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原文信息
题目：黄河流域能源生产和消费视角下的碳排放特征研究
作者：张倩，王莉娟，祝胜来，徐峰
期刊：《环境科学研究》24年11期
摘要
基于能源生产和消费不同视角研究碳排放流动特征，明确碳排放责任，对“全国一盘棋”统筹推进减碳起到至关重要作用。该研究以2000−2020年为分析时段，采用碳排放因子法精准核算黄河流域能源生产和消费侧碳排放量；基于能流图和碳流图，定量揭示流域及各省区生产和消费侧的能源-部门-碳之间的关联、能源流动特征、碳排放动态演变等；在此基础上，进一步分析流域内相邻省区碳排放协同特征，阐明流域碳排放差异的主要原因。结果表明：①2000−2020年，黄河流域能源生产侧碳排放量比消费侧高10%~31%，且碳排放差额逐渐增大，2020年差额达到7.27×108t，原因在于黄河流域二次能源净调出量逐年增加。②黄河流域9省区碳排放差额呈现3种演变趋势，其中，青海省、四川省、河南省由能源生产侧碳排放量高转变为消费侧高，山东省则呈相反趋势，而流域中部省区生产侧碳排放量一直高于消费侧。③能源生产主导型的内蒙古自治区生产侧碳排放量远高于消费侧，生产侧碳排放中近60%来自火力发电，原因在于能源加工转换中原煤使用量持续增加，且火力发电效率较低。由于电力低碳化程度高，能源消费主导型的四川省工业电力终端消费占比达到24.47%，但相应碳排放仅为9.20%。④黄河流域内相邻省区碳排放协同状态向好发展，2020年呈现“东西良好协调，中部初步协调”的特征。研究显示，黄河流域以能源生产主导型省区为主，明确能源生产侧与消费侧的碳排放责任、制定各省区差异化减碳战略、构建省区间协同减碳机制，有利于支撑流域实现“双碳”目标。
关键词
黄河流域；能源生产侧与消费侧；碳排放核算；碳排放特征；能源流动特征
“双碳”战略对中国绿色低碳发展具有重要意义，实现“双碳”目标的关键挑战在于精准核算碳排放并合理划分碳排放责任。中国地域辽阔，由于各省份的资源禀赋和经济发展水平各异，导致各省份在能源调度方面存在明显差异[1]。一些省份因资源短缺而依赖外调能源，而有些省份则因拥有丰富资源担当着能源输出角色。通常省级层面的碳排放基于消费化石燃料产生的直接碳排放量进行测算[2]。若仅从生产侧划分碳排放责任，作为能源输出地区而言，会进一步加大实现“双碳”目标的难度。
黄河流域是我国的能源基地，能源生产加工能力强，承担着对外能源供应的责任，但也面临严峻的碳排放问题。黄河流域生态保护和高质量发展是重大国家战略，而碳排放是生态保护的关键一环，全面揭示黄河流域能源生产和消费侧碳排放差异、流动以及各省区间碳排放协同特征，对合理划分碳减排责任、促进流域低碳发展和保护生态环境具有重要意义。
碳核算主要基于生产者和消费者原则[3-4]，现阶段，生产和消费侧碳核算的相关研究重点集中在运用投入产出表计算地区贸易隐含碳，并以此划分碳排放责任[5-6]，鲜有研究从能源视角对生产和消费侧的碳排放特征展开分析。能源作为碳排放最主要的来源[7]，不同核算原则会导致碳排放量具有显著差异。最初，一些研究采用生产者原则，利用地区[8]或行业[9]的一次能源消费量测算碳排放量。然而，生产者原则忽视了能源输入地区应承担的责任，如火力发电消耗大量原煤产生电力，但实际电力存在调出情况，并未全部投入本地使用。随着研究不断深入，部分学者开始采用消费者原则，根据本地一次和二次能源的终端消费量核算碳排放量[10-12]，并用于碳达峰预测和路径优化[10]以及碳排放影响因素[11]等相关研究。然而，消费者原则不能测算直接碳排放量，可能导致生产侧缺乏碳减排动机和积极性[13]，因此，有必要同时核算能源生产侧和消费侧碳排放，充分识别两侧的碳排放差距及特征，为全面科学制定碳减排策略提供支撑。
现有针对黄河流域碳排放特征的相关研究涵盖碳排放时空变化特征[14]、碳排放与经济发展的关系[15-16]、碳排放效率演变特征[17-19]等多个方面，但多数研究仅从能源生产侧核算碳排放量，缺乏从能源生产和消费视角下的碳排放流动特征研究，且尚未充分揭示黄河流域9省区间碳排放的协同特征。基于此，该研究以2000−2020年黄河流域9省区为研究对象，从能源生产和消费视角出发，在精准核算碳排放量的基础上，结合能流图和碳流图，揭示黄河流域9省区碳排放的动态演变及流动特征，明晰主要挑战，并评估流域内相邻省区碳排放的协同程度，旨在为黄河流域实现碳减排目标提供理论依据和策略建议。
