中国电力行业低碳发展的激励政策

郑雪梅^*

摘要：本文回顾了在规制和政策框架内推进中国电力行业低碳发展的激励性措施。本文首先描述了产业结构和规制框架，然后回顾了为促进能源效率和可再生能源发展而制定的政策。这些政策的范围从制定法律以要求采取特定行动，到制定定价机制和财政激励措施。在此基础上，本文梳理出一个由各种复杂的安排、不同的机构和代理人管理的部门所面临的挑战，这些机构和代理人在追求环境和能源效率目标时面临着不同的、相互矛盾的激励。最后，提出科学制定低碳政策的建议，从而以最小的社会成本实现预期目标。

关键词：规制激励；能源效率；可再生能源；电力行业

一 引言

对煤炭的高度依赖是中国电力行业的一个众所周知的特点。中国超过70%的电力来自煤炭。为了减少对能源的依赖，实现减少碳排放的目标，中国政府采取了一系列提高能源效率和可再生能源的政策。这些政策包括覆盖全国范围的举措（如制定标准的立法、定价机制、财政激励和排放交易计划），以及针对特定地理区域的试点项目（如节能电力调度和需求侧管理）。本文的目的是对这些政策进行综述，并着重识别这些政策对提高能源效率或推动可再生能源发展产生的激励作用。

尽管人们对旨在促进中国可再生能源发展和能源效率提高的政策有很大兴趣，但现有文献主要侧重于对某些特定政策进行研究。例如，Cherni和Kentish（2007）在中国电力部门改革的背景下研究了可再生能源政策。根据与主要利益相关者的访谈收集的信息，Cherni和Kentish（2007）确定了可再生能源发展的障碍，包括可再生能源的高成本、电力上网的限制以及体制方面的障碍（例如，薄弱的规制框架）。Li等人（2011）以节能减排为研究重点，指出了中国在政策成果方面达到发达国家的水平所需要克服的一些挑战，其中包括地方政府对节能减排支持的缺乏、不适当的电力定价机制、对政策结果评估的缺乏，以及不发达的法律体系。Zhang（2015）提出了一个考察中国电力规制框架与环境目标关系的概念框架。

本文与Zhang（2015）在本质上是互补的。本文的贡献是从规制和激励经济学理论的视角，综述目前中国电力行业为促进可再生能源发展和能源效率提高实施的规制和政策。本文的重点不是对各种政策的绩效进行评估，而是着眼于梳理存在于复杂的中国电力市场设计和规制框架中的激励机制。鉴于本文要考虑中国电力行业低碳规制政策制定的不同维度，本文将在分析不同维度的过程中分别参考相关文献。换句话说，本文不是简单地回顾文献，还将分析在当前规制和政策制定中对碳减排产生积极影响的激励机制。在此基础上，本文提出了一些政策建议，以避免不同激励措施之间的相互冲突，并在市场和直接管制干预之间达成更有效的平衡。

本文的结构安排如下。第二部分是对中国电力行业的概述。第三部分至第六部分将回顾中国电力行业低碳发展的规制激励措施，包括总体立法框架，能源五年计划（FYP），命令控制政策，定价机制和试点激励措施。第七部分总结本文的主要结论。

二 中国电力行业

过去20年，中国电力行业发展迅速，2011年发电量超过美国，成为世界第一。2017年中国的总发电量达到6417.9千瓦时（TWh），比2007年增加了100％以上，是同年美国产量的1.6倍。截至2017年，中国电力行业的发电总装机容量达到1777.03GW，同比增长7.6%，居世界首位。本章将简要概述中国电力行业，并重点介绍燃料组合、需求、行业结构、规制框架和机构以及能源效率水平。

（一）装机容量与发电量

中国的发电量和装机容量的一个重要特征是对热能的高度依赖。特别是煤炭，在发电结构中所占的比重甚至高于其在装机容量中的比重。可再生能源的间歇性特点使得可再生能源的装机容量得不到充分利用是一部分原因，煤电厂作为基本负荷和峰值负荷调整的传统调度也可以部分解释这一特征。为了减少发电对煤炭的高度依赖，以及由此带来的碳排放后果，中国采用了一种试点调度方法，即节能电力调度（这一政策将在第六章详细讨论）。中国电力行业的另外一个特征是可再生能源的快速发展，这使得中国成为世界上最大的可再生能源发电国。

对煤炭的高度依赖和可再生能源的迅速发展，对中国能源的战略发展具有重要意义。简而言之，对煤炭的高度依赖意味着能源效率措施可以通过降低总体消费来获得高回报。可再生能源的高速扩张需要重新审视调度规则（及相关价格），并在配电和输电方面制定配套的安排，以确保及时接入电网，并促进高效投资。

另一个与中国电力行业装机容量相关的问题是产能过剩和潜在的投资泡沫。随着“新常态”的到来，电力消费总体增速明显放缓，而煤电投资并未以合理的速度减少。Yuan等人（2016）指出，如果所有提交环境影响评价审批的煤电项目在2020年全部投入运行，产能过剩将达到200GW。这会产生一系列不良后果，包括大量的投资浪费、发电机经济效益低下、低碳能源转型滞后等。

