发电行业碳减排及参与碳交易市场的现状分析与展望

1、DOI:10.14026/ki.0253-9705.2018.15.005发电行业碳减排及参与碳交易市场的现状分析与展望Analysis and Prospect of Carbon Emission Reduction and Participationin Carbon Trading Market in Power Generation Industry摘 要 为积极应对气候变化、实现控制碳排放的承诺，我国大力推进碳减排，已启动碳交易市场试点工作。发电行业的 化石燃料燃烧是我国二氧化碳的主要排放源之一，因此肩负重要的碳减排任务，是现有碳市场交易试点的主体，也是未来 全国碳市场交易中重要的

2、参与部分。本文通过分析典型发电企业碳排放现状，探讨了我国发电行业在启动全国碳交易市场 后，参与碳市场交易的积极性和盈利预期现状等问题，并为进一步健全和完善全国碳交易市场规则提出了建议。关键词 发电行业；碳配额；碳交易市场；碳减排；碳排放系数；碳资产文/杨光俊徐振沈凡卉中共十九大报告提出积极参与全球环境治 理，落实减排承诺；2018年5月召开的全国生态 环境保护大会上，中共中央总书记习近平再次强 调，要实施积极应对气候变化国家战略，推动构 建人类命运共同体，共谋全球生态文明建设。碳 减排是应对气候变化的主要手段，常用减排技术 有提高能效、发展替代能源、二氧化碳捕捉和封 存/二氧化碳捕捉和利用（C

3、CS/CCU）等。但是， 以煤为主的能源基本结构1和近期CCS/CC U不具备 商业推广价值的客观现实，决定了我国有效减排 温室气体存在极大经济、技术挑战2o考虑不同 市场主体减排成本，碳交易成为我国控制温室气 体排放的一项重要市场化选择。建立碳市场，将充分发挥市场机制作用， 有效推动绿色低碳发展，因此我国2017年12月 率先在发电行业启动全国碳排放交易体系回。其 中，重点排放单位指发电行业年度排放达到2.6 万吨二氧化碳当量及以上的企业或者其他经济 组织，主要为涉及化石燃料燃烧的火电企业， 同时国家发改委碳配额分配方案（讨论稿）中 更明确针对火电机组燃料和等级划分基准线， 即事实上率先纳入

4、碳交易市场的主要为火电企 业。为实现碳减排承诺，至2020年发电行业需 额外减排3.7亿7.4亿tCO2也。而目前，我国电 力碳排放系数为222.95gC/kWh,高于发达国家的 100150gC/kWh5。本文将通过分析典型发电企 业碳排放现状，研究目前碳市场启动前期阶段中 相关问题，为下一步优化管理决策提供依据。典型发电企业碳排放现状分析本研究调研某电力集团12家典型发电企业， 分析其20162017年度碳排放的基本情况。典型 发电企业的燃料类型为煤炭、天然气，均属于现 役主力机组（表1）。碳排放量和盈亏度采用碳配额分配方案（讨论稿）对燃煤机 组进行试算（图1）, A企业2017年出现碳配

5、额缺 口25 X 104tCO2，盈亏比例为-2.8%； B企业盈余 24.5X 104tCO2，盈余比例为4.3%。总体上燃煤机 组碳配额盈亏基本平衡。对于燃气机组（图2），I、J、K、L企业盈余 量达15 X 10425 X 104tCO2，盈余比例均在20%以 上；E、F、G、H企业盈亏参半，其中E企业2016年 亏损达16X104tCO2，2017年由于利用小时数增加 而转盈约2%。供电碳排放量和排放强度燃煤机组2 016年的排放总量为 256X 104897X 104tCO2,其中供电排放量约 96.5%，供电排放强度约0.8141tCO2/MWh，低于 我国电力行业2015年均值（

6、850gCO2/kWh） 6， 各企业供电排放强度均低于配额分配方案（讨论稿）中基准值；2017年的排放总量为口配额分配量口排放总量900 一800 700 600 一500 二400 二300 _200 100 ABCD(b)2017年排放量与配额量表1典型发电企业概况机组类型燃煤机组燃气一蒸汽联合循环机组规模等级1000MW 级600MW 级300MW 级400MW 级200MW 级机组数量2台2台4台8台9台企业名称ABC、DE、F、G、Hl、J、K、L图1不同规模燃煤机组二氧化碳排放量与配额量的对比图口配额分配总量口实际排放量口配额分配总量口实际排放量o0 x140 -120 -100

