西电东送生态补偿标准初探

西电东送生态补偿标准初探
徐瑛
【摘要】西电东送南通道规模不断扩大,电力开发过程导致电力输出地生态环境受损,但西电价格却尚未充分体现生态环境成本,地区之间生态环境利益矛盾日益凸显,亟待生态补偿机制对各方利益关系进行协调.本文从输出地和输入地两个视角出发,综合生态环境损失价值与恢复治理成本两方面内容,对发电各环节的生态补偿进行了估算.输出地视角下,本文区分治理与否两种情况,分别计算生态补偿标准;结合已治理电容比例,计算生态补偿平均额度,并设计低、中、高三套补偿方案.其中,中方案为火电0.134元/kwh,水电0.019元/kwho输入地视角下,本文综合考虑了广东省的电源结构和排污所致边际损失,估算广东省环境收益(意愿支付的生态补偿上限)为0.39元/kwh.按照中方案,西电项目中广东省2010年需支付生态补偿费70.5亿元,而获得的生态环境收益则高达304.7亿元.
【期刊名称】《中国人口·资源与环境》
【年(卷),期】2011(021)003
【总页数】7页(P129-135)
【关键词】西电东送;生态补偿;区域协调发展
【作者】徐瑛
【作者单位】中国人民大学公共管理学院,北京,100872
【正文语种】中文
【中图分类】F062.2
1993年实施西电东送以来，南通道电力输送规模不断扩大，地区之间围绕电力产生的利益争端也逐渐凸显，其中最突出的当属生态环境利益。

电力生产在西部造成了环境污染，生态破坏，但是目前西电价格中并没有充分考虑生态环境成本，导致能源东送，污染西移。

为协调电力输出地和输入地之间的生态环境利益，保证西电东送项目现状的可持续性，从而实现资源空间上的有效配置，并促进区域协调发展，必须积极探讨西电东送项目中的生态补偿问题。

目前，针对跨区域资源调配项目的研究主要停留在生态补偿理论、原则和制度设计上［1－2］，对于具体项目的生态赔偿标准尤其是西电东送生态补偿标准探讨较少。

已有的生态补偿标准讨论，比如煤炭开采的生态补偿标准计量［3］，流域水资源的生态补偿标准测算［4］，各类生态系统服务价值的评价［5］等，虽然给
我们提供了可借鉴的生态补偿标准测算模式，但是这些研究并非针对电力生产过程，也缺乏跨区域资源开发项目的区域利益协调视角。

本文从生态补偿的相关理论和基本原则出发，针对西电东送这个特殊的跨区域资源调配项目，探讨区域间生态补偿标准。

我们利用赴云、贵、粤三地调查电力生产、输配企业及相关政府部门所掌握的数据材料，从生态环境服务功能损失核算以及环境治理与生态恢复成本核算出发，探讨了基于输出地生态环境损失与治理成本的火电、水电生态补偿标准，以及基于输入地生态环境收益的生态补偿标准，并根据历年西电东送电量确定补偿总额。

从“谁开发谁保护，谁破坏谁恢复，谁受益谁补偿，谁排污谁付费”这一基本原则出发，同时考虑生态环境破坏损失价值与生态恢复治理成本，并结合西电东送项目现状的现实情况，我们分两种情况讨论生态补偿标准:第一，生产过程中污染未治理，导致生态环境损失，产生外部成本。

需补偿的额度是，外部成本(生态环境损失)－已内部化的成本(排污费、排污权交易、煤炭开采生态补偿等)(其中煤炭开采
过程中的环境治理和补偿内容有:具有补偿性质的资源税费、生态补偿费、保证金
制度。