（二）需求

在中国的电力需求中，第二产业占总消费的70%以上，而居民消费只占13%左右。这与过去十年美国35％的居民消费比例形成鲜明对比。过去十年里，中国的电力消费增长率平均在12%左右，远远高于其他国家（IEA, 2014）。随着经济增长放缓，中国服务业的比重超过制造业，电力消费的总体增速也将放缓，但居民和服务业在电力总需求中的比重将上升。此外，随着收入的增加，越来越多的人使用电器，这意味着家居民的电力消费不仅将占全部消费的更大比例，而且在今后几十年将继续迅速增长。

将中国的人均用电量与其他国家进行比较，可以发现中国居民用电量的增长潜力很明显。例如，目前中国的人均用电量处于发达国家和其他大型发展中国家（如印度）之间。根据Hu（2013）的研究，中国的居民人均用电量低于巴西、埃及等发展中国家，其与发达国家的差距更大。在2012年，中国的居民人均用电量约为美国的十分之一，澳大利亚的六分之一，日本和法国的五分之一，韩国的三分之一。如果中国的居民人均用电量在2012年达到韩国的水平，需要增加10％以上的装机容量，这将增加1103.95千瓦时的需求。

居民消费的绝对增长和相对增长都会对能源政策产生影响，因为这些消费者对价格变化的反应可能比制造商更敏感。由于消费者受到价格激励后会节约能源或减少高峰需求，随着居民用电消费占电力总消费比例的增加，与需求侧管理计划相关的效益可能会而增加。

（三）产业结构

2002年之前，中国的电力行业由1997年成立的国家电力公司负责管理。2002年之后，国家电力公司被拆分为11家独立的国有企业，其中包括五家发电公司（即“五大”）、两家电网公司和四家辅助服务公司。

中国电力行业的一个特点是国有企业占主导地位。例如，由中央政府控制的“五大”发电企业拥有全国约一半的装机容量。中央政府管理的其他发电企业和地方政府管理的大型发电企业约占总装机容量的20%。中国最大的国有电网公司中国国家电网公司（State grid corporation of China）在26个省份拥有输电网，而南方电网只在南方的5个省份运营。这两家电网公司控制着全国输电容量的90％以上（IEA，2006）。政府部门普遍拥有电力行业的所有权，这与其运作效率和生产力低下有关。

在目前的电力系统中，电网公司同时控制着输电和配电，并直接向最终消费者出售电力。每年电网公司会根据其与发电机之间签署的批发合同和调度协议来调度电力，并通过合同向各发电厂分配运行小时数。调度协议用来规定如何根据合同金额安排调度，并兼顾电力的需求和供应、发电机的可用性以及在调度时的其他条件。

（四）规制机构

中国电力部门由一个复杂的机构网络管理，在不同的政府层面上，有时会出现不同部门之间的职责重叠。在中央政府层面，主要机构包括国务院，国家发展和改革委员会（简称发改委）和国家能源管理局。其他相关机构包括生态环境部和国有资产监督管理委员会（简称国资委）。

国务院是中国经济的最高行政权力机构，负责向中央和省级规制机构分配责任和任务。虽然国务院不直接参与电力行业的管理，但它对电力行业的发展和运行拥有最终决定权。发改委是控制电力行业价格和投资的主要规制机构。国家发改委审查电力公司的成本，并通过其定价部门控制价格。它还有权决定大型发电厂的建设。小型发电厂的建设由国家发改委的省级对口部门控制（即省发展和改革委员会）。国家能源管理局是国家发改委管辖的一个部门，负责起草和实施能源发展战略、计划和政策，就能源体系改革提出建议，并对该部门进行规制。国家能源管理局成立于2008年，2013年进行了重组，整合了国家电力监管委员会（简称电监会，SERC），其中包括设计和监督发电市场以及实施电力部门改革。生态环境部负责制定环境政策，并进行环境实施和监督。在电力部门方面，该部评估项目对环境的影响和电力生产造成的污染。国资委是国务院直属专门委员会，对中央控制的企业的国有资产进行监督管理。国资委代表国务院任命高级管理人员，并向被规制公司派出监事会。

各规制机构与政策机构之间的关系如图1所示。一个重要的特征是不同国家级机构之间以及国家和地方机构之间存在着目标冲突（Zhang，2015）。例如，国家发改委的主要目标是促进经济发展，而生态环境部的目标是保护环境。同样，在大多数省份，大型发电厂是国有的，而中小型发电厂是省级企业。当实施节能调度等机制时，大型电厂会获得额外的运营时间，从而产生更多的能源，从而产生更多的收益。发电从中小型电厂向大型电厂的转移，会导致税收收入从省级企业向国有企业的转移。尤其在缺乏补偿中小企业机制的情况下，节能调度机制等举措可能导致经营亏损和资产搁置（Fredrich，2013），并导致地方政府的收入损失。毫无疑问，在这些情况下地方政府会通过针对国有企业的行政措施来扭转这种转移。

图1  电力部门的规制机构

（五）能源效率

能源效率的定义是每单位能源所提供的物质服务。能源效率通常也被定义为“用更少的能源提供同样的服务”。这两个定义说明，能源效率的概念和衡量随着环境的变化而变化。

就白色家电和电子产品而言，最节能的产品使用的能源最少。就发电厂而言，能源效率通常是通过热效率（即发电厂生产1千瓦时电力所使用的能量）来衡量的。在电力的传输和分配中，能源效率是通过线路损耗（即发电厂发电量与可供最终消耗的电量之间的差额）来衡量的。