该研究以东西方向为轴，将黄河流域9省区划分为流域西部(青海省、四川省)、流域中部(甘肃省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区、陕西省、山西省)和流域东部(河南省、山东省)，从省区-区域-流域多维度全面揭示2000−2020年黄河流域碳排放特征。
CO2能源数据来源于2001−2021年《中国能源统计年鉴》，经济数据来源于2001−2021年黄河流域各省区统计年鉴和《中国统计年鉴》。碳排放因子主要来源于《能源消耗引起的温室气体排放计算工具指南(2.1版)》[20]；热力碳排放因子(以计)采用0.11t/GJ；电力碳排放因子分为两个阶段，2000−2010年采用国家发展和改革委员会公布的《2010年中国区域及省级电网平均排放因子》，2011−2020年采用《关于商请提供2018年度省级人民政府控制温室气体排放目标责任落实情况自评估报告的函》的电力碳排放因子。
参考IPCC提供的碳排放因子法并以黄河流域各省区为单位进行碳核算。为避免重复计算，生产侧的能源考虑一次能源的本地消费量，即一次能源加工转换与终端能源消费量之和。由于碳排放主要由化石燃料燃烧引起，因此，加工转换过程仅考虑火力发电、供热、炼焦、炼油及煤制油等过程的一次能源投入。煤炭洗选是物理洗煤过程，该过程投入的原煤不纳入碳核算；投入到火力发电和炼焦过程的洗精煤和其他洗煤则需纳入碳核算。终端消费部门中，工业部门的原材料归为化石燃料的非能源用途，不计入碳排放。综上，生产侧碳核算模型如下：
消费侧碳排放根据“能源平衡表”中的原煤、焦炭、电力等一次及二次能源的终端消费量计算。其中，其他石油制品、石脑油、润滑油、石蜡、溶剂油和石油沥青均用于非燃料用途，不计入碳核算。综上，能源消费侧碳核算模型如下：
耦合度模型能够衡量系统间的相互作用和影响程度[21]，被广泛应用于经济[22]、社会[23]和环境[24]等领域。因此，该研究构建耦合度模型，以能源消费侧碳排放强度作为评价指标，衡量黄河流域9省区与流域内相邻省区碳排放的协同程度。
碳排放强度计算公式：
为消除原始数据之间的量级、方向差异，需对碳排放强度进行极差标准化处理：
该研究采用修正后的耦合度模型[25]，计算黄河流域各省区与流域内相邻省区碳排放的耦合度：
能流图和碳流图可以清晰刻画能源供应、转化和最终使用情况以及碳排放流动特征，广泛应用于能量和物质流动等相关研究[26-27]。该研究以黄河流域9省区的地域界限为边界，运用能源平衡表刻画能流和碳流图，定量揭示能源-部门-碳关联特征。
数据处理过程：①划分燃料类型。该研究对高相关度的部分能源进行合并。其中，洗精煤、其他洗煤合并称为洗煤；焦炉煤气、高炉煤气、转炉煤气、其他煤气合并称为煤气；石脑油、润滑油、石蜡、溶剂油、石油沥青合并称为油品材料；液化石油气、炼厂干气合并称为干气。②转化标准煤。对能源实物量数据进行标准煤转化，折标煤系数来源于《中国能源统计年鉴》和《综合能耗计算通则》(GB/T2589−2020)[28]，部分能源缺少的折标煤系数来源于相关政府网站。③调整调入和调出量。某能源的调入量为外省份调入量、进口量以及境内飞机和轮船在境外的加油量之和；调出量为本省份调出量、出口量以及境外飞机和轮船在境内的加油量之和。④定义净调入和净调出。在能流图中，净调入是指所有呈净调入状态的能源的净调入合计量，净调出是指所有呈净调出状态的能源的净调出合计量。
如图1所示，2000−2020年黄河流域9省区的能源生产和消费侧碳排放量呈上升趋势，但2012年之后能源生产和消费侧碳排放量的增长速度均显著放缓。具体而言，2000−2012年能源生产和消费侧碳排放量的年均增速分别为11.45%和11.29%，相比之下，2012−2020年年均增速分别下降为2.22%和2.43%。赵忠秀等[29]也发现“十二五”期间国家进一步推进节能降耗，加强温室气体排放控制，使得黄河流域碳排放增速明显放缓。此外，研究期内黄河流域能源生产侧碳排放量始终高于消费侧，差距在10%~31%之间，且碳排放差额不断扩大，从2000年的1.65×108t增至2020年的7.27×108t，增长3.42倍。
