中国中央政府对于垃圾发电项目有什么补贴政策

这是一项对于可再生能源发电的鼓励政策，由于大多数的可再生能源发电，比如光伏发电、风能、地热能、潮汐能等，受到技术、资源等限制，投入会比较大；与传统的火电或者已经发展相对成熟的核电、水电相比，成本偏高，因此在市场竞争中处于不利地位。由此国家采用额外费用分摊的方法，向电网中的所有用户征收一定的额外费用，所收能源用于补贴可再生能源发电。国家发改委在06年开始发布实施《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，这个规定一致在不断的修改调整，你可以查看一下。

据前瞻产业研究院《2016-2021年中国能源行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示，进入2014年，中国政府仍将风电发展作为能源革命、能源结构调整和国家能源安全的重要一环，加以大力支持。2014年中国对陆上风电电价进行了调整，海上风电电价顺利出台，陆上和海上风电的核准工作也有序进行。虽然2013年弃风限电有所缓解，但国家主管部门仍在2014年出台多项举措力图进一步减少弃风限电，同时开始实施风电整机及关键零部件型式认证，建立全国风电设备质量信息监测评价体系。

2014年国家发改委对风电上网电价进行了下调，将I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分，IV类风区维持不变。I类至IV类资源区电价下调后分别为0.49元、0.52元、0.56元和0.61元。

同样在2014年，国家发改委公布了海上风电价格政策， 2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。2017年及以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。

2014年，中国光伏行业显然已在回暖，各路资本纷纷瞄准光伏行业，上马光伏电站，挖掘商机。造成投资热这一局面的，除了光伏电站成本降低是很大因素外，政策的扶持更是举足轻重。近几年是中国光伏政策密集制定出台的时期，在2014年显得更为突出。

今年国家陆续出台了一系列推进光伏应用、促进光伏产业发展的政策措施，各省市也积极响应，纷纷为光伏产业保驾护航。

数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦)；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