发电过程中的环境治理和补偿措施有:收取排污费、脱硫脱硝措施、排污权
交易)。

第二，生产过程中已进行污染治理，外部成本已内部化，但是这部分成本
未进入电价，比如脱硝工程尚未得到脱硝电价补贴;另外，治理同时仍有部分排放
而产生生态环境损失。

然后，根据两种情况所占电容比例，确定最终生态补偿标准。

另外，本文生态补偿标准核算同时考虑了输出地(受损者)和输入地(受益者)两个角度。

理论上只有受益大于受损，地区间生态补偿才有可能，西电东送这一能源贸易才具备生态环境意义上的重大战略价值。

受益大于受损的具体原因如下:第一，电
源结构不同。

广东省电源以火电为主，而云、贵两省电源结构中水电比重较大。

另外，火电内部，广东省小火电、小油机产生的污染也更大。

第二，生态环境边际成本不同。

广东省生态环境压力大，单位污染物排放的边际成本大。

第三，发展火电对其他行业的挤出效应不同。

生态环境容量有限，发展火电则必将抑制其他产业发展。

广东省经济发展水平高，产业结构更高级，发展火电的机会成本也更高。

第四，能源运输方式不同。

运煤过程采用的主要是海运和铁路，产生的污染很大(比如环
欧洲的国际海运是SO2和氮氧化物的另一重要排放源，海运年排放量增长相当大，预计到2020海运排放量将超过欧盟25个成员国陆地排放量的总和)。

因为广东省主要以火电生产为主，所以下文中广东省生态环境收益也从火电生产替代角度进行计量。

但输入地和输出地之间，所涉及的核算范围并不完全一致。

广东省火电环境成本不包括煤炭开采的生态成本，因此广东省环境收益不包括此部分成本的减少，而云贵两省的损失要包括此成本(广东省煤炭主要来自省外，而目前煤
炭价格中还没有包含开采过程中的所有生态环境成本，所以广东如果自己生产电力，不会支出这部分成本。

云贵两省则要考虑这部分成本，因为火电生产所需煤炭主要来自省内)。

另外，考虑到目前云南、贵州两省经济水平相对较低，其他产业的发
展相对滞后，火电发展对于其他行业的挤出效应还不是很突出，所以此部分机会成本没有度量，广东省则要考虑这部分机会成本。

本部分探讨输出地角度的火电、水
电生态补偿标准。

2.1 火电生态补偿标准
2.1.1 火电生态补偿范围
首先，煤炭开采过程产生了巨大的环境污染和生态破坏，包括水资源破坏和污染，空气污染，土地破坏，地表沉陷，诱发地质灾害，生态系统破坏，物种减少，自然地貌景观破坏，整个地区环境的完整性受影响等。

其次，燃煤发电过程中产生各种有害物质:SO2、NOX、CO2、CO、悬浮颗粒物(TSP)、粉煤灰、炉渣等。

有些重
金属元素富集到亚微米颗粒表面，排入空气对大气形成污染。

而有些重金属则被粉煤灰所吸附，再经冲灰渣水排至贮灰场进而对外环境水体造成污染。

2.1.2 火电生态补偿标准
首先，确定相关的消耗、排放系数。

电力行业排放SO2具有远距离传输的特点，
但是考虑到云南、贵州和广东滞留本地的比例都比较高，分别是96.73%、80.26%和79.44%［6］，所以本文未作区别处理。

而且只要损失真实形成了，随着省际
污染补偿的开展，将来这部分成本都要污染源所在省份承担。

2001年典型电厂(具体包括贵州的安顺电厂、盘县电厂、清镇电厂、凯里电厂、金沙电厂，云南的宣威电厂(五期)、曲靖发电有限公司、小龙潭电厂、阳宗海电厂)
调查资料显示，1亿度电消耗原煤5.73万t。

《中国电力年鉴》数据则显示，云南、贵州两省2003、2004、2008年火电煤耗分别为5.68 万 t/亿 kwh，5.76 万 t/亿kwh ，5.60 万 t/亿kwh。

考虑到火力发电包含燃油发电，所以这些系数都是偏低的。

本文最终以5.60万t/亿kwh作为燃煤发电的煤耗系数，这是一个保守的估算。

我们利用云南华电昆明发电有限公司的技术数据计算发现如果按照含硫量2%计算(这是一个保守估计，贵州省环保局提供数据显示，贵州使用电煤含硫量一般为3%)，SO2排放为17.9 g/kwh，加上原油燃烧导致的排放可以认为接近18
g/kwh。