二次能源生产与分配是导致能源生产侧和消费侧碳排放量差异的主要原因。如图2所示，2010年黄河流域净调出能源总量为8.07×108t(以标准煤计)，二次能源净调出量为1.21×108t，占总体的14.94%；2020年，净调出能源总量增至9.27×108t，其中二次能源占34.47%，净调出量达到3.20×108t。此外，能源加工转换损失量持续增加，由2010年的3.93×108t增至7.91×108t，该部分碳排放均计入生产地，导致能源生产侧碳排放高于消费侧。
研究期内，黄河流域9省区能源生产侧和消费侧碳排放差额的变化趋势分为3种类型(见图3和图4)：①青海省、四川省、河南省二次能源本地供应不足，依靠外省份调入，由能源生产侧碳排放高变为消费侧高；②山东省随着火力发电、石油加工等能源加工转换工业的发展，由能源消费侧碳排放高变为生产侧高；③黄河流域中部省区主要生产焦炭、电力等二次能源，这些省区能源生产侧碳排放一直高于消费侧，且多数省区的碳排放差额呈增长趋势。其中，山西省的焦炭净调出量(以标准煤计)由2000年的0.23×108t增至2020年的0.76×108t；内蒙古自治区的电力净调出量(以标准煤计)由2000年的0.02×108t增至2020年的0.22×108t。2012之后内蒙古自治区成为黄河流域内碳排放差额最大的省区，2020年达3.34×108t。Li等[30]研究发现黄河流域各省区净碳转移趋势不同，其中，内蒙古自治区和山西省等省区持续保持净碳流入，且2015年内蒙古自治区为黄河流域内净碳流入量最大的省区，与该研究结论相符合。
基于黄河流域碳排放差额变化趋势的3种类型并结合各省区的地理位置、资源禀赋等特点，选取四川省、内蒙古自治区和山东省作为代表性省区，深入探究其能源生产侧和消费侧的碳流动特征。
如图5所示，2020年黄河流域能源生产侧碳排放量为44.47×108t，煤炭产生的碳排放占81.72%，3个代表性省区的生产侧碳排放结构存在较大差异。2020年四川省能源生产侧碳排放量为2.11×108t，其中煤炭消耗产生的碳排放占65.39%，由于四川省清洁能源利用程度较高，天然气消耗产生的碳排放占21.15%；内蒙古自治区以煤为主要能源，2020年能源生产侧碳排放量为9.37×108t，煤炭消耗产生的碳排放占比达96.87%；山东省的电力、石化等重工业发达，2020年能源生产侧碳排放量超过12×108t，其中煤炭和原油消耗产生的碳排放各占59.67%和36.60%。
从能源生产侧碳排放流动分析来看，黄河流域能源加工转换过程承担了85.32%的碳排放，其中火力发电占总碳排放的40.12%。能源生产主导型省区内蒙古自治区和山东省，能源加工转换过程中产生的碳排放均超过总体的87%。由于内蒙古自治区火力发电效率较低(仅为29.28%)，且火力发电原煤使用量持续增加，导致火力发电碳排放占总体的58.43%，远超过流域整体水平。山东省能源加工转换过程产生的碳排放中炼油和火力发电分别占36.23%和29.69%。四川省电力结构中新能源发电占比超过87%，因此能源加工转换过程中火力发电产生的碳排放相对较少。因此，优化能源结构、提升能源加工转换效率有助于控制生产侧碳排放。
从能源消费侧碳排放来看，2020年黄河流域及各省区88%以上的煤炭资源流向工业部门(包括工业原材料)，且工业碳排放量占碳排放总量比重均超过65%，成为黄河流域降低碳排放的关键部门。
由图6和图7可见，黄河流域工业碳排放中，电力消耗碳排放最高且达到46.59%，其次是煤炭占39.01%。3个代表性省区中，内蒙古自治区和山东省的新能源发电占比以及火力发电效率较低，导致电力碳排放因子相对较高，因此两个省区的工业用能与碳排放结构相似，电力消耗占比分别为35.71%和30.90%，相应的碳排放占比分别达到55.70%和51.66%。相反，四川省新能源发电占比高，电力碳排放因子低，四川省的工业能耗结构中电力占比接近25%，但其碳排放仅占工业碳排放的9.20%。