近期能源资源产品价格改革进展　推进资源性产品价格和环保收费改革，既是完善市场经济体制，提高资源配置效率的客观需要，也是推动节能减排，促进我国经济发展方式转变的迫切要求要“完善反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的生产要素和资源价格形成机制”，今年的政府工作报告中明确指出要“推进资源性产品价格改革”。今年上半年，水、电力、成品油等重要能源资源价格改革取得积极成效。一、积极推进水价改革近年来，各地积极推进水价改革，不断完善水价形成机制，取得了显著成效。污水处理收费和水资源费征收制度普遍建立，非居民用水超定额加价制度全面实施，居民用水阶梯式水价制度逐步施行，反映我国水资源稀缺状况、水处理和污水治理成本的水价体系基本形成，对于促进水资源的合理配置、提高用水效率和水污染防治工作，保障供水和污水处理行业健康发展起到了积极作用。但同时也应该看到，当前我国城市供水价格、污水处理费、水资源费等仍然存在征收标准偏低、征收范围偏窄等问题，不利于促进资源的节约使用。今年以来，天津、上海、南京、广州、兰州和银川等城市相继调整了水价，沈阳、西宁等城市已召开听证会，准备调整水价。从各地实际情况来看，调价原因各有不同：有的是为了解决污水处理费偏低的问题，有的是为了缓解供水企业生产经营亏损，有的则是为筹集南水北调等水利工程建设资金。这些措施是符合改革方向的，有利于促进资源的节约使用和环境保护。截至2008年底，36个大中城市居民生活用水和工业用水的终端平均水价（包含自来水价格、污水处理费、水资源费等）分别为每吨2.35元和3.19元，比2005年分别提高12.4%和17.2%。其中，居民生活用水、工业用水污水处理费实际收取标准分别为每吨0.70元和1.00元，比2005年分别提高了29.6%和38.9%，污水处理费标准的调整幅度明显超过终端水价调整幅度。为确保水价改革稳妥实施，近日，我委与住房城乡建设部联合下发《关于做好城市供水价格管理等有关问题的通知》，明确要求当前水价调整要以建立有利于促进节约用水、合理配置水资源和提高用水效率为核心的水价形成机制，促进水资源的可持续利用为目标，重点缓解污水处理费偏低的问题。要求各地在调整水价的过程中，要统筹考虑供水、污水处理行业发展需要和社会承受能力，合理把握水价调整的力度和时机，防止集中出台调价项目；水价矛盾积累较大的地区，要统筹安排，分步到位。严格履行成本监审和听证程序，切实加强对供水定价成本的审核，促使供水企业加强内部管理和强化自我约束，抑制不合理的成本支出，提高水价决策的透明度。同时，进一步简化水价分类，实现工商业用水同价；积极推行居民生活用水阶梯式水价制度，减少水价调整对低收入家庭的影响，提高居民节水意识。做好对低收入家庭的保障工作，根据水价调整的影响，对低收入家庭因地制宜地采取提高低保标准、增加补贴等多种方式，确保其基本生活用水，保障其基本生活水平不降低。二、继续深化电价改革电价改革的最终目标，是发电、售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府制定。按照这一改革目标，今年上半年，我们积极推进上网电价、销售电价等方面的价格改革。一是完善可再生能源发电价格政策。为规范风电价格管理，下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按照风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风资源区，并相应制定风电标杆上网电价。一方面，通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，有利于促进风电开发的有序进行；另一方面，也有利于激励风电企业不断降低投资成本和运营成本，提高经营管理效率，促进风电产业健康发展。二是推进电力用户与发电企业直接交易工作。今年3月份，明确放开20%的售电市场，对符合国家产业政策、用电电压等级在110千伏以上的大型工业用户，允许其向发电企业直接购电，鼓励供需双方协商定价。6月份，与国家电监会、国家能源局联合下发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》，进一步规范和指导各地推进电力用户与发电企业直接交易试点工作。这些政策的出台，进一步推进了电价改革，有利于引入竞争机制，增加电力用户选择权，促进合理的电价机制形成。三是清理整顿优惠电价。针对部分省份自行出台对高耗能企业实行优惠电价，不利于促进高耗能行业结构调整和产业升级的情况，报经国务院批准，我委与国家电监会、国家能源局联合下发《关于清理优惠电价有关问题的通知》，对各地凡是以发、用电企业双边交易等名义，擅自降低发电企业上网电价或用电企业销售电价，对高耗能企业实行优惠电价措施的进行全面清理，促进国民经济健康发展。下一步，将按照既定的改革方向，继续深化电价改革。指导各地开展电力用户与发电企业直接交易试点；研究制定大型并网光伏电站标杆上网电价，完善生物质发电价格机制；抓紧研究下发销售电价分类结构的指导办法，减少交叉补贴；进一步规范电能交易价格管理办法。三、认真落实成品油价格和税费改革方案按照完善后的成品油价格形成机制，国内成品油价格实行与国际市场原油价格有控制的间接接轨，以国际市场原油价格为基础，加国内平均加工成本、税收、流动环节费用和适当利润确定。今年以来，根据国际市场油价变化情况，国家有升有降地调整了成品油价格，其中3次有控制地提高了成品油价格，2次下调成品油价格，对调动炼油企业积极性，保障国内成品油市场供应起到了积极作用。我国石油资源缺乏，随着国民经济持续快速发展，石油需求迅速增长，国内石油生产远远不能满足需要。据统计，2008年我国石油净进口2亿吨左右，占全部石油消费量的51.3%，而且我国石油消费对外依存度还在逐年上升。如果不推进成品油价格改革，理顺国内石油价格关系，就难以有效地利用国际石油资源，难以保证经济社会发展对石油的需求，势必影响国民经济持续、稳定、健康发展。另一方面，我国经济结构不合理，经济增长方式粗放，石油资源消耗过多，浪费现象突出。大排量车辆有增无减，交通状况日益恶化，人民群众生活环境质量不断下降。节能减排和环境保护是我国经济发展过程中应长期坚持的基本国策。推进成品油价格改革，理顺成品油价格，有利于发挥价格杠杆作用，促进石油资源节约和环境保护，有利于促进经济发展方式转变，实现经济社会可持续发展。有些人总是拿我国油价与美国相比。我国国情客观上要求成品油不能像美国一样实行低税负和低价格的政策，如果我国人均石油消费达到美国的水平，全世界的石油都难以满足我国石油需求。因此，我们需要利用价格和税收杠杆，尽早引导石油合理消费，通过适当合理的价格，促进石油资源节约和节能减排，保证国家能源安全。同时，我们也清醒地认识到，在目前的经营体制下，推进成品油价格改革工作也会面临诸多矛盾和问题，有关制度、办法也需要不断完善。但这是改革中的矛盾和问题，只能用继续深化改革的办法去解决。下一步，我们将继续坚决执行经国务院批准的成品油价格形成机制，为保持国民经济持续健康发展，不断提高人民生活水平作出贡献。同时要充分考虑社会各方面的承受能力，适时调整并适度控制成品油价格。

