度高，地区差异明显

2019年黄河流域九省区的地区生产总值为24.7万亿元，占全国GDP的25.0%，但碳排放总量达38.0亿吨，占全国碳排放量的34.9%。黄河流域的单位GDP碳排放为1.54吨二氧化碳/万元，高出全国平均水平28.5%。与此同时，黄河流域各地区的碳排放总量及强度差异明显。从碳排放总量看，2019年黄河流域九省区中碳排放量最高的前三个省区是山东省、内蒙古自治区和山西省，分别为9.37亿吨、7.94亿吨和5.57亿吨，是碳排放量最低的青海省的18.1倍、15.3倍和10.9倍。从碳排放强度上看，2019年单位GDP碳排放最高的三个省区是宁夏回族自治区、内蒙古自治区和山西省，分别为5.66吨二氧化碳/万元、4.61吨二氧化碳/万元和3.33吨二氧化碳/万元，三个省区的经济发展水平都处于较低水平，是单位GDP碳排放最低的四川省的8.4倍、6.8倍和4.9倍。

注：省级碳排放量数据来自中国碳核算数据库(CEADS)。图2 黄河流域九省区碳排放量与碳排放强度情况

(三)碳源、碳汇空间逆向分布特征明显

黄河流域的碳排放主要集中在河南省、山东省、山西省等经济发展规模较大、重工业占比高的东部省份，青海省、内蒙古自治区等西部地区由于经济发展规模较小，总体碳排放要低于河南省、山东省等东部地区，碳源格局呈现“东高西低”的分布特征。同时，黄河流域的林草资源主要集中在四川省、内蒙古自治区、青海省等降水量大、植被覆盖率高的西部省区，河南省、山东省等东部地区由于植被覆盖率低、生态环境脆弱，林草资源要低于青海省、内蒙古自治区等西部地区，见图3。黄河流域的碳汇总体格局呈现“西高东低”的分布特征[1-2]。

图3 2019年黄河流域九省区林地和草地面积

二、 黄河流域低碳发展面临的困境

(一)化石为主的能源结构转型任务重

黄河流域能源生产和能源消费结构中煤炭占比过高，能耗强度大。2019年，除四川省和河南省外的其他省区的单位GDP能耗均高于全国平均水平，除青海省和甘肃省外，能源生产和能源消费结构中煤炭占比均高于全国水平。2/3的千万千瓦级大型煤电基地和约1/4的钢铁产能集中分布于黄河流域。我国重点建设的14个亿吨级大型煤炭基地和9个千万千瓦级煤电基地，分别有8个和6个位于黄河流域九省区[3]。煤炭开采的甲烷排放占到能源活动甲烷排放的80.0%以上[4-5]。由于对能源资源的开发长期以开采和粗加工为主，黄河流域的高附加值产业发展较为滞后[6]。同时，能源产业特别是煤炭开采耗水量巨大，黄河流域能源发展与水资源刚性约束的矛盾突出。以位于内蒙古自治区的神东和蒙东煤炭基地为例，按照2015年两个煤炭基地的煤炭开采量(10.4×108吨)进行估算，预测会损害26.4×108立方米地下水资源，接近整个内蒙古地下水资源总量的1/5[7]。

(二)新能源开发能力亟需提升

黄河流域的风能、光能等新能源资源丰富，但开发利用不足。2019年黄河流域九省区的陆地70米高度层年平均风功率密度高于全国年平均风功率密度≥150 W/m2区域面积为216.9万平方千米，占全国的41.1%[8]。根据相关研究测算，黄河流域太阳能资源技术可开发量为9 520 700兆瓦，占全国太阳能技术可发电量的61.0%[9]。但2019年，黄河流域的总发电量为27 156亿千瓦时，风能、水能、太阳能等新能源发电量仅为7 140亿千瓦时，占流域总发电量的26.0%。同时，由于技术和成本的限制以及用电需求偏低导致黄河流域的新能源发电消纳能力不足，黄河流域内弃光、弃风现象频发。根据国家能源局公布的统计数据计算，2019年上半年，黄河流域的弃光电量达14.1亿千瓦时，占全国弃光电量的54.0%，弃风电量达48.4亿千瓦时，占全国弃风电量46.3%[10-11]。