提高能源效率是以更可持续的方式满足电力需求增长的一个关键组成部分。在中国，公共政策的发展很普遍，有许多不同的项目可以提高能源效率。在消费者端，几个城市引入了需求侧管理（DSM）计划。在发电领域，自2008年以来，容量超过6兆瓦的热电厂的能源效率（例如，热效率）一直在提高。如图2所示，能源效率超过45％，其中28％的燃煤发电厂采用超临界和超超临界技术，通过在越来越高的温度和压力下运行，使煤粉燃烧系统的效率高于传统装置。目前，中国的燃煤电厂平均能源效率高于美国的燃煤电厂。

为提高发电厂的能源效率，不同的政策和计划被结合使用。例如，“以大替小”（LSS）计划用大型高效发电机替代小型低效发电厂。除“以大替小”计划外，还有一项补充发电权交易计划。根据该计划，小型低效热电厂将被关闭，并将其发电权出售给大型高效发电机或可再生发电机。据估计，2005年至2014年关闭的小型热力发电机组总装机容超过95GW。然而，现在的普遍看法是，“以大替小”计划产生最大影响的时期已经过去，因为要找到替代小型、低效的电厂将越来越困难。

图2  发电能源效率

注：数据来源：中国电力企业联合会

目前，在“以大替小”政策达到其影响极限的情况下，在现存的约500千兆瓦的机组中推行清洁和高效改造的政策非常重要。于是，国家发改委和国家能源局于2015年12月共同发布了“燃煤电厂超低排放和节能改造实施文件”，要求燃煤超低排放改造单位分别于2017年、2018年和2020年在东部、中部和西部地区完成改造。该政策要求新建的燃煤发电厂使用超过600兆瓦的超超临界（USC）装置。如果超临界（SC）和1000兆瓦USC装置的热耗率到2020年可达到理论水平（分别为每千瓦时300 克标准煤和284克标准煤），Yuan等（2017）估计煤电节能总量可达1500万吨标准煤，二氧化碳减排量可超过3600万吨。

此外，中国也在积极推进输电和配电的能源效率。在这些方面，中国的能源效率水平目前与澳大利亚、美国等地理分布较为分散的发达国家相当，如图3所示。值得注意的是，电网的线损每降低一个点，就相当于节省了54640千瓦时的电，这几乎相当于希腊、瑞士和葡萄牙等一些经合组织国家的国家消费量。

综上所述，虽然近年来能源效率有所提高，但它仍然是实现经济可持续增长的关键。在以下章节中，本文将审查旨在提高能源效率的规制安排，包括立法框架、指挥和控制能源计划、定价机制以及相关的试点激励措施。

三 立法框架

为促进电力部门发展及节能减排，中国实施的有关法律主要包括（1）《电力法》，（2）《节约能源法》，（3）《大气污染防治法》和（4）《可再生能源法》。

（一）电力法

《电力法》于1996年颁布，并于2015年进行了修订，旨在促进电力部门的发展。该法建立了一个设定上网电价、零售价格和网间交易价格的框架。根据这一法律，价格应反映包括资本和税收的回报在内的成本，并有助于电力部门的扩张。使用同一发电技术、连接同一电网的发电价格应该是相同的。在同一电网中，对电压水平相同的消费者，零售价格也是相同的，但价格会随着用电时间的不同而变化。不同电网的电力调度由中央和地方两级政府集中管理。在公平互利的基础上鼓励电网互联，达成电网互联协议。发电机接入电网的要求，应当得到电网公司的认可。

图3  线路损失率

注：数据来源：世界银行；全球平均数根据165个国家的数据计算。

《电力法》作为我国第一部能源法律，具有重要的里程碑意义。但是该法未能跟上自颁布以来发生的重大经济和技术变化。一个明显的例子是法律未能解决环境问题。虽然《电力法》规定，应鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电，但它没有建立促进其发展的规制框架。

作为2015年电力改革的一部分，《电力法》已经进行了修订。然而，还需要做更多的工作，例如，“每个地区只允许一个电力供应商”的规定是竞争的一个关键障碍，却尚未得到改变。与任何改革进程一样，包括规制该行业的政府机构在内的既得利益者在该行业无处不在。

（二）节约能源法

《节约能源法》于1997年通过，并于2007年修订，以促进能源节约和提高能源效率。根据其修订版本，节能目标被纳入地方政府和领导干部的考核范围，更多部门被要求减少能源消耗，以实现地方政府制定的节能目标。

该法律禁止新建不符合节能标准的燃油或燃煤火力发电厂，并通过财政补贴、税收优惠和优惠贷款等各种措施，鼓励发展生物质、太阳能、风能和小规模水力发电。该法律确定采用高峰电价、季节性电价和可中断电价来调整负荷。在能源密集型行业，不同公司根据各自的能源强度实施不同的价格。电网公司被要求给符合法律规定的新发电厂连网。

总体而言，通过为可再生能源的电网连接和清洁能源的优先利用提供立法保障，《节约能源法》在促进可再生能源和清洁能源的发展方面发挥着重要作用。然而，它的实施受到仍在改革之中的规制体系和需要改进的市场机制的影响。

（三）大气污染防治法

《大气污染防治法》于1977年制定，在1995年、2000年进行了修订，并于2016年1月颁布实施。法律规定，所有企业（包括发电企业）的大气污染物排放必须取得许可证，并且必须控制大气污染物的排放总量。与修订前的法律相比，空气污染物的清单扩大，不仅包括二氧化硫和一氧化二氮，还包括温室气体、挥发性有机化合物和其他物质。此外，目前的版本加强了对排放量超标的公司的处罚。