2021年是补贴最后一年国家发改委近日就2021年新能源上网电价政策征求了相关部门意见，根据征求意见稿，户用光伏电站2021年仍有3分/度的补贴，并且按照全发电量进行补贴，2022年起不再进行补贴。户用光伏也进入最后一年补贴的倒计时，早两年安装光伏电站的业主，已经赚大了，再不安装已经没有机会获取国家补贴了。

光伏上网电价三类地区分别从0.98元、0.88元、0.80元下调至0.75元、0.65元、0.55元，而屋顶分布式“自发自用余量上网”和“全部自发自用”的补贴由目前执行的0.42元，下调至一类地区0.2元，二类地区0.25元，三类地区0.3元。

国家发改委发布关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、国家电网公司、南方电网公司：为合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，依据《可再生能源法》，决定调整新能源标杆上网电价政策。

法律依据：《国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》

一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

二、降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

光伏发电的政策补贴是怎样的？2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。

太阳能光伏发电系统由太阳能电池组、太阳能控制器、蓄电池（组）组成。如输出电源为交流220V或110V，还需要配置逆变器。各部分的作用为：

（一）太阳能电池板：太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分，也是太阳能发电系统中价值最高的部分。其作用是将太阳的辐射能力转换为电能，或送往蓄电池中存储起来，或推动负载工作。

（二）太阳能控制器：太阳能控制器的作用是控制整个系统的工作状态，并对蓄电池起到过充电保护、过放电保护的作用。在温差较大的地方，合格的控制器还应具备温度补偿的功能。其他附加功能如光控开关、时控开关都应当是控制器的可选项；

（三）蓄电池：一般为铅酸电池，小微型系统中，也可用镍氢电池、镍镉电池或锂电池。其作用是在有光照时将太阳能电池板所发出的电能储存起来，到需要的时候再释放出来。

（四）逆变器：太阳能的直接输出一般都是12VDC、24VDC、48VDC。为能向220VAC的电器提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此需要使用DC-AC逆变器。

随着世界经济的持续发展，能源需求保持稳步增长，温室气体排放与气候变化问题成为各国关注的焦点和需要共同面临的挑战。根据国际环保组织“全球碳计划”的测算，中国作为经济快速发展的新兴国家，能源消费增长迅速，中国的碳排放总量于2006年超过美国，人均碳排放于2014年超越欧盟。作为碳排放总量最大的发展中国家，中国在碳减排方面做出了自己的努力与贡献，相继制定了中国应对气候变化国家方案、强化应对气候变化等行动政策。根据《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》，我国确定于2030年前碳排放达到峰值，单位国内生产总值碳排放比2005年下降60%～65%，逐步实现向低碳经济的转型。但长期以来我国各地区之间发展不平衡，这不仅表现在人均GDP差异巨大，还表现在产业结构、能源结构、能源利用效率等方面，并进一步产生地区间碳排放转移与碳泄漏等问题。因此有必要厘清地区发展不平衡对低碳经济转型造成的压力与挑战，明确各地区碳排放的驱动因素，为各地区制定差异化的二氧化碳减排政策提供依据。

一、地区发展不平衡与碳排放现状

二氧化碳排放主要由经济活动中的化石能源燃烧产生，因此碳排放问题实际上是一个能源问题。地区间经济发展不平衡表现在经济活动在空间分布上的差异，并会反映到能源系统上，导致碳排放在地区间的不平等。二氧化碳减排是一个涉及时间、空间和行业的复杂系统，政策制定需要地区间的协调与配合，从而减小地区间发展差距，实现二氧化碳减排目标的分解与最终实现[1]。

(一)地区间碳排放差异

我国幅员辽阔，各地区资源禀赋、地理条件、国家给予的定位与政策不尽相同，导致各地区发展速度不一致，地区之间存在巨大的发展差异。由于二氧化碳排放与产业结构、能源结构、能源利用效率等方面息息相关，最终在二氧化碳排放方面各地区也存在显著的差异。碳排放的核算问题一直是学界研究的一个主题，目前采用最多的是基于能源消费量的计算方法[2]。参考IPCC和国家气候变化协调小组办公室和国家发改委能源研究所提出的方法，计算出各种化石能源的碳排放系数。由EPS中国能源数据库获得各省各种能源消费量，计算出各省2013年二氧化碳排放量，并进一步计算出碳生产力①(见图1)。