此外，四川省工业用能结构中天然气等清洁能源占比也较高，达到19.15%，内蒙古自治区和山东省为5.16%和8.67%。因此，2020年四川省单位工业增加值终端能源消费量(以标准煤计)为0.58t/(104元)，优于我国的平均水平〔0.64t/(104元)〕，远低于内蒙古自治区和山东省的2.10t/(104元)和0.92t/(104元)。由此可见，提高清洁能源使用占比，提升工业电气化水平、推进电力低碳化发展有助于控制消费侧碳排放。
如图8所示，2010−2020年黄河流域整体碳排放的协同程度得到显著改善，呈现“东西高、中间低”的空间分布特征，即黄河流域东部及西部地区协同水平较高，而黄河流域中部地区协同程度相对较低。尤其是宁夏回族自治区，2020年耦合度仅为0.59，处于勉强协调状态。原因在于2020年宁夏回族自治区的工业部门对GDP的贡献率为33.33%，但工业碳排放占总体的86.71%，工业部门在碳排放与经济贡献之间出现失衡，导致宁夏回族自治区碳排放强度远高于邻近省区的碳排放强度。
通过强化能源与产业结构调整、提升工业部门能源效率，有助于改善黄河流域内相邻省区碳排放协同程度，有效推动黄河流域碳减排进程。
a)2000−2020年，黄河流域能源生产侧和消费侧碳排放持续增长，但2012年之后增速均放缓。黄河流域生产侧碳排放量一直高于消费侧，且随着二次能源净调出比重的增长，能源生产侧和消费侧的碳排放差额逐渐增加，从2000年的1.65×108t增至2020年的7.27×108t；仅从能源生产侧核算碳排放量，流域减碳任务更加艰巨。
b)黄河流域9省区能源生产侧与消费侧碳排放呈现不同的变化特点。青海省、四川省、河南省的二次能源本地供应不足，需从外省份调入，能源消费侧碳排放大于生产侧；随着炼油、火力发电等能源加工转换工业的不断发展，山东省碳排放特征由消费主导型转变为生产主导型；甘肃省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区、陕西省和山西省的二次能源净调出量持续上升，始终保持生产主导型碳排放特征。
c)能源生产主导型的内蒙古自治区生产侧87.87%的碳排放来自能源加工转换过程，其中，火力发电碳排放占比达58.43%，主要由发电依赖煤炭且发电效率低下导致；消费主导型的四川省消费侧碳排放主要来自工业，其工业用能结构中煤炭占比依然最大，其次是电力占比(24.47%)，但由于四川省新能源发电占比高，电力碳排放因子低，电力碳排放仅占工业部门的9.20%。
d)黄河流域9省区的碳排放协同程度有所改善，但碳排放协同程度差异显著，呈现出“东西高、中间低”的空间分布特征。现阶段黄河流域东部和西部地区处于良好协调状态，而中部地区仅处于初步协调状态，工业部门经济贡献与碳排放之间出现失衡的省区碳排放协同度最低。
a)能源生产侧和消费侧碳核算方式同时纳入碳核算体系，明确碳排放责任。黄河流域大部分省区作为二次能源输出基地，满足其他省区能源需求，支撑社会经济发展。仅采用能源生产侧碳核算方式，净调出能源加工转换过程中产生的碳排放全部由能源生产侧承担，这会加大能源生产侧实现碳减排难度。因此，同时考虑能源生产侧和消费侧碳排放特征，明确能源消费侧碳排放责任，促进碳减排的公平性与有效性。
b)构建煤炭清洁高效利用体系，积极推动能源结构调整。黄河流域应加快推动煤炭由单一燃料向原料和燃料并重转变，协同推进煤电转型新能源、煤化工与新能源耦合发展，采用高效煤炭洗选技术，提高煤炭加工转换效率。着重提升工业领域非化石能源消费比重，推动煤改气、煤改电进程。加快现有煤电机组节能改造，加强煤电与光电、风电和水电等新能源和储能整体协同发展。
c)因地制宜，制定差异化减碳策略。黄河流域9省区全面推进能源与产业结构优化、工业部门能源效率提升。同时，对于黄河流域电力生产主导型省区，有序淘汰煤电落后产能，加快煤电机组节能技改，提高发电效率；炼油生产主导型省区，推动大型炼化一体化项目建设，推进“减油增化”进程，构建绿色低碳高端石化全产业链；消费主导型省区，发挥清洁能源优势，构建零碳电力系统，提高清洁电力的就地消纳比重。
d)坚持黄河流域整体统筹布局，构建全方位的区域间减碳协作机制。黄河流域多数省区以能源净调出为主，应加快构建能源输出和输入省间的“点对点”沟通交流机制，制定减碳技术联合攻关计划，全面放开碳交易市场，建立健全碳交易政策和机制，合理设计碳市场碳排放总量及配额，分配碳排放权，促进能源净调出省区获取减碳收益和减排技术。