7、80 -2060 -400042OM0X图2不同规模燃气机组二氧化碳排放量与配额量的对比图ENVIRONMENTAL PROTECTION V。一 46 NP15 228240X 104880X 104tC02,其中供电排放量约 93.5%，供电排放强度约0.8274tC02/MWh,除A企 业外均低于相应基准值。燃气机组2 016年排放总量为 7 X 104- 140 X 104tC02，供电排放强度约 0.3953tC02/MWh,其中E、F、G、H 企业排放强 度约0.4095tC02/MWh,高于基准值(0.3795tC02/ MWh)； I、J、K、L企业排放强度约0.3818tC0

8、z/ MWh,远低于基准值(0.5192tC02/MWh)。供热碳排放量及排放强度2016年有6台燃煤机组兼顾供热，供热 排放总量为90 X 104tC02，供热排放强度约 0.1151tC02/GJ； 2017年增加 1 台 1000MW级机 组供热，供热排放总量为170 X 104tC02,排放强度约0.1157tC02/GJ。兼顾供热的燃煤机组 供热排放强度均高于配额方案中供热基准值 (0.1118tC02/GJ),而统计显示4家燃煤企业供 热标煤耗介于41.543kg/GJ,均在中国电机工程 学会热电专委会通报的全国热电联产机组平均供 热标煤耗(401kg/GJ)附近7oI、J、K、L

9、企业的200MW级燃气机组为供 热机组,2016年和2017年供热排放强度分别为 0.0575tC02/GJ和0.0579tC02/GJ,低于配额方案 中供热基准值(0.0602tC02/GJ),在碳市场竞争 中具有一定优势。机组运行情况及特点2016年上列燃煤机组平均运行小时数为 6783h,负荷率为77.8%； 2017平均运行小时数为6930h,负荷率为71.6%； 2016年和2017年平均利 用小时数均为约5000h,远高于2017年全国6000kW 及以上电厂发电设备平均利用小时数1o 2017 年机组运行小时数（图3）虽有增加但利用小时 数基本未变，机组参与调峰增多，负荷率降低明

10、 显（图4）。2016年上列400MW级燃气机组运行小时数为 2655h, 200MW级燃气供热机组为4190h； 2017年相 应运行小时数分别为2560h和5336h。400MW级燃气 机组调峰运行，但平均负荷率约75%高于200MW级 燃气供热机组（约65%）。影响企业参与碳交易的因素分析根据以上12家企业的碳排放统计分析结果， 以下几点对企业排放量及配额量影响较大，从而 影响企业参与碳市场交易的积极性和盈利预期。深度调峰等运行特点对比燃煤机组实际碳排放量和配额分配量， 600MW级机组配额盈余最多，1000MW级机组配额 略不足。调研的1000MW级机组虽然2016年、2017 年运行

11、小时数均在7000h以上（图3）,但是深 度调峰导致平均负荷率从80%以上降到75%以下 （图4）。对于1000MW等级超超临界机组，50%负 荷运行时比额定负荷供电煤耗增加约20g/kWh回， 深度调峰引起机组降参数运行使得供电标煤耗增 大，同步引起单位发电量碳排放强度增加，大容 量机组的碳减排压力反而增大。对比燃气机组实际碳排放量和配额分配量， 400MW级机组基本盈亏平衡。大型燃气一蒸汽联合 循环机组多为调峰机组，频繁启停和负荷率偏低 客观上会增加实际碳排放强度。某企业4台F级燃 气机组2017年运行小时数比2016年提升近30%，负 荷率达到约80%，由此碳配额由亏转盈。近年来，我国火

12、电行业设备利用小时持续下 降回，火电机组深度调峰和长期低负荷运行越来 越成为常态，因此有必要对碳配额分配方案（讨 论稿）中基准线进行优化调整，使之符合发电企 业的运行特点，并增强发电企业参与碳排放市场图3不同规模燃煤机组运行小时数对比图图4不同规模燃煤机组运行负荷率对比图的积极性。碳配额计算参数选择2016年E企业的亏损量达16X104tCO2,变 动因素主要为天然气低位发热量。2016年未能 提供气质分析报告，E企业排放量计算采用中 国发电企业温室气体排放核算方法与报告指 南（试行）（以下简称“指南”）中推荐值 389.31GJ/104Nm3,若参考中石油提供的2017年 天然气低位发热量检