(三)高碳基为主的产业结构转型难度大

多年来，黄河流域立足于能源和矿产资源禀赋，逐渐形成了以能源、矿业和重化工业粗放式开发为主的高碳产业结构，主导产业能耗高、碳排放量大，是实现“双碳”目标面临的最大挑战。2020年，河南省高耗能工业增加值占规模以上工业增加值的35.8%，陕西省能源工业增加值占全省规模以上工业增加值的比重为46.0%。甘肃省支柱产业长期以能源、有色、冶金等重化工业为主[12]，2020年，煤炭、电力、冶金、有色、石化五大产业增加值占规模以上工业增加值比重达69.2%。

目前，黄河流域多地仍计划或正在建设高耗水的煤化工项目，煤制气在建或拟建产能约占全国产能的50.0%，煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇等在建或拟建产能分别占全国产能的60.0%、63.0%和65.0%。流域内多省区市煤化工产能仍呈现逐年增加态势，虽然一些园区和大型企业已经采取措施加强水资源的循环利用，但众多的小型企业仍以粗放式用水方式为主。

(四)低碳政策机制支撑转型能力不足

黄河流域九省区不断推进和探索低碳发展政策，但支撑转型能力不足。多省区不断完善和细化煤炭消费减量替代工作方案，清洁取暖试点城市均制定了“煤改气”和“煤改电”补贴政策。但是，在补贴政策面临退坡、受疫情影响财政压力加剧的情况下，散煤治理可持续性成为隐忧。为探索资源权益交易制度，河南省、四川省正开展用能权有偿使用和交易制度试点工作，但用能权交易量和交易规模并不大。为推动碳排放权交易，四川省成为除北京市、上海市等7个碳排放权交易试点地区外，全国非试点地区中首个拥有国家备案碳交易机构的省份，在开展碳排放总量控制方面积累了一定的实践经验。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式启动上线交易，山东省碳市场服务中心也随之启动，山东省首批发电行业中338家企业全部上线，数量位居全国第一。但黄河流域碳市场发展整体滞后、参与度低、缺乏相应的政策文件，碳交易市场相关的监管机构、信息共享机制等都尚需完善[13]。此外，能源定价机制尚未完全市场化，清洁能源同传统化石能源相比，仍具有成本高、用户承受力弱等问题。由于市场的电价形成机制尚未有效形成，缺乏清洁能源跨省跨区消纳的政策和电价机制，需要建立有利于打破省际壁垒、促进清洁能源跨省跨区消纳的电价机制和清洁能源配额制度。

三、 黄河流域低碳发展的路径

在统筹考虑黄河流域产业能源转型方向目标、资源能源依赖、水资源约束、二氧化碳和污染物协同减排的基础上，瞄准重点领域、重点行业、重点环节发力，通过全面实施行政、经济、社会等多类型低碳政策手段，推动黄河流域能源结构清洁化和产业结构生态化，将低碳发展作为黄河流域新旧动能转换和高质量发展的重要路径。

(一) 加快促进能源结构清洁化

一是优化煤炭开发布局与清洁高效利用并进，强化黄河上游蒙宁区，中游蒙西区、陕甘区、山西区水资源使用的刚性约束，严格控制煤炭矿产开发强度，加强矿井水的资源化利用[14]；加强蒙陕内流域对保水采煤技术、工艺及设备的研发与应用，推进矿区矿井水资源的综合利用、统一协调和规划。二是加强黄河流域尤其是山西省、内蒙古自治区、陕西省等省区的煤电规划建设，严控火电尤其是煤电项目投资，继续推进煤电超低排放改造；充分发挥流域内煤层气资源优势，推动气电发展，提高火电清洁程度。三是加快推进冬季清洁取暖改造，建议将河南省、山西省等地区纳入大气污染防治重点区域、煤炭减量替代地区，扩大天然气使用规模；重点推进农村住户清洁取暖，扩大政策支持范围，削减居民散煤和小型燃煤锅炉、窑炉消费量，提高电煤比例[12]。四是因地制宜推进生态能源建设。推动环保项目与能源项目相结合，探索能源项目全生命周期的环保解决方案，加强水土治理、煤电超低排放、能源领域污染物和固废处理等核心竞争力建设[6]。五是加强煤炭生产甲烷排放控制。推进陕北基地、神东基地、黄陇基地、宁东基地等甲烷含量较低的煤炭基地建设。加强废弃矿井甲烷治理，加大监测、修复领域的投资。