2013年二氧化碳排放最多的五个省份从高到低依次是山东、河北、山西、江苏、内蒙古，其排放量均超过80 000万吨排放最少的三个省份海南、西藏和青海均只有约8 000万吨，前者是后者的10倍以上，可见省份之间碳排放的巨大差异。考虑到省份之间人口数量与碳排放总量的正相关关系，进一步用碳生产力考察省份之间二氧化碳排放与经济之间的关系。结果显示碳生产力最高的省份是北京市和广东省，两者的碳生产力均超过0.9万元/吨二氧化碳，北京市该指标更是高达1.79万元/吨二氧化碳。山东、山西、内蒙古、辽宁的二氧化碳排放总量都位居前十，但其碳生产力比较低，都没有达到0.5万元/吨二氧化碳，不及北京和广东碳生产力的一半。碳排放量和碳生产力的差异揭示出地区间低碳经济转型的差异，而其根源很大程度上在于地区发展的不均衡。

(二)产业结构差异

由于行业间存在的异质性，导致不同行业的能源强度和二氧化碳排放存在差异。从产业结构上看，第二产业是二氧化碳排放的主要来源，但在工业内部，不同行业的能耗强度也是不同的，其中炼焦化工和金属制造业以及电力热力的生产和供应业消耗的化石能源数量巨大，其碳排放占工业部门碳排放的80%以上[3]，这些部门就成为减排重点关注的部门，关系到减排目标能否顺利实现。

由于各省经济发展水平不一致，表现在产业结构上就是各产业占比存在较大差异。如图2所示，2013年第二产业占比最高的五个省份是青海、陕西、河南、吉林和辽宁，这些省份或者是处于工业化前期，工业处于扩张阶段，或者是属于传统的工业大省。工业占比最低的两个省份是北京和上海，两个省份都基本完成工业化，产业结构以服务业为主导。其余省份的'第二产业占比基本都在50%左右，能源消耗强度相对较高。鉴于工业部门的能耗强度不同，进一步计算出高耗能行业产出占工业产出的比值②。该比值最高的省份是河北省，其值高达83.63%，这不仅给节能减排造成巨大压力，还给周围省份的环境带来负面影响，由此可见京津冀建立联合行动机制治理大气污染的必要性。部分中西部省份如甘肃、青海、宁夏等高耗能产业产出占工业产出的比值也比较高，虽然工业化前期或许需要高耗能产业占比提高的过程，但这无疑给碳减排造成一定难度。北京、上海等的高耗能产业占工业比值在30%左右，相对于黑龙江、重庆等省市而言，仍有一定下降空间，应进一步实现工业向低能耗、低污染转型。

(三)能源结构差异

二氧化碳排放很大程度上是由于含碳的化石能源燃烧引起的，涉及到不同能源的利用问题。由于我国资源分布不均，西部和东北地区的煤炭和油气资源比较丰富，而中部和沿海地区在水力发电和核电资源上有优势，地区间的能源结构存在一定差异。我国2013年煤炭消费占能源消费的比重超过70%，在山西、陕西等煤炭资源富集地区，煤炭消费的占比更高。另一方面煤炭的碳含量更高，产生相等的能量，煤炭燃烧所产生的二氧化碳要多于同样是化石能源的石油和天然气。

在不同地区之间，不仅使用的能源品种占比存在差异，在用途上也存在差异。能源既可以用于生产活动，也可以用于消费活动，也就是生产端和消费端都会有二氧化碳排放[4]。各地区由于产业结构和经济活动分布的差异，在生产端和消费端排放二氧化碳的比例也是不相同的。能源用于消费主要包括家庭取暖、私人交通等，其中城镇和农村的能源消费存在一定差距。各地由于工业化和城市化进程不一致，能源用于生产和消费的比重也存在差异。以北京和四川为例，根据2014年北京和四川的能源平衡表，2013年北京能源用于生产活动的比例超过70%，其中用于农业和工业生产的比例只占30.37%，而用于服务业的比例达48.62%，剩下的约20%用于消费，而消费部分中90%以上由城镇居民消费。与之形成对比的是，2013年四川能源用于生产活动的比例约为94%，但其中约82%用于农业和工业的生产，能源用于私人消费的比例不足6%。能源用途的占比的不同对碳减排的隐含意义是不同的，更多的能源被用于生产活动意味着要在生产端着重落实好减排政策，另一方面在消费端需要加强宣传和强化低碳生活的理念，营造节约能源、低碳生活的社会氛围。