13、测值，亏损量可大幅降低至 3X104tCO2。指南中明确要求供热量和供热比参考DL/ T 9042015，但依据该标准的计算结果本质上 为近似数，与多数发电企业技术人员的理解存在 偏差9o企业通常综合考虑设计参数及运行经验 自行设定供热标煤耗，以此计算供热比。企业若 要在供电标煤耗指标取得优势，需将供热煤耗设 大，随之可能导致配额不足（图5），如某企业供 热标煤耗取39kg/GJ时，实际排放量比配额量少 4X104tCO2，供热标煤耗取48kg/GJ时，亏损量增 加1.3X104tCO2。由于我国目前电力供电标煤耗的 考核较为刚性，新电力体系改革也未考虑碳排放 的指标，可能迫使供热机组采取不利

14、的碳盘查对 策。在倡导深度调峰、兼顾供热的政策引导下， 高效环保机组反而在碳市场中居于劣势地位。为 提高大型发电企业碳市场参与积极性，并积极响 应蓝天保卫战现役机组改造供热倡议，宜适当调 整碳配额分配基准线，给予企业参与碳市场建设 的长期政策预期。另外由于单机调度模式，企业内同等规模机 组实际运行情况存在差异，导致分机组统计与全 厂合并计算结果不一致，如某企业1、2号机组供 热比分别为5.8%和4.0%，全厂供热比为4.8%，分 机组计算的盈余量比合并计算时多出240tCO2,合 并计算可能削弱高效机组的优势。从上述分析可以看出，低位发热量、供热标 煤耗、供热比、统计口径等参数选择对配额计算

15、结果均有重要影响，因此有必要在碳配额的计算 规则中进一步细化、规范。企业碳资产台账管理和审核调研的典型发电企业碳资产台账或多或少存 在影响碳排放数据质量的情况，例如元素碳含量 检测采用较简捷的仪器法导致测定结果有偏差， 燃料碳氧化率、石灰中氧化钙含量等基本参数测 定频次不足或没有等。由于碳交易带来的盈利预 期不强，缺乏专业人员，对相关政策和技术方法 认识也相对不足，大部分发电企业对碳市场持观 望态度。参与碳市场体系的第三方机构水平参差 不齐，绝大部分缺乏发电行业专业背景知识，在 碳盘查和核查过程中对生产工艺流程和数据口径 把握不够准确，普遍存在混淆入厂煤和入炉煤、 热电比和供热比、元素碳和固定

16、碳等现象。因 此，为有效推进发电企业碳市场体系建设，达到 促进绿色低碳转型发展的目标，必须进一步提高 发电企业生态环境保护认识和碳资产管理水平，30354045505560-0.50%-1.00%-1.50%-2.00%-2.50%-3.00%-3.50%-4.00%供热标煤耗（kg/GJ）2511.50%11.00%10.50%10.00%9.50%9.00%3035405045图5企业供热标煤耗与盈余比例的关系供热标煤耗（kg/GJ）ENVIRONMENTAL PROTECTION V。一 46 NP15 228OL. 2018-02-05. HYPERLINK / /.李天威.火电行业低

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18、系统工程，2008(4): 47-49.杨海生，卢盛阳.电力行业标准DL /T904中供电煤耗及 供热煤耗的计算修正探讨J.汽轮机技术，2018(1): 66-68.孙振清，陈亚男，汪国军.中国碳市场建设问题探源 及对策研究J.环境保护，2015(6): 42-44.提高第三方机构专业知识和业务能力10。建议综合来看，发电行业作为我国碳市场建设的 基础，具有较大的碳减排潜力，将在推进建设低 碳社会进程中发挥重要作用。为了更好的发挥发 电行业在全国碳市场建设中的先导作用，完善其 相关政策体系显得尤为重要。为达到以合理成本 实现碳减排最大化的基本目标，建议在以下方面 进一步完善发电行业碳市场体系，为将来全国全 行业推广碳交易市场提供决策依据。一是完善碳市场管理制度。在现有碳交易管 理办法基