如果按照含硫量1.5%计算，SO2排放为13.4 g/kwh，加上原油燃烧导
致的排放可以认为接近14 g/kwh。

另外，我们根据滇东能源公司的材料也可以估算出SO2排放大约为13 g/kwh。

综合考虑云南、贵州所使用原煤含硫量以及上
述估计值，本文取13 g/kwh。

其次，测算各项污染物产生的补偿额度。

对于未治理、直接排放的污染物，以损失价值作为总成本，以排污费作为内部化成本，计算外部成本作为补偿标准。

对于已治理污染物比如SO2、氮氧化物等，则根据减排效率分两部分:减排部分(比如脱硫机组90%的SO2)，补偿标准为以治理成本为与补偿电价［(比如脱硫电价1.7分
/kwh(全国范围内普遍脱硫电价是1.5分，贵州省调整到了1.7分，本文按照1.7
分计，保证外部成本(补偿额度)是一个保守值)］差额;残留排放部分(比如脱硫机组10%的SO2)则按照未治理污染物来计算。

最后根据脱硫、脱硝机组比例计算平均单位发电量补偿标准。

(1)SO2。

“专家测算，每排放一吨SO2所造成的经济损失约为两万元人民币。

”［7］而据江西省统计局测算，2003年江西省因酸雨造成GDP减收80亿元。

折
合损失1.7万元/tSO2。

本文取保守值1万/吨作为SO2造成的价值损失，减去排污费630元，折合0.122元/kwh。

治理成本则从脱硫成本和SO2交易价格两个
角度考量。

廖永进等［8］考察广东省脱硫工程发现，含硫量大于1.0%的脱硫工
程脱硫成本为0.022元/kwh，广东省的脱硫费用为3 000元/t。

而在山西、陕西
等地产生的SO2排污权交易实践中，交易价格在3 000元/t到6 500元/t之间。

如果按照3 000元/t计算，折合0.039元/kwh。

本文取治理成本的下限0.022 元/kwh。

对于脱硫电力，治理成本已部分进入电价;另外，如果脱硫率按90%计，则有10%的SO2排放造成外部成本。

所以，生态补偿=10%排放造成的损失+治理成本－
脱硫电价=0.012 2 元/kwh+(0.022元/kwh －0.017 元/kwh)=0.017 2元/kwh。

未脱硫电力，则因SO2排放造成生态环境损失，产生的外部成本为0.122元/kwh。

2009年底，电厂烟气脱硫装机容量约占煤电装机总容量的70%［9］，按此比例
计算，补偿标准为=0.3 ×0.122+0.017 2 ×0.7=0.049 元/kwh
(2)NOx。

调查滇东能源公司发现，NOx排放量可折合3.07克/kwh。

美国排污权交易价格体现了各项污染物的环境价值，其中氮氧化物是SO2的2－4倍［10］，本文取3倍。

参考SO2排放损失，取损失值3万元/t，减去排污费630元/t，则
每度电损失为0.090 2元。

以600 mw机组脱硝为例，应用最广泛的SCR法投资额度一般在1亿左右，有调研显示为9 290万－12 799万［11］。

按照投资额1.1亿元，折旧年限15年，
资本收益率8%计算，则根据资金回收因子C=可算得每年成本为0.13亿元。

600 wm设备年运行4 500小时，脱硝率80%，则支出包括年设备维护费用280万元，脱硝运行成本0.01元/kw，以及吸收剂和催化剂成本0.122亿元(本文根据周建国等的数据，调整了利用小时数，重新计算了运行成本、吸收剂、催化剂成本。

)［12］。

所以脱硝成本=(0.13+0.028+0.27+0.122)亿元/27 亿 kwh=0.020 3元/kwh。

另外，五沙电厂的情况也显示脱硝成本为 =(0.175+0.480)亿元/33 亿
kwh=0.020 元/kwh［13］。

综上，可以认为氮氧化物治理成本为0.02元/kwh。

对于脱硝电力，治理成本为0.02元/kwh，排放污染损失=20% ×0.090 2 元
/kwh=0.018 元/kwh，总计 0.038元/kwh。

未脱硝电力造成损失0.09元/kwh。

截至2008年底，我国已投运的烟气脱硝机组仅1 962万千瓦，占煤电机组容量的比例仅3.4%［14］;2009年底，已建、在建或拟建的火电厂烟气脱硝项目达到5 755万千瓦装机容量，占总容量的9.5%［9］。