二、地区发展不平衡给碳排放造成的挑战

由于地区间发展不平衡，在碳排放责任划分上会产生如碳排放转移、碳泄漏等一系列问题，客观上给二氧化碳协同减排造成一定的挑战。可以预见的是，在未来一段时间内，我国地区间发展水平的差距仍会存在，因此在考察地区间二氧化碳减排目标的分配时，需要对这些问题做充分的调查和研究。

(一)碳排放转移问题

由于各省能源富集程度和产业结构不尽相同，在相互之间的经济往来中会产生碳排放转移问题。从碳足迹③的角度观察，我国地区间碳排放转移的规律是碳排放从能源丰裕地区和重化工业基地向经济发达和产业结构不健全的地区转移，并且碳排放在转移规模、层次上都存在一定区别[5]。此外各省处于一个经济体中，各省的需求不仅会拉动本地区的经济增长，还会通过省际间的贸易对其他省份有相互的驱动作用，对碳排放有转入或转出的作用，即贸易隐含碳问题[6]。碳排放转移的规律显示，山西、陕西等能源和重化工业富集区域是碳排放净调出地区，表明这些地区是碳排放的受益者，因此一定程度上需要承担更多的碳减排责任。

地区间的产业转移是减小地区间差距的一种途径，但该过程可能会导致碳排放转移问题。改革开放以来，东部和沿海地区利用政策优势实现率先发展，其产业逐步由劳动密集型向资本技术密集型转型升级，同时由于高劳动力成本、高地价等趋势，东部地区一些劳动密集型行业向中西部地区转移成为明显的趋势。在地区间产业转移过程中，相应的产业排放的二氧化碳也会随之转移[7]。如果不注意产业转移过程中碳排放转移的问题，就可能导致局部地区碳排放量下降、而另一些地区碳排放量上升的情况，最终全国的碳排放可能不降反升。

(二)碳泄漏问题

在经济全球化的时代，各国间的贸易往来密切。西方国家由于技术较为先进和更为严格的环境规制，中国长期以来在世界价值链低端生产、出口高能耗产品，由此产生碳泄漏问题。碳泄漏是全球范围内的外部性问题，部分发展中国家宽松的环境政策，发达国家的高能耗产品生产被转移到该国，二氧化碳排放也在国家间转移。由于中国各省发展程度不一致，出口所占比重也不尽相同。中国的碳泄漏问题最严重的地区包括广东、江苏、浙江、山东等省份，这些地区都是制造业大省，主要出口金属及非金属制品、化工产品等高能耗产品，诸如此类的碳泄漏问题也是发达国家要求对我国征收碳关税的一个重要依据[8]。

(三)地区间碳减排政策的协调

我国是个负责任的世界性大国，在二氧化碳减排方面做出了自主贡献和承诺。目前我国碳减排措施主要分为行政手段和市场化机制，自2013年以来，中国陆续启动了深圳、北京、上海、广东、天津、重庆七个省市的碳排放权交易市场，并计划于2017年建立全国性的碳排放权交易市场。引入碳排放权交易一定程度上促进了节能减排目标的实现。截至2015年，七家碳排放权交易试点共纳入控排企业一千多家，累计交易额突破十亿元。已有研究表明，碳排放交易相比于行政命令减排，由于碳减排造成的产出和福利损失都是更小的[9]，成本节约也更加明显[10]。

在有序建立全国性碳排放权交易市场的同时，需要注意到地区间发展的差异，在控制全国排放总量的基础上，根据地区的实际情况，有区别地将减排指标分解下去。另一方面需要设计合理的制度和措施，鼓励企业积极参与节能减排，活跃碳排放权市场。在这个过程中，地区间的政策协调成为一个关键，关系到全国碳减排目标能否顺利实现。

三、地区碳排放驱动因素的LMDI分解与碳减排路径分析

(一)双层LMDI分解法

由于地区间产业结构、能源结构都存在差异，为考察各省二氧化碳排放变化的驱动因素，将碳排放量做双层分解。参考Wu et al(2005)的思路[11]，各省碳排放总量可以表示为：