（四）可再生能源法

《可再生能源法》于2005年制定，2009年修订，该法确立了发展可再生能源的关键机制。根据该法，中央政府制定了可再生能源开发利用的国家计划。根据这一国家计划，省级部门确定各自地区内的可再生能源发展计划。

2009年修正案要求电网公司从可再生能源生产商处购买其总需求的一小部分，并扩大电网以满足可再生能源发电上网的需求。此外，要求电网公司开发智能电网，并发展能源存储的技术。可再生能源和传统电力的采购成本的任何差额将由对全国电力销售征收的额外费用来弥补。可再生能源电力并网的额外成本包括在输电成本中，并计入电价。该法还对价格制定提供了指导。价格应根据可再生能源的类型（例如，风能与太阳能）和不同地区的条件（例如可再生能源的可获得性）而变化，以应促进可再生能源的有效供应和投资。

尽管有法律要求，但电网公司发现很难将可再生能源发电机接入电网。原因之一是现有的电网不够灵活和智能。需求大的地区和可再生资源丰富的地区之间的地理不匹配加剧了这一问题。法律本身也是导致这一问题的原因之一，因为它没有明确规定监管电网连接的过程，也没有明确规定未能连接到电网的可再生发电机应支付的补偿（Hong等人，2013）。电网公司缺乏财务激励是另一个原因。虽然原则上电网公司可以从消费者那里收取可再生能源的连网成本，但额外收费不足以让公司覆盖投资费用和较高的购电成本。此外，地方政府缺乏促进可再生能源发展的激励措施，因为增值税由地方政府保留，而可再生能源的销售无需缴纳增值税。

表4总结了法律框架的主要特征。需要注意的是，当不同的法律发生冲突时，例如，当按机组发电小时数进行调度的原则与可再生能源电力全部收购的要求相冲突时，根据发改委的规定将给予可再生能源优先考虑。

四 关于能源的五年计划和命令控制式能源政策

中国政府制定了一系列强制性目标，包括可再生能源发电、能源消费上限、能源效率和技术标准。

（一）可再生能源目标

国家能源管理局于2016年发布的“电力部门第十三个五年计划”（第十三个五年计划-电力）确定了未来五年发电组合的发展指导方针和目标。总体而言，煤炭和非化石燃料在发电容量中的份额分别为59％和39％。表5总结了指定的目标。

与中国电力企业联合会此前制定的电力行业发展规划相比，“十三五”规划在可再生能源发展目标上与“能源发展规划”更加一致。然而，“十三五”规划与国务院制定的“能源发展战略行动计划”仍存在较大差距。这意味着，由于政府设定的目标发生了意想不到的变化，在原有强制性目标的基础上进行优化投资的公司其决策可能会变得低效。

表4  与电力部门有关的主要立法

	“电力法” (1996年颁布，2015年修订)	“节约能源法”(1997年颁布，2007年修订)	“大气污染防治法”(1988年颁布，1995年、2000年和2015年修订)	“可再生能源法”(2005年制定，2009年修订)
目标	促进电力部门发展	促进节能，提高能效	减少主要大气污染物	推广可再生能源，优化能源结构
电价	·反映成本 ·同一类别的电相同 ·同一类别的消费者相同 ·随时间变化	·采用高峰电价、季节性和可中断负荷价格 ·能源密集型产业的差异价格		·不同可再生能源发电的价格不同 ·电网连接成本部分分配给用户
调度原则	中央和地方各级集中管理，鼓励电网互联，鼓励可再生能源和清洁能源发电的电网连接	如未能连接合格的发电机组，电网公司需补偿发电机的经济损失	优先考虑清洁能源发电的电网连接	要求保证可再生能源的收购和上网
作用	里程碑：管理中国能源部门的第一部法律	对促进可再生能源和清洁能源的发展具有重要意义	控制大气污染，保护和改善环境	为发展可再生能源建立了关键机制
内在问题	·未能跟上经济和技术变革的步伐 ·未能解决环境问题	·实施受到阻碍	·技术上难以实施	·没有明确规定电网公司支付的经济激励和补偿 ·由于技术和地理原因，难以连接可再生资源的发电

表5  第十三个五年计划期间的装机容量目标(GW)

能源	电力行业第十三个五年计划			能源发展战略行动计划
	到2015年累计	增量（2016-2020）	到2020年累计	到2020年累计
煤炭	900	200	1100
水能	320	40	340	350
风能	131	79	210	200
太阳能	42	69	110	100
核能	27	30	58	58
天然气	66	50	110
生物质能	13	2	15

（二）能源强度和能源使用总量

中国还为能源强度和能源使用总量设定了强制性目标。在2015年提交给巴黎气候变化峰会的国家自主贡献计划中，中国承诺到2030年将能源强度在2005年的基础上降低60%至65%。“十三五”规划还规定，到2020年，年度能源消费总量控制在40亿吨以下。“十三五”能源需求规划和“十三五”电力规划均预计，到2020年，年用电量将控制在6.8万亿至7.2万亿千瓦时。此外，火电厂的标准煤耗将下降到310克/千瓦时以下，电网的总线损率将下降到6.5%以下。

根据能源发展战略行动计划，从2014年至2020年，一次能源的年度消耗上限为48亿吨，到2020年年度煤炭消耗量将保持在42亿吨以下。这意味着到2020年中国一次能源消费年增长率必须不超过3.5％。