所以未脱硝的电力是绝对主体。

即便按照9%计算，补偿标准也高达0.085元/kwh。

(3)CO2。

目前，碳排放许可的价格在每吨14欧元左右，国际上有专家估计20美元/t，而中国则估计23元/t［10］。

本文取最低标准:23 元/t。

按照解百臣等［15］估计，二氧化碳排放为814 g/kwh。

则环境损失为0.019元/kwh。

(4)灰渣。

调查滇东能源公司的材料显示，灰渣排放量可折合 66.53 g/kwh，如果
按照 100 元/t［10］计算损失，则折合每度电0.006 6元。

综上，在发电环节，补偿标准 =(0.049+0.085+0.019+0.006 6)元/kwh=0.159 6 元/kwh
(5)煤炭开采。

根据山西省环保局测算［16］，2003年，山西煤炭工业导致的环
境污染、生态退化损失折合每吨煤64.23元，占了运往其他地区煤炭价格的28%。

其中因为废气、废水、废气固体物污染而引起的损失是62亿元，折合每吨13.78元;煤矿导致的生态退化损失为226.7亿元，每吨50.45元。

借鉴此标准，按照
5.6万t/亿 kwh标准计算，折合煤炭开采生态环境损失为0.036元/kwh。

如果按照山西省的标准，即煤炭可持续发展基金按20元/t计提，矿山环境治理恢复保证金按10元/t计提，则折合0.017元/kwh，可以此作为治理成本的低标准。

综合以上因素，我们估算西部因为火力发电导致的环境污染和生态破坏损失至少达到(0.159 6+0.036)元/kwh，即0.196元/kwh;如果煤炭开采环节按照治理成本计算，则为 0.177 元/kwh。

我们根据不同治理情况及补偿范围，制定以下标准:
(1)低方案:0.055元/kwh。

低方案假定云贵两省所有电厂都脱硫、脱硝，则补偿标准=(0.017 2+0.038)元/kwh=0.055 2元/kwh。

产生补偿主要是因为还有
10%SO2，20%氮氧化物排放;另外，还有脱硝成本0.02元/kwh也还没有进入电价。

(2)中方案:0.134元/kwh。

考虑到现实情况是脱硫电力只占70%，脱硝电力只占9%，则补偿标准=(0.049+0.085)元/kwh=0.134 元/kwh。

(3)高方案:0.196元/kwh。

高方案则在中方案基础上，包含了碳排放、灰渣、煤炭开采等内容。

(0.134+0.019+0.006 6+0.036)元/kwh=0.196 元/kwh
2.2 水电生态补偿标准
针对水电生态影响范围，学术界存在不同观点，我们则选取相对狭窄的补偿范围，即包括直接经济损失和生态服务功能损失。

其中直接经济损失导致的赔偿性补偿是已经内部化的成本，需要额外进行补偿的是由生态服务功能损失导致的拓展性补偿。

(1)水电生态补偿范围。

赔偿性补是业已形成的生态补偿，包括耕地或其他土地占
用补偿、水土保持、植被破坏恢复、水库移民安置等。

当然补偿的内容需要拓展，补偿的标准需要提高，补偿的方式需要改进。

而拓展性生态补偿目前基本没有开展，是未能在电力资源价格中体现的生态损失。

所以西电东送项目中额外需要补偿的是拓展性生态补偿，具体包括河流水文变化补偿(水质恶化、水量周期变化的扰动导
致的相关损失)，生物多样性(自然物种的保护与基因库)，流域局部小气候变迁及
影响，森林、耕地、草地的服务价值等。

