林伯强：碳排放总量和强度双控全面推进的挑战︱能源思考

推动碳排放总量和强度双控（下称“碳双控”），是新发展阶段统筹发展与减排、加快绿色转型的重要制度安排，也是由能耗约束向碳排放核心约束转变的关键政策环节。党的二十大以来，国家持续完善碳排放统计核算制度、健全碳排放权交易机制，节能降碳管理正逐步转向更直接约束温室气体排放的治理模式。相比能耗双控，碳排放双控牵引作用更强、涉及领域更广，将对产业结构、能源体系和区域发展格局产生深远影响。然而，随着政策步入全面落实阶段，各地在指标衔接、统计核算、结构调整和考核方式等方面逐步显现出现实困难与体制机制矛盾，部分领域存在执行口径不统一、政策协同不足等问题，个别地区甚至出现简单化、应急式推进倾向。为此，建议生态环境部优化指标分解与调节机制、完善考核评价体系；国家能源局深化能源和电力体制改革、夯实低碳转型基础；国家发改委强化碳双控与产业、区域政策协同，健全利益补偿机制。系统梳理上述问题并提出针对性建议，对提升碳双控制度效能具有重要意义。

地方落实碳双控面临的主要困难

一是发展阶段差异显著，总量约束与增长目标矛盾突出。我国区域发展梯度差异较大，东部地区已步入结构优化阶段，中西部及部分东北地区仍处于工业化、城镇化加速期。在钢铁、有色、建材、化工等行业仍充当稳增长“压舱石”的地区，总量控制直接挤压了产业布局和项目落地空间，掣肘新动能培育节奏。碳强度控制虽保留一定增长弹性，但部分重化工业占比较高的地区短期内难以实现强度大幅下降，在总量与强度双重约束叠加下，压力倍增。

二是碳排放统计核算体系尚不完善，数据基础仍较薄弱。碳排放核算边界复杂、技术门槛高，地方在方法衔接、排放因子选取等方面仍存在差异，削弱了数据的横向可比性。基层普遍缺乏专业碳核算队伍，部分地区仍沿用粗放模式折算碳排放，难以反映技术进步带来的减排效果。中小企业尚未建立系统监测制度，地方核算较多依赖宏观推算，易给碳市场配额分配和减排绩效评估带来偏差风险。

三是产业结构调整压力较大，能源结构调整受资源禀赋约束。部分地区重化工业路径依赖明显，短期压减产能冲击较大，先进制造业和新兴产业短期内难以回补缺口，结构性和技术性减排进展缓慢，个别地区仍依赖限产等行政手段应付考核，不利于形成长效机制。同时，各地资源禀赋差异巨大，中东部可再生能源资源有限，西北、西南新能源优势受外送通道制约尚未转化为稳定保供能力，储能和电网灵活性资源尚不成熟，保供与降碳统筹难度较大。

四是考核机制刚性偏强，区域间责任分担机制尚不健全。阶段性指标缺乏弹性，易导致年末突击限产停产，干扰企业预期。部分高碳产业由东部向中西部转移，发达地区通过产业外迁实现减排，而承接地区排放上升，在缺乏利益补偿和指标协调机制下，承接地既承担产业配套和能源保供功能，又面临更严格的碳排放约束，发展空间受到挤压。

碳双控推进中的深层体制机制障碍

若前述困难主要体现为地方执行层面的现实约束，那么从更深层次看，碳双控在推进过程中仍面临体制机制层面的支撑不足。

首先，现行发展评价体系与碳双控目标协同性有待增强。当前地方经济社会发展评价中，经济增长速度、投资规模、工业增加值等指标权重依然较高，碳排放约束更多被视为外生性约束条件，而非内嵌于高质量发展逻辑中的内生性要求，在具体决策中仍存在“先发展、后治理”的路径惯性。碳双控目标与传统增长导向目标之间尚未实现深度融合，如果绿色低碳约束不能更加系统地嵌入区域发展评价体系，碳双控在基层落实中仍可能被边缘化或工具化。

其次，资源环境价格机制对碳约束的反映仍不充分。部分能源品种价格形成机制中，环境成本和碳成本内化不足，企业主动减排动力匮乏。电力市场化改革虽持续深化，但碳排放差异未能有效转化为价格信号传导至终端。全国碳排放权交易市场目前主要覆盖发电行业，行业覆盖范围和市场活跃度仍有待提升，碳价格水平对企业投资决策和技术改造的约束与激励作用尚未充分显现，碳双控更多依赖行政分解和指标管理，不利于形成稳定、可持续的低碳转型长效机制。