（三）技术标准

中国还为发电厂的建设和运营制定了一系列的技术标准。Ma等人（2015）研究了技术标准和市场结构调整对中国发电厂能效的贡献。他们发现，从1997年到2010年，技术标准对所观察到的效率提高做出了至少一半的贡献。他们还指出，技术要求具有短期效应。这与Dutra等人（2016）研究中关于强制性目标规制的发现相一致，该研究表明强制性目标规制是一种相对粗糙的工具，在激励供给侧能效投资方面较差。

在各种计划或规划中设定目标的做法应该是有效的。Wang等人（2014）发现，地方政府对节能政策的初始态度各不相同，并反映在他们事先制定的自愿目标上。然而，中央政府的可靠承诺可以推动各省不同的初始态度最终趋同，因为在该承诺下，降低能源强度的决心得到了明确的阐明。

但是，制定计划目标也有局限性。为了减少地方政府的战略反应，需要采用更灵活的方法以提高政策执行的质量，并且不将时间的框架严格限制在5年内（Wang等人，2014）。此外，制定计划目标的方式从经济角度来看不划算，需要加以改正。Zhao等人（2017）对中国煤炭发电的经济性进行了评估，发现如果煤电的容量安装目标得以实现（按照“电力部门第十三个五年计划”，该容量是是1100 GW），到2020年，在大多数省份煤电的内部收益率将低于社会平均回报率，甚至会由于需求疲软出现负增长。命令与控制方法的另一个重要缺点是，设定的标准可能会受到寻租者的影响。在中国，这种情况尤其严重，标准制定过程不透明，最终标准在很大程度上是由地方官员的政治关联决定的。

五 定价机制

过去30年，中国实行了复杂的电价制度。在现行制度下，包括发电价格（或上网电价）、输配电价格和零售价格在内的电价由各级政府调控。

（一）发电价格

在大多数情况下，电力公司以批发合同的形式向电网公司售电，而不是直接出售最终用户，批发的价格是由国家发改委批准并经地方物价局推荐确定的。2003年，中国政府在东部和南部的一些省份成立了竞争性批发市场的试点。这些试点于2006年结束，此后多年里政府没有在发电价格的设定中引入其他市场机制。但是在2015年的电力改革中，竞价机制被重新引入到批发价格的设定中，虽然竞争性拍卖的市场规则尚不明确。

在现行制度下，政府推荐的电力基准价格通常与煤炭价格挂钩。由于靠近煤矿的距离不同，不同地区和省份火电厂的发电价格也不同。总的来说，华东地区价格最高，其次是华南、华北和华中地区，西北地区最低。在一个特定的省份，火电厂的发电价格因电厂的技术类型而异。例如，具有相同脱硫技术的燃煤电厂获得的价格相同。

虽然煤炭价格在市场上波动很大，但电价由规制机构决定。为了解决这种不匹配，中央政府在2004年批准了煤炭和燃煤电厂发电之间的价格挂钩。根据这项政策，如果煤炭的平均价格在六个月内上涨5%或更多，那么下一个时期的电价将会上涨。然而，这一政策并没有如预期的那样得到执行，在过去十年中只进行了几次联合调整。关于煤电价格联动机制的影响，Fan等人（2018）通过Stackelberg博弈模型评估了其对中国企业利润的影响。他们发现，煤电价格联动机制有利于减少燃煤电厂在煤价上涨时的利润损失。

水力发电的价格是根据成本计算的，而且因项目而异。影响价格的因素包括发电厂的水文地质条件，水库的调水能力，以及建设过程中为安置居民需要支付的费用。大型水电站的价格由国家发改委批准，小型水电站的价格由省级政府决定。与煤炭、风能和核能发电相比，水力发电的价格分别降低了30%、60%和44%。尽管人们普遍认为，“连接到同一电网的电力应该得到相同的单位价格”。

2013年中期以后建成的核电站的发电价格是根据全国基准价格设定的，基准价格为0.43元/千瓦时。核电基准价格低于热电或可再生能源的价格。根据国家发改委制定的规制规定，在核电基准价格超过当地热电价格（含脱硫脱硝成本）的地方，新建核电站将按照当地热电价格标准运行。这个基准价格是根据市场供求、发电成本和技术的变化而调整的。由于核电会产生外部性，其价格应该反映出社会对核电发展的态度（Sun and Zhu, 2014）。然而，在中国，核电的价格并没有体现公众对核电的关注。

对于风能，太阳能和生物质能等可再生能源产生的电力，采用上网电价（FITs）。燃煤电力的基准价格被吸收到上网电价中，构成可再生能源发电基准价格。可再生能源的基准价格因技术、地理位置和资源的可用性不同而存在差异。

对于生物质电厂，在脱硫燃煤电厂的基准价格上增加0.25元/千瓦时的补贴。在这种定价机制下，中国只有少数生物质发电项目是盈利的，这主要是由于生物质原料成本的快速上升（Zhou等人，2012），生物质燃料（如农作物）的分散和季节性资源供应，以及生物质项目缺乏融资渠道（Liu等人，2014）。

风能或太阳能发电的基准价格在地区上是固定的。中国大陆分为四个不同的风能区域，每个区域都有一个固定的基准价格，从2018起，从0.40元/千瓦时到0.57元/千瓦时不等。太阳能发电的价格也根据地区特征制定了三种类型的价格，即0.9元/千瓦时，0.95元/千瓦时和1元/千瓦时。太阳能分布式发电补贴0.42元/千瓦时。虽然不同地区的价格确实存在差异，但目前的上网电价方案过于死板，无法充分考虑到不同地区的巨大资源差异（Zhang and He, 2013）。