(2)水电生态补偿标准。

以大朝山电站的实际情况为例，估算单位电量的赔偿性补
偿数额。

大朝山生电站建设中中耕地占用税3 641.25万元，土地征用及迁移补偿
6 010.36万元，水库移民安置16 930.066 1万元，水土保持与环境补偿投入
7 625.91万元。

以水电站运行周期25年，年发电能力73.6亿kwh进行计算，一
次性生态补偿数额为0.001 6元/kwh。

另外，加上库区维护基金0.001元/kwh、移民后期扶持资金0.005元/kwh，大朝山电站平均每千瓦时赔偿性生态补偿最低
数额不低于0.007 6元/kwh。

拓展性生态补偿主要是对水电站建成后可能产生的生态影响进行相应的补偿。

从电站实际运行过程看，很难避免水库蓄水后河流水文特征变化，尤其是水质的恶化。

所以，可以将防止水质恶化作为拓展性生态补偿的起点，在此基础上根据具体的生态影响，相应拓展补偿范围和标准。

根据莫创容等对于沥口水利枢纽工程的研究［17］，发电导致污水处理量减少，即水质净化能力下降0.073t/kwh。

而贵州省排费一般按照0.2－0.8元/t征收，收下限0.2元/t，可计算得水质恶化的生态环
境价值为0.015元/kwh。

另处，根据调研中掌握的红枫湖发电、污染与治理情况
也可测算水质恶化补偿标准。

据贵州省环保局介绍，最近10年投资近50亿元治理红枫湖水质恶化问题，在保证每年折现值(资本收益率18%)一致原则下，按发电站投产50年分摊这笔费用，计算得当期投入为1.45亿元。

但是，红枫湖污染的原因很复杂，包括工、农业生产、居民生活污水排放、生物、气候等因素水力发电产生的影响在于干旱导致的水位下降，借鉴郭生华的研究［18］，可以把发电产生的水质恶化影响权重确定为0.128。

可计算得水质恶化补偿标准为0.012元
/kwh，本文以此保守值作为水电生态补偿低标准，在此基础上，我们借鉴了柴西龙等关于糯扎渡电站的生态环境影响数据［19］，确定耕地、森林、草地的服务价值的损失为0.007 1元/kwh，河流上淤、生物多样性、小气候变化造成得生态影响为0.013 元/kwh。

(1)低方案:0.012元/kwh。

低方案是针对水质恶化产生的损失。

(2)中方案:0.019元/kwh。

中方案加入了水质恶化，耕地、森林、草地的服务价值破坏带来的生态损失。

(3)高方案:0.032元/kwh。

高方案加入了河流上淤、生物多样性、小气候变化造成的生态影响。

如果没有清洁的西电送入广东，广东省将因为电力生产而对现在的环境形成更大压力。

将西电东送电量折算成火电厂的污染排放就构成了广东省的环境收益。

另外，对广东省来说，更重要的问题是，不能因为火电厂的生产活动挤占其重点产业的未来发展空间。

3.1 环境损失减少
西电东送将对广东省5万kw以下小机组产生替代效应。

广东省目前发电机组中，
1 000万kw的5万kw以下小机组如果被西电替代，将产生显著的减排效应。

2.5万kw以下和2.5万kw－5万kw机组发电煤耗是100万kw电厂的2.2 和1.69 倍，其 SO2排放分别是 2.72 倍和 2.09倍［20］。

按照排放量2倍计算(广
东省和云贵两省所用煤的煤质不同，单位电量的SO2排放量也会有所不同)，仅考虑SO2、氮氧化物和灰渣，广东的污染损失减少(0.134+0.006 6)元
/kwh×2=0.281 元/kwh。

考虑到广东省现在和未来存在的供电缺口，这种替代效应是明显而且现实的。

“十一五”期间，西电送广东还要增加1 000万kw，这部分电力可以视为对于新建电厂的替代。

考虑到新建电厂都必须建脱硫设施，加大了环境成本内部化的比例，所以新增1 000万kw西电产生的环境收益会大大低于目前替代小机组所产生的收益。

假定新建电厂脱硫设备的脱硫率为90%，届时，西电东送带给广东的环境收
益(环境损失减少)则为1 000万kw小机组产生的污染加上1 000万kw新电厂造成的污染。