Ci=■■■■■■Yi

=■■CIijkESijkEIijYSijYi，i=1，…，30(1)

式(1)中，C表示二氧化碳排放量，E表示能源消耗量，Y表示产出。对应地，CI表示碳排放强度，ES表示能源结构，EI表示能源强度，YS表示产业结构。下标i表示省份，j表示部门，四个部门分别是农业部门、工业部门、服务业部门和私人消费部门，把私人消费剥离出来是为了考察生产端和消费端对碳排放的影响。k表示能源，8种能源分别是煤炭、焦炭、原油、汽油、煤油、柴油、燃料油和天然气。因为西藏缺失数据，因此只使用剩余30个省市的数据做实证分析。

利用LMDI分解法[12]，碳排放增量的变化可以分解为：

ΔCi=CiT-Ci0=■ΔCl，l=CI，ES，EI，YS，Y(2)

ΔCl=■■■ln■，l=CI，ES，EI，YS，Y(3)

式(2)将碳排放增量(ΔCi)分解为碳排放强度效应(ΔCCI)、能源结构效应(ΔCES)、能源强度效应(ΔCEI)、产业结构效应(ΔCYS)、经济规模效应(ΔCY)。式(3)进一步给出了各种效应的计算方法。通过定量分析各省在给定时间段中二氧化碳排放的变化和增量的构成部分，可以比较得出碳排放的驱动因素，为碳减排政策提供理论依据。

(二)碳排放变化的分解结果

本文所使用的数据年份为2003年和2013年，数据来源于2004年和2014年《中国能源统计年鉴》和各省统计年鉴。根据原始数据计算出碳排放强度、能源结构、能源强度、产业结构等变量，按照式(2)和式(3)进行分解，分解结果如表1所示。可以看出，各省份二氧化碳排放在该时间段都是上升的，并且上升的幅度不同，其中山东、内蒙古、河北三个省份增加量最大，都超过了5亿吨。进一步观察分解结果，促使各省碳排放增加的各效应的构成是不同的。仍以山东、内蒙古和河北为例，虽然三个省份碳排放增加最多，但驱动因素不同，其中山东碳排放增长的主要因素是能源强度效应、产业结构效应和经济规模效应，而内蒙古和河北碳排放增长的主要因素则是能源结构效应和经济规模效应。值得指出的是北京和上海的产业结构效应为负，说明北京和上海产业结构变化减少了碳排放，原因在于北京和上海近十年来工业占比不断下降而服务业占比上升，而服务业的碳排放强度明显小于工业的碳排放强度。

碳排放分解的五个因素中，碳排放强度效应和经济规模效应是无法直接控制的，因为碳排放强度与各种能源的碳排放系数和能源结构有关，最终仍落实到改善能源结构和能源使用效率。在新常态下，可以预见十三五期间我国经济仍会保持稳步增长，重点在于经济增长的质量，即需要通过调整产业结构间接作用于经济增长效应。以河北和贵州为例，河北碳排放的三个控制因素中，能源结构效应和能源强度效应远大于产业结构效应，因此河北在碳减排政策的制定过程中需要着重考虑改善能源结构和提高能源使用效率。而贵州产业结构效应明显大于能源结构和能源强度效应，因此对贵州而言，尽快完成工业化前期和中期阶段，促进经济结构向服务型转变是完成碳减排目标的一个主要途径。

(三)碳减排路径分析

我国各地发展水平不一致，碳排放变化的趋势也不尽一致，碳减排的责任和压力也会有所区别。LMDI分解结果表明各地区碳排放变化的驱动因素有自己的特点，因此在碳减排路径上需要因地制宜，针对碳排放的主要贡献因素制定相应的政策目标，争取碳减排目标的顺利实现。

具体而言，碳排放的减排路径如图3所示。改善能源结构、提高能源效率和改善产业结构三个主要方面是相辅相成的，往往能源方面的调整也涉及到产业结构的调整。三个方面的最终目标都是发展低碳经济，其中改善能源结构可以通过减少煤炭，增加天然气、太阳能、风能等清洁能源来实现。另外发展新能源不仅可以增加替代能源的使用，还可以提高能源效率。关于能源使用效率，合理的城镇化模式和技术进步是两个主要选择途径：合理的城镇化应是结合城市的资源和环境承载能力，引导人口向适宜开发的区域集中，推动主体功能区建设，促进城市的集约化发展技术进步可以通过研发和自主创新来实现，在能源的开发、使用环节减少损失量。在产业结构方面，高耗能产业占比降低是未来需要努力的一个方向。另外发展服务型制造业和生产性服务业，推动制造业和服务业协同发展，推进信息化与工业化深度融合将是未来碳减排的一个行之有效的途径。