总体来说，可再生能源发电价格下调的部分原因是技术进步降低了边际发电成本。另一个原因是近年来化石燃料价格的下降（尤其是相对较低的石油价格），这给可再生能源的使用带来了挤出压力。以陆上风电定价为例，在原有价格水平下，上网电价政策对风电投资者具有吸引力，但不适合在风电部署中引入市场机制。因此，随着涡轮机和化石燃料价格的降低，对新投入使用的风电场进行适当的政策改革是有意义的（Yuan等人，2016）。

（二）输配电价格

输配电价格不是根据输配电成本单独设定的，而是间接计算的，是支付给发电厂的发电价格与电网公司向终端用户收取的零售价格之间的差额。根据2015年推出的最新改革，输配电价格将根据类似于服务成本规制的制度（即成本加回报率）单独设定。

在深圳和内蒙古西部进行试验之后，其他省份（如安徽、湖北、宁夏、贵州和云南）已经对输配电价格进行了改革。以中国第一个经济特区深圳为例，电网公司的总收入和输配电价格都通过收入上限进行调控。从本质上讲，总收入，包括允许的成本和允许的资本和税收回报，是有上限的，以使电网公司的收入与销售量脱钩。由电压水平决定的输配电价格，是通过总收入除以输配电总量来计算的。

输配电电价改革在中国是一项特别艰巨的任务，作为一家大型国有企业，电网公司肩负着从盈利到政治、社会等多方面的责任。这使得经济规制难以将重点放在输电特有的成本和收入上。

（三）零售价格

电力零售价格包括上网电价，输配电费用以及各种税费和附加费。总体而言，能源采购成本占65%至70%（Teng等人，2014），而税收和附加费的总和约占10%至15%（Edwards, 2012）。理论上，零售价格的调控是基于成本加成原则（Teng等人，2014），这与服务成本规制机制类似。然而，由于缺乏独立的输配电定价机制，中国电力行业的实际输配电成本并不为人所知，因此发改委以现有价格为起点，而不是详细审查成本。

零售价格分为三类（居民、农业生产和工业/服务），根据电压要求适用于不同类型的消费。居民和农业生产的用电价格低于平均电价。

总体而言，不论在哪个省，针对相同类型消费者的电力零售价格是相同的。然而，为了鼓励节约能源和保护低收入家庭，自2013年起，中国在全国范围内引入了累进电价。在这一机制下，如果总用电量超过阈值水平，用电较多的消费者需要支付更高的单价。不同省份的累进电价在等级定义和每一级的单位价格水平方面存在差异。尽管阶梯电价机制有助于缓解电力需求增长的压力，但还需要额外的政策改革和工具加以辅助，因为这种定价机制本身可能无法有效节约能源（Khanna等，2016；Zhang等，2017；Zhang and Lin, 2018），特别是在经过一段时间，消费者感知到的心理压力下降后（Wu and Zhang, 2017）。Yu等人（2016）的研究甚至发现，中国农村家庭对当前电价没有反应，因为他们的大部分用电都是基本需求。

在工业领域，从2004年开始，中国对能源密集型产业实行差异化价格。在这些行业中，能源效率高的公司支付的电价为普通的工业电价，而能源效率较低的公司除了基本电价外，还需要支付额外费用。在零售方面，中国的电价具有工业部门对居民电价进行交叉补贴的特点，因为与世界其他地区相比，中国的居民零售电价相对较低，而工业部门的电价相对较高。

尽管保持零售电价的稳定可以促进经济发展，保护低收入消费者，但这种定价机制扭曲了消费者的行为，使其偏离了有效结果。例如，零售价格既没有反映煤炭价格的变化，也没有反映可再生能源发电与电网连接的成本。为了引入市场机制，2015年的电力改革允许大型终端用户直接与发电商进行交易。此外，符合零售标准的私营企业可以从发电厂购买电力，然后卖给最终消费者。

除了定价机制，还有其他财政措施来激励能源效率和可再生能源的发展，包括补贴、优惠贷款和税收优惠。这些财政激励措施有助于提高可再生能源在能源消费中所占的份额，提高能源效率，并解决距离主要负荷中心较远的发电中心的问题（Ouyang and Lin，2014）。然而，这些影响被化石燃料行业用于消除能源贫困和促进经济增长的大量补贴和低息贷款所抵消。

针对财政激励，需要担忧的另外一个问题是，如何将政策支持与一个行业的生命周期有机结合。政府的支持为产业在初始阶段获得利润提供了有利条件，并有助于鼓励企业在产业扩张时期增加研发投入（虽然增速有所放缓）。然而，政府的持续干预可能会吸引过多的企业进入市场，导致后期产量过剩（Zhou等人，2015）。目前，我国在供给侧结构性改革中正在减少产业产能过剩，发电行业也被纳入其中。

六 试点激励措施

除了在全国范围内采取的措施外，还有一些特定领域的试点项目。这些措施包括节能电力调度(Energy Saving Principle of Dispatch, ESPD)、需求侧管理(Demand Side Management, DSM)和排污权交易计划(Emissions Trading Scheme, ETS)。本节将描述和回顾这些试点项目的主要特征。

（一）节能电力调度(ESPD)