(二) 大力推进新能源产业发展

一是推动黄河流域新能源科学开发布局，推进青海省、四川省、甘肃省等风光能资源丰富地区构建风光水多能互补的电力系统。利用多条特高压输电通道建设黄河几字弯“风光火储一体化”清洁能源基地，建立黄河中下游风电、光伏发电规模化应用绿色能源廊道等。二是推进新能源外送，促进能源结构转型，拓展宁夏、晋北、蒙西等地的新能源外送通道，推进青海市、鄂尔多斯市、陇东地区等地区新能源外送基地建设,加强河南省、山东省等地区清洁能源的消纳能力。三是加大流域内农村地区清洁供暖力度。探索“光伏+农业”“光伏+畜牧业养殖”等清洁用能方式，加快促进绿电对散煤、煤电的替代，在黄河流域开展农村能源多能互补、清洁供暖示范工作。

(三) 积极推动产业结构生态化

一是严格产业准入要求。严格落实黄河流域生态环境空间管控要求，实行准入负面清单管理，实现黄河流域产业结构转型升级。积极推动“三线一单”落地细化及后续更新调整，加大“两高”建设项目环境准入与管控要求，加强“三线一单”数据平台建设，实现源头精准防控。二是优化资源消耗型产业布局。统筹论证黄河中上游地区煤化工布局，统一规划，通过以新带老、等量或倍量替代、“两高”淘汰等政策，逐步优化黄河流域煤化工产业布局。严格管控渭河、汾河、湟水河等流域煤炭行业的扩张，化解煤炭行业过剩产能[15]。三是提升工业行业清洁化生产水平，全面推进工业园区循环经济建设。促进火电行业去产能，规范自备电厂管理整治，提高火电清洁高效利用程度。四是以沿黄中下游地区产业条件良好的地区为重点，搭建战略性新兴产业合作平台，推动黄河流域产业体系转型升级，打造具有较强竞争力的产业集群。推动黄河流域优势制造业绿色化转型、智能化升级和数字化赋能。

(四) 完善低碳发展政策

创新完善清洁能源价格补贴政策。一是通过补贴政策支持黄河流域光伏、风能、地热能等新能源的勘探与开发，大力推进开展整县(市、区)屋顶分布式光伏建设，通过财政补贴、整合乡村振兴各类项目资金等方式给予支持。二是加大推广水(农、林)光互补，出台专项补贴和支持政策，落实水(农、林)光互补建设标准，推动新能源与传统产业的深度融合。三是鼓励地方设立低碳发展基金和科研专项基金，加大对企业低碳研发的支持力度，重点对从事新能源研发利用的企业给予价格优惠和补贴。四是加强清洁能源补贴政策与电价、天然气价格等定价机制之间的协调性，引导民间资本投入到清洁供暖和低碳发展等项目的建设与运营[16]。加大对清洁能源企业的支持力度，鼓励企业利用好政府产业基金、财政贴息、保险补贴、政府性融资担保等资金支持政策。

