发电企业碳排放强度管理改进建议

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2020年9月，生态环境部印发了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）（征求意见稿）》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》与上一稿相比较有几个方面的重大修改：一是提高了供电碳排放基准值。这表明国家对首批进入碳排放权交易市场的发电企业持“鼓励先进、保护大多数”的态度；二是仅保留1套配额管理方式。即将发电行业按300MW等级以上常规燃煤机组、300MW等级及以下常规燃煤机组、燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机组和燃气机组四个类别纳入年度配额管理；三是明确操作细节。增加了对配额总量、配额分配方法、配额发放、配额清缴等环节处理的详细规定。面对新的《实施方案》，如何做好碳排放强度管理，确保配额总量满足实际需求，实现碳排放权交易市场效益最大化，是发电企业当前碳排放强度管理工作的重心。

由西南某发电企业碳核查引发的疑问

2020年，笔者赴西南某发电企业实施2019年现场碳核查。该发电企业拥有2台350MW热电联产机组，于2016年正式投产，2019年供电量22×108kWh，供热量146×104GJ，生产用原煤105.5×104t，供热比7.5%左右，机组供电标煤耗约315g/kWh，接近于全国2019年平均供电标煤耗水平（306.9g/kWh）。根据初核结果，该发电企业供电碳排放强度为1.140tCO2/MWh，超出《实施方案》对应的碳排放基准值。此外，笔者还参加了西南某省2019年重点企业碳排放报告复议。根据复议的初步结果，部分发电企业供电标煤耗超过315g/kWh，其供电碳排放强度低于《实施方案》对应碳排放基准值。上述发电企业的供电标煤耗与碳排放强度数值出现不匹配的情况，这也引起了笔者的关注和进一步分析。

发电行业分析

根据全国碳排放权交易市场的运行设计构架，发电行业重点企业将纳入第一批交易范畴，碳排放基准值也决定着发电企业的能耗水平上限。目前，发电行业通用的能耗指标为供电标煤耗。经认真推导，笔者找到发电行业的机组能耗水平对应碳排放量强度计算公式，并且发现，数值计算主要涉及煤炭净消耗量、低位发热值、单位热值含碳量、碳与CO2之间折算系数、碳氧化率等5个数据。根据发电行业的碳排放特点，除煤炭净消耗量、低位发热值、碳与CO2之间折算系数等3个数据取实际值外，单位热值含碳量和碳氧化率可按实测值和缺省值取值，其中，对单位热值含碳量和碳氧化率实测难度大的发电企业，可取缺省值计算碳排放量。按上述推导得到的计算公式，笔者以西南某发电企业的生产数据为样本，单位热值含碳量按33.56tC/TJ（缺省值）和26tC/TJ（实测值），碳氧化率按100%（缺省值）和99%（实测值）分别取值，将《实施方案》中的碳排放强度基准值转化为机组能耗数据。根据计算结果：当单位热值含碳量和碳氧化率均取缺省值时，300MW等级以上和300MW等级及以下常规燃煤机组的供电标煤耗上限，分别为278g/kWh和302g/kWh；单位热值含碳量和碳氧化率均取实测值时，300MW等级以上和300MW等级及以下常规燃煤机组的供电标煤耗，分别为362g/kWh和393g/kWh。此外，单位热值含碳量和碳氧化率均取实测值时，发电企业的CO2排放系数为2.77tCO2/t标准煤，与国家发展改革委能源研究所推荐值（2.6308tCO2/t标准煤）接近，表明该计算结果是贴切实际情况的。上述结果表明，发电企业对单位热值含碳量和碳氧化率进行实测是非常必要的。同时，因为西南某发电企业对单位热值含碳量和碳氧化率均取缺省值，故供电碳排放强度偏高，这也很好地解释了西南三省2019年发电企业的供电标煤耗与碳排放强度数值不匹配的原因。

发电企业碳配额管理的经济效益

加强碳配额管理的效益是相当可观的。以西南某发电企业为例，根据《实施方案》测算，2019年企业供电配额为230.10×104t。若发电企业维持现状，即单位热值含碳量和碳氧化率均取缺省值时，供电配额存在缺口约15.2×104t；若单位热值含碳量和碳氧化率均取平均值时，供电配额出现盈余30.8×104t。两者相差46×104t。以广东省碳交易市场2019年平均价格（30元/t）为例，该企业每年节省的碳成本为46×30=1380万元，可在碳排放权交易市场实现扭亏为盈，经济效益非常显著。

改进建议

尽管《实施方案》提出的供电碳排放强度基准值非常宽松，但根据西南三省2019年发电行业重点排放单位碳排放的初步评议结果，仍有近50%的企业无法达到该水平。究其原因，一是单位热值含碳量和碳氧化率未取实测值，二是受机组本身和生产运营管理水平限制，致使机组供电标煤耗偏高，对此提出改进建议如下。一是加强碳排放数据管理。按照重点企业碳排放报告核查的要求，严格管理碳排放关键数据，丰富监测技术和手段，力争真实反映年度碳排放结果。这也是当前降低碳排放水平最直接有效的办法；二是实施碳资产管理。成立专业部门或指定专人，掌握电力行业配额分配方案，清楚履约工作流程和时间要求，制定履约方案，避免未按时履约带来的违规风险；三是适时引入CCUS示范工程。将电力生产过程中产生的CO2采取分离、封存、运输等手段将其资源化，实现经济性和环境效益的统一；四是加强机组能耗水平管理。根据企业实际，经过充分的技术经济性论证后，开展包括空气预热器改造、热力及疏水系统改造、泵与风机的变频改造等在内的节能技术改造，同时强化节能技术管理，加强对热力系统泄漏的管理。

结语

我国已将应对气候变化作为生态文明建设的重大举措，上升至国家重大战略的高度。主管部门要求在确保碳市场平稳有效运行的基础上，“十四五”期间加快扩大碳市场参与的行业范围和主体范围，更好发挥碳市场对控制温室气体排放、降低全社会减排成本的作用。由此可见，“十四五”期间碳市场的实施势在必行。发电企业应持续关注《实施方案》的修订与执行情况，积极做好生产运营和技术管理，以确保碳交易履约效益最大化。

作者：涂晋 陈明军 陈禹宁 单位：中国质量认证中心广州分中心