因此各省需要根据自己的实际情况，选择合适的碳减排路径，并做好协调工作，争取顺利完成碳减排目标。以北京和河北为例，北京的能源结构和产业结构改善明显，2013年北京煤炭在一次能源消费中占比降至20%，服务业占比77.9%，在碳减排方面效果显著。未来北京在碳减排政策方面应该注重提高能源效率，进一步提升自主创新对经济增长的贡献，推广新能源的使用。河北作为经济大省，在环境压力下能源和经济结构的调整势在必行。2013年河北煤炭消费量占能源消费总量的66%，根据2014年国家发改委出台的《重点地区煤炭消费减量替代管理暂行办法》，2017年河北将比2012年压缩煤炭消费4 000万吨，占京津冀控煤指标约60%。同时河北需要着力改变高能耗、高排放的传统产业，包括钢铁、水泥、电力和玻璃四个治理重点，建立绿色、低碳的现代产业体系。

四、地区碳减排的对策建议

鉴于我国地区间发展差距较大，不同的产业结构、能源结构、能源效率对协调碳减排政策带来一定挑战。在做好区域规划，缩小地区发展水平差距的同时，需要因地制宜选择合适的碳减排路径，打破体制机制壁垒，推动区域减排政策的协调与配合，明确各地区碳排放的责任和减排目标在地区间的分解，做好统筹规划和协调行动。

1. 加快建立全国碳排放权交易市场。在现有的七个碳排放权交易试点地区的经验基础上，总结各试点地区在实际运行中的不足与缺陷，充分做好试点向全国推广的前期研究和验证工作。进一步完善应对气候变化的顶层设计工作，健全相关法律法规和体制机制，创新财税、价格、金融等一系列政策和市场化机制，最大程度发挥市场在资源配置中的决定性作用。在现实操作层面，需要采取一套激励措施，提高企业参与碳排放交易的积极性，引导民间资本广泛投入到应对气候变化领域，活跃碳排放交易市场。

2. 发展清洁能源和新能源。各地区应结合自己的优势，选择发展可替代的能源，以减少煤和其他化石能源的使用。天然气无疑是替代煤炭的一种现实选择。已有勘探结果表明，我国天然气资源潜力大于石油，并且天然气是相对最为清洁的化石能源，未来减煤增气将势在必行。此外，各地可以根据自己的优势开发新能源，如日照充足的新疆等地区可以加大扶持光伏发电的力度，风力资源最丰富的内蒙古可以选择大力发展风力发电项目，其他有条件的地区可以选择发展潮汐发电、水力发电、核电等项目，推动新能源行业的发展，逐步减少化石能源特别是煤炭的使用。

3. 完善能源品种价格形成机制。加快改革电价、气价等价格体系，充分发挥价格成本的倒逼机制作用，引导企业积极改善能源消费结构。理顺能源价格机制，完善可再生能源发电价格政策，推进天然气价格和电力改革的深入推进。积极疏导价格矛盾，逐步放开与居民生活没有直接联系的专业服务价格，吸引社会资本进入相关领域。

4. 限制高耗能产业的发展。建立严格的高耗能行业准入机制，避免高耗能行业盲目建设和重复投资造成的产业同构化问题。针对传统行业占比高的地区，需要建立一个合理的、有效的高耗能产品淘汰制度，限制高能耗、高污染行业的发展空间。加强对重点高耗能企业能耗的统计监测工作，为限制高耗能产业发展提供决策依据。进一步增加对自主研发和创新的投入，加大对节能技术的支持力度，促进节能技术向企业实践的转化和推广。

5. 发展服务型制造业和生产性服务业。服务型制造业和生产性服务业是未来产业发展的趋势，相比传统制造业和服务业能耗更低，污染更小。各地区在制定产业战略时，应注意差异化和错位发展，如有较好工业基础的东北地区可以推动发展装备制造业以及相应的服务业，有资源禀赋条件的中西部地区可以大力发展现代化农业、食品加工业和配套的服务业。在这个过程中需要注意地区间产业的协调发展，防止区域间产业结构的同构化，促进资源的有效配置与自由流动。