中国电力调度系统的主要特点是20世纪80年代实行的平均调度原则。在这一原则下，同类型的发电机组，不论其规模、能源效率和污染物排放水平如何，均分配相同的工作时间。也就是说，这种调度模型允许低效的发电机组和高效的发电机组运行同样多的时间。

虽然这种调度方式可以通过保证投资者的收益鼓励发电投资，但既不经济也不环保。针对这些担忧，政府于2007年推出节能电力调度计划。该计划优先使用可再生能源和具有更高的能源效率和更少的污染物排放的化石燃料发电机组。每个级别内的热能发电单元按照其能源效率进行排序，优先考虑能效更高的机组。对于具有相同能源效率的机组，污染物排放水平决定其调度顺序。只有在排名较高的单位满负荷运行时，才会调度排名较低的单位。迄今为止，已有五个省（即河南，江苏，四川，贵州和广州）和中国南方电网开展了节能电力调度试点项目。上网电价是根据第五章中描述的定价机制设定的。

节能电力调度带来了显著的节能减排效果（Ding and Yang, 2013）。例如，从2008年到2011年，贵州标准煤的累计节约量达到3.41亿吨，使二氧化碳排放量减少了1048万吨。2009年，通过节能电力调度，广东节约标准煤90万吨，减少二氧化碳排放198万吨(Dong, 2011)。然而，随着低热效率的大型机组在总热发电量中所占比例的增加，节能电力调度的影响正在减小。

尽管2015年的改革希望建立一种更有利于环保和高效单位的调度机制，但节能电力调度在全国范围内的推出面临着制度、技术和财政方面的障碍。节能电力调度作为一种集中调度机制，与市场机制并不兼容（Chang and Wang，2010；Gao and Li，2010）。此外，节能电力调度对电网公司来说在技术上具有挑战性，并且会增加整个电力系统的可靠性和稳定性问题。如第二章第四小节所示，中央和地方政府之间重新分配财政资源也妨碍了节能电力调度的全面实施。如果地方政府优先考虑直接的地方经济利益，而不是可能产生更广泛地区的环境效益，它们也可能阻碍节能电力调度等政策的实施。这扭曲了社会最优的结果。

（二）需求侧管理(DSM)

用电需求侧管理(DSM)旨在降低消费者总体能源需求或将需求从高峰转向低谷。该政策已作为试点项目在五个城市开展。

需求侧管理措施包括能效管理、负荷管理和用电订单管理（Zeng等人，2013）。能源效率管理是通过消费者使用更有效率的高耗能电器（例如电冰箱、空调和热水器）来实现的。负荷管理通过价格信号和负荷调整技术来实现，以降低电网的最大负荷。用电订单管理是指在满足部分用户用电需求的同时，限制其他用户用电，以行政手段解决用电短缺问题。

目前非试点省份也开始实施需求侧管理计划。它们建立了相关设施和制度，对节能服务业务进行监督，对用电需求管理项目的实施情况进行评估，对能源利用秩序进行管理。20多个省份已采用定价机制，如使用时间价格，高峰和非高峰价格以及季节性价格，并在10个地区建立了专门针对需求侧管理的基金（Zeng等人，2015）。

需求侧管理在我国节能减排中发挥着重要作用。据估计，从2007年至2009年，用电需求管理节省的电力约为90至100千瓦时，避免了使用5400万吨煤炭，减少了多达90万吨的二氧化硫排放。70%以上的国家电力短缺问题通过用电需求管理得到解决，主要是通过用电订单管理，每天不同时段的用电转移多达1600万千瓦时。据国际能源署2014年统计，通过DSM实现的节电为13.1千瓦时，避免了增加2950兆瓦装机容量的需要。在“十二五”期间（2011年至2015年），累计节省的潜力可达到46.334千瓦时的发电量，从而节省装机容量18356 兆瓦 (Zeng等人，2013)。Yuan等（2016）也估计，如果中国能够利用市场机制实施用电需求侧管理，到2020年至少可以减少3%的总电力需求（或243千瓦时），相当于76兆特一次能源。

在全国范围内推行需求侧管理计划也面临许多挑战。定价显然是一个问题（Zhang，2011；Zhouyang，2015)。由于电力缺乏真实的市场价格或实时价格，价格信号的范围有限，无法激发需求的变化。例如，高峰负荷价格仅为非高峰价格的2至3倍，而在发达国家，这一比例为8至10倍。为了激励消费者改变他们的峰值需求，有必要提高这一比例（Zeng等人，2015）。

对需求侧管理缺乏强有力的经济激励也限制了其实施（Zeng等人，2013，2015）。需求侧管理项目通常会导致电力销售下降，从而降低电网公司的收入。因此，在缺乏足够的经济补偿的情况下，负责实施电力需求侧管理的电网公司将不会这样做。缺乏足够的需求侧管理专用资金是另一个制约因素（Yu，2012；Zeng等，2015），只有少数地区引入了此类资金（Yu，2012）。

除了上述关于节能电力调度和需求侧管理障碍的讨论外，还存在一些制度性问题，包括：(1)电力系统灵活性与可再生能源并网保障之间的关系。由于可再生能源的间断性，很难同时实现这两个目标，因此必须在电力需求与供应、发电与输配电之间，以及传统能源与可再生能源发电的份额之间，保持良好的平衡；（2）经济效率与环境保护之间的权衡。由于热能的成本相对较低，所以热能的使用更加经济有效。因此，为了促进可再生能源的发展，有必要通过税收或配额贸易等经济措施将热能的环境成本内部化；（3）发展容量市场，使可再生能源更具竞争力。