健全促进节能环保和低碳发展的电价机制。一是充分发挥黄河上游水电站和电网系统的调节能力，加强青海省、甘肃省、内蒙古自治区等省区清洁能源消纳与外送能力建设，加快清洁能源保障机制建设，提高跨省跨区电力交易市场化水平，设立基于配额制的清洁能源消纳交易品种，鼓励用户主动消纳可再生能源。二是推动新能源上网电价与火电标杆电价“脱钩”，根据黄河流域地区消纳能力、系统安全水平等差异性，按照“一地区一核定”方式进行新能源上网电价核价；在季节性电力过剩的情况下，对水电资源丰富地区实行丰水期水电与参与优先采购的风电、光伏发电同价。三是深化黄河流域煤炭、钢铁等重点耗能行业差别(阶梯)电价机制，对于低碳、高碳行业实施差异性电价政策，促进企业节能降碳[17]。四是健全水价形成机制，通过阶梯性水价政策鼓励用户节水和促进企业转型调整。按照公平与效率相结合的原则，分阶段、有差异地逐步提高水价，对于缺水地区要根据实际情况加大提价标准，以此反映水资源稀缺程度[16]。健全覆盖全成本的污水处理收费制度，推动污水处理设施达标运行。

建立健全碳减排管理制度。在煤化工、火电、钢铁等行业积极开展“两高”项目碳排放环境影响评价试点，鼓励结合本地实际扩大试点行业范围。着力提升规划环评约束效能，积极推动工业园区开展规划环评，加强碳排放控制措施，促进工业园区绿色低碳转型。统筹“减污”与“降碳”协同治理，在钢铁、煤化工、火电等行业，推进大气污染物和温室气体协同管控试点示范工作。开展低碳城市、低碳工业园区、低碳企业试点，推动形成全方位、多层次的低碳试点体系。鼓励将碳排放信息纳入上市公司信息强制披露范围。扩大政府与企业碳排放和环境信息公开。积极探索碳自愿减排行动，鼓励地方和行业企业开展碳排放控制合作，建立标杆公司、示范项目和工程，推动碳减排相关技术、装备和产业发展。

强化环境经济政策手段应用。一是加快健全黄河流域环境权益交易制度。推动黄河流域内发电企业积极参与碳交易市场，在山东省碳市场服务中心基础上，推动打造“全国碳市场黄河流域综合服务平台”，减少流域内温室气体排放[18]。明确用能权交易与碳交易之间的关系，用能权交易制度在覆盖范围上要尽可能与碳排放权交易制度形成互补，推动黄河流域节能减碳形成合力。二是完善现有的绿色税收体系。完善以环境保护税为核心的绿色税制，鼓励根据环境质量和污染物排放情况，综合考虑当地的环境承载能力、经济情况及环境质量，研究调整应税污染物税额标准和应税污染物项目数，加强征管能力建设。落实绿色税收优惠政策，对开发利用可再生能源和清洁能源、实施低碳设备更新换代、研发低碳发展技术等的企业实行相应税收减免优惠政策[19]。三是创新碳金融体系。推动绿色金融产品多样化发展，积极探索发行绿色金融债券、绿色资产证券化等方式，加大对绿色低碳发展项目的支持力度。推动地方设立绿色发展银行，专注为绿色发展和生态环境保护项目提供金融服务。健全绿色信贷指南、企业环境风险评级标准等标准和规范[20]。

(五) 健全相关配套保障机制

一是建立落实相关工作推进机制。推动黄河流域各地区制定并实施区域碳达峰碳中和行动方案，明确工作任务、建立工作机制、完善保障措施，明确各地区及煤炭、钢铁、化工等重点行业的达峰目标、达峰路径、配套措施等。鼓励黄河流域工业、能源、交通等重点领域制定碳达峰专项方案。二是建立健全监管执法。完善地方、企业、项目碳排放核算及监测体系。健全低碳发展工作绩效考核体系，建立低碳发展工作责任人问责机制[19]。加强流域内统筹协作，统筹考虑政策布局，加强区域内政策的协调制定和监管执法。推动完善地方应对气候变化法规，加强低碳和生态环境政策法规的统筹设计。三是建立完善资金保障机制。加大财政资金对黄河流域结构转型和低碳发展的支持力度，为低碳试点推行、节能减碳技术研发应用、低碳产品开发推广等提供资金保障，引导金融部门对低碳项目的开发与运营提供资金支持。