再次，绿色低碳转型的金融支撑体系仍需强化。尽管绿色金融体系建设不断推进，但在地方特别是中西部和欠发达地区，绿色项目融资渠道仍相对有限，绿色信贷、绿色债券等工具对中小企业和传统行业技术改造的覆盖度不足。部分节能降碳项目具有投资规模大、回收周期长、收益不确定性较高等特点，与金融机构“短周期、低风险”的偏好存在错配，在缺乏有效风险分担和收益补偿机制的情况下，企业推进深度减排改造面临较大资金压力，制约了碳双控由“指标约束”向“内生转型动力”转变的进程。

完善碳双控制度的政策建议

针对上述现实约束和体制层面的深层制约，应在坚持碳达峰碳中和目标不变的前提下，更加注重制度弹性、政策协同和长效机制建设，推动碳双控由以行政约束为主向制度引导和内生转型动力并重转变。

第一，优化指标分解机制，增强制度弹性与区域适配性。进一步完善碳双控指标分解机制，充分考虑地区发展阶段、产业结构特征和功能定位差异。对承担国家重大生产力布局、产业转移承接以及能源资源保供任务的地区，在总量控制框架下探索更加灵活的调节机制，合理预留结构调整和新动能培育空间，避免以静态指标锁死动态发展过程。探索建立跨年度、跨区域的碳排放指标调剂和统筹使用机制，在严守全国总量红线的基础上，通过市场化或协议化方式实现指标优化配置，引导高效低碳项目优先落地，推动形成有序承接、梯度转移、协同降碳的区域发展新格局。

第二，加速构建统一规范的碳排放统计核算体系。修订完善重点行业和关键领域核算指南，健全排放因子数据库与方法学体系，确保跨区域、跨层级数据的可比性与权威性。推动碳排放统计从宏观推算为主向企业和项目层面的精细化实测转变，逐步构建覆盖重点排放源的常态化监测体系。强化对地方特别是基层统计能力的赋能支持，通过专业培训、搭建技术支撑平台及数字化手段应用，补齐地市和区县层面核算与分析能力的短板，推动能源计量、碳排放监测与信息化管理系统深度融合。

第三，强化碳双控与产业政策、区域政策协同。将碳排放约束深度融入国家产业布局和区域发展战略，在重大生产力布局、产业转移和园区建设中统筹考量碳双控硬约束，引导高碳产业向绿色化、集约化方向升级。在项目管理上，对符合国家战略方向、能效标杆及碳效领先的项目实施差异化管理，避免指标刚性“误伤”先进产能。综合运用财税、价格等工具，引导企业加速技术迭代与工艺革新，促进结构性与技术性减排协同发力，构建“存量优化”与“增量提质”并举的低碳转型新路径。

第四，深化能源和电力体制改革，夯实低碳转型基础。加快构建适应高比例新能源的新型电力系统，协同推进电力现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制建设，提升电力系统灵活调节能力。深化跨省跨区电力交易机制，优化清洁能源外送通道布局，促进全国范围内能源资源高效配置。在价格机制方面，稳妥推进电力和能源价格市场化改革，推动碳排放成本有效内化，增强价格信号对能源生产和消费行为的引导作用。健全绿色电力交易和绿证制度，扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围，充分发挥碳价格的激励与约束作用，激发全社会参与低碳转型的内生动力。

第五，完善考核评价体系，强化中长期导向和过程管理。进一步强化中长期趋势性评价，弱化对单一年度指标波动的过度关注，更加注重结构优化、技术进步和制度建设等方面的综合成效。探索构建包含产业结构改善、能效碳效提升、绿色技术投资等指标的多元评价体系，引导地方工作重心由“短期压减”向“长期转型”战略性转移。健全容错纠错机制，对因技术探索、产业升级引发的阶段性数据波动，在总体目标可控的前提下给予合理弹性空间，消除地方因担忧考核风险而产生的“避责”心态，规避过度保守或“一刀切”等简单化做法。

第六，健全区域协同与利益补偿机制，促进公平有序降碳。探索构建跨区域碳排放转移核算评估体系，逐步将产业转移衍生的“隐含碳”纳入区域协同管理范畴。针对承担产业转移、能源保供及生态屏障任务的地区，综合运用财政转移支付、专项资金及指标调剂等手段实施精准补偿，激活其推进绿色转型的内生动力。通过健全区域协同机制，引导形成“东部地区更多通过技术进步和消费端减排、中西部地区在承接产业中同步提升绿色水平”的分工格局，在全国范围内实现减排成本最小化和发展机会相对均衡，提升碳双控政策整体实施效果。

（作者系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长）