后者产生的环境收益为:
0.017 2(脱硫)+0.085(未脱硝)+0.006 6(灰渣)=0.109(元/kwh)
届时，西电东送带给广东省整体环境收益是:(0.281 ×1 000+0.109 ×1 000)/2 000=0.195 元/kwh)
另外，广东省经济发展水平相对高，每增加一单位SO2排放所带来的边际损失将
为云贵两省的数倍，本文取2倍(本文用三个因素:单位面积的排放水平、单位面积的经济产出、人均GDP，对广东省的污染损失进行调整。

以贵州为对比的省份，
对广东省的系数进行调整。

二者的单位面积废气排放水平接近，广东省为贵州省的0.98倍;广东省单位面积GDP是贵州省的11.2倍;广东省人均GDP是贵州省的
4.6倍。

将三个因素与各自的均值相除得到去除量纲的指标，同时考虑到人均
GDP和单位面积GDP都是标识经济水平的指标，分别给予25%，25%的权重，
而单位面积排放水平给予50%的权重。

计算得到广东省的边际排放损失为贵州省
的2倍)。

“十一五”之前，广东省接收西电，其调整了边际损失的替代收益为
0.281元/kwh×2=0.562元/kwh。

1993－2005年，西电(来自云南、贵州)送广
东1201.8亿 kwh，给广东带来环境收益共计675.41亿元。

“十一五”期间，广
东省接收西电2 936.7亿kwh，其调整了边际损失的环境收益为0.195元
/kwh×2=0.39 元/kwh，环境收益共计 1 145.31 亿元。

当然，如果广东生产了这部分电量，那么会给本省带来财政收入和就业。

但是，发电企业属于资本和技术密集型行业，对于就业拉动很小。

税收方面，即便按0.08元/kwh的税收计算，和0.39元/kwh的环境损失相比，仍是得不偿失的。

3.2 发展机会成本节约
环境作为生产的必要条件之一，其容量有限。

广东省的排放指标是一个外生的固定变量。

理性的做法是在这个固定数量之内，谋取最大的利益。

而从其他地区购买电力，就能为其他行业发展置换出空间。

以2004年为例，在广东省目前的煤炭燃烧技术、脱硫技术水平下，火电对工业的挤出效应将达到600多亿。

如果考虑广东省的重点产业，则这种挤出效应会更大。

2004年电力生产行业创造的工业增加值只有电气机械及器材制造业，通信设备、计算机及其他电子设备制造业的1/4左右，但产生的环境污染却高达25倍。

如果通过缩减这三个重点产业规模弥补新增加的环境缺口，则需要缩减这三个重点产业60%产出。

总之，广东的环境收益远高于云贵的损失，对于广东省来说，支付西电生态补偿费，而减少本省电力生产是具有环境经济价值的。

根据历年西电送广东的数据，初步估算出西电东送生态补偿的总额度如下:
按照上述生态补偿方案，进一步测算广东生态环境的净收益，结果见表2:即便在执行高方案的生态补偿时，广东省仍然可获得正的环境净收益。

首先，西电东送项目具有重大生态环境价值，产生了正的生态环境收益，西电东送项目的可持续发展将推动总体生态环境改善。

其次，生态补偿标准应从受损者和受益者两个角度进行考虑，从而保证生态补偿标准具有协商基础。

再次，随着电力生产技术变化，生态环境价值日益受到重视，生态补偿研究逐渐深入，生态补偿标准也将发生动态改变。

比如，虽然我们测算的生态补偿标准中已经包括了部分的资源
补偿内容，但没有包含水资源费，也没有体现水能资源和煤炭资源的有偿使用。

目前水能资源和煤炭资源的开采权均尚未完全实现有偿出让，给国家和西部地区造成损失。

这也是生态补偿应包含的内容。

如果按照浙江省遂县的交易数据，折合大概0.02元/kwh。

这种补偿应该通过立法内化到能源开发的成本中去，通过市场价格予以补偿。

Key words west-to-east electricity transmission;ecological compensation;balanced regional development
【相关文献】
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