（三）排污权交易计划（ETS）

排污权交易计划通过市场机制解决碳排放的环境外部性问题。根据这个计划，每个公司被分配一个排放配额，如果他们的碳排放量低于配额，可以向其他公司出售多余的配额。中国碳排放交易体系试点于2008年启动，自2013年在7个省份进行试点后，于2017年12月在全国范围内启动。2015年，根据这些计划交易的二氧化碳当量约为3786万吨，价值10亿元人民币。目前，尽管中国的碳排放交易市场取得了一定的减排成就，但总体而言配额供应过剩。因此，碳排放权的价格较低，碳排放许可交易不频繁。

电力部门作为温室气体的主要排放主体，受到强制性碳交易机制的保护，在中国碳定价体系中发挥着直接和间接的重要作用。然而，高度管制的电力批发和零售价格，以及平等的份额分配原则，成为全国范围内碳排放交易计划成功实施的障碍（Teng等人，2014）。

中国于2017年启动了全球最大的全国碳排放许可交易计划。这一碳排放许可市场由中央和地方政府共同管理，由中央政府制定标准和碳排放总量，地方政府向企业分配配额。一个统一的国家市场有助于限制区域保护主义。然而，由于各省经济发展水平和经济结构的差异，中央政府很难公平分配配额，因此依赖地方政府报告数据的分配方案可能会导致一种新型的区域博弈。目前，尚缺少系统研究对全国碳排放交易市场在实现能源效率和减少排放方面的表现进行有力的评价。

七 结论

鉴于中国电力行业的规模及其对煤炭的依赖，能源效率和可再生能源效率必将在实现减排目标和确保经济增长走可持续道路方面发挥重要作用。

在本文中，回顾了各种旨在用更高效的发电机组取代低效机组的方案，这些方案已经取得了较好的成果。此外，在减少线路损失方面也取得了稳步进展。总而言之，供给侧节能计划至少取得了一定的成功。

相比之下，需求侧的能源效率举措似乎进展甚微。例如，在许多城市启动的需求侧管理试验没有产生显著影响。这并不奇怪，因为最终消费者面临的价格与实际生产成本几乎没有关系，而是反映了很多其他的目标（如控制通胀）。这是发展中经济体普遍存在的一个缺陷，它们追求现代化、高效的电力系统来支持可持续发展，但往往试图控制最终电价以实现其他目标。要解决这一问题，应稳步推进电力行业的市场机制建设，特别是每个细分市场的电价定价。

虽然可再生能源发电的装机在过去十年中也有显著增长，但实际可再生能源发电量的增长并不那么显著。这既与太阳能和风能等可再生能源的间歇性有关，也由于能源资源丰富的地区往往远离现有的输配电线路。此外，这也源于电力调度系统的局限性和激励机制，以及用于促进可再生能源上网的财政激励和稳定的规制机制的缺乏。电网公司面临的诸多目标以及各种相互矛盾的信号，也解释了可再生能源发电量增长有限的原因。因此，政府应该重视对可再生能源发电市场的塑造，应更加注重可再生能源的电网接入和调度。

中国在提高能源效率和可再生能源方面面临的最大挑战是缺乏协调一致的规制制度。中国远远落后于发达国家(甚至同为发展中国家的巴西)，这些国家通过将发电、输电、配电以及某些情况下的零售业务拆分，改革了电力行业，并引入了对发电和零售业务的竞争。在一些情况下，在现货市场的基础上引入容量市场，以解决实际调度能力和需求之间不一致的问题，而在另外一些情况下只使用能源市场。此外，市场还被用于为需求侧管理和分布式发电等能源效率机会定价。在垄断的输配电部门，建立了独立的规制机构，其职责是制定价格，确保消费者的长期利益。虽然2015年的电力法可推进中国电力行业的改革进程，但仍有很长的路要走，因为该法律没有提供足够的指导，而现有机构可能有太多的既得利益，无法制定必要的规制和体制框架。也就是说，为了更好地支持决策过程，需要做很多工作。

最后，国有企业的主导作用可能会阻碍改革进程。在提高能源效率和可再生能源方面的投资往往是为了实现政治或社会目标，而不是对适当设计的经济激励措施的回应。这就解释了为什么其他国家在进行电力改革的同时也进行私有化和国有企业改革，以便有效地使它们免受政治压力，并实行竞争中立原则。此外，考虑到中国经济形势的“新常态”，中国电力产能过剩和过度投资也令人担忧。

Regulatory Incentives for a Low-carbon Electricity Sector in China

Zheng Xuemei

Abstract: This paper reviews the incentives for pursuing a low-carbon electricity sector that are embedded in China's regulatory and policy framework. To do so, we first describe the industry structure and the regulatory framework. Second, we explicitly review the policies that were developed to promote energy efficiency and renewable energy. These policies range from the introduction of legal requirements to undertake particular actions to pricing mechanism and financial incentives. Based on this, we tease out the challenges faced by a sector governed by a myriad of complex arrangements, different institutions and agents who face different and often conflicting incentives for pursuing environmental and energy efficiency objectives. Finally, we provide suggestions to scientifically set up low-carbon policies and to achieve the expected goals with minimum social cost.

Keywords: Regulatory Incentives; Energy Efficiency; Renewable Energy; Electricity Sector