《火电行业建设项目温室气体排放环境影响评价技术指南(试行)》环办环评函(2024)2

《火电行业建设项目温室气体排放环境影响评价技术指南(试行)》(环办环评函(2024)2一、指南适用范围与核心定位

本指南适用于我国境内纳入建设项目环境影响评价管理的新建、改建、扩建火电建设项目，涵盖燃煤、燃气、燃油以及其他化石燃料发电项目，包括纯发电项目、热电联产项目，不包含生物质发电、垃圾发电等非化石燃料发电项目。

作为我国首个专门针对火电行业建设项目的温室气体排放环境影响评价技术规范，本指南出台是落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》要求，将温室气体管控纳入建设项目环境影响评价体系的核心举措。当前火电行业是我国碳排放控制的重点领域，据国家能源局2023年公开数据，我国火电行业碳排放约占全国能源活动碳排放总量的35%，占发电行业碳排放总量的90%以上，推动火电建设项目温室气体排放管控，对落实全国碳排放双控目标、推动电力行业绿色低碳转型具有决定性作用。本指南统一了火电项目温室气体排放核算方法与评价标准，明确了准入管控要求，实现了火电项目环评从污染物管控向污染物与温室气体协同管控的转型，衔接了全国碳排放权交易市场管理要求，为各级生态环境部门审批火电项目提供了明确技术依据。

二、评价工作基本流程

火电建设项目温室气体排放评价按照以下标准化流程开展：

1.前期准备与现状调查。收集项目所在区域碳排放管控要求、能源发展规划、碳达峰实施方案等政策文件，梳理项目设计参数、燃料类型、能效指标、改造方案等基础信息，对于改建扩建项目，调查原有项目实际碳排放水平、产能规模、能效水平，梳理“以新带老”削减方案，明确原有落后产能淘汰计划。

2.排放识别与核算。明确项目核算边界，识别所有直接和间接温室气体排放源，选择符合要求的核算方法与参数，核算项目建设期、运营期温室气体排放量，对于改建扩建项目，分别核算改造前基准排放量、改造后总排放量以及净增减排放量。

3.减排分析与评价。论证项目的政策符合性、规划符合性，分析项目对区域碳排放管控目标的影响，评价各类减排措施的技术可行性、经济有效性，核算项目的可实现减排潜力。

4.形成评价结论与管控要求。明确项目温室气体排放是否符合准入要求，提出项目投产后的碳排放环境管理常态化要求。

三、温室气体排放核算核心技术要求

核算是评价的基础，本指南对核算边界、参数选取、精度控制提出了明确的统一要求，从技术层面统一了行业核算标准：

1.核算边界界定。火电项目温室气体排放核算涵盖全部直接排放与需要报告的间接排放，不得漏报、少报排放源：

（1）直接排放：包括项目边界内所有化石燃料燃烧排放，涵盖主锅炉、启动锅炉、应急柴油发电机、厂内移动源（厂内运输车辆、工程机械等）所有燃烧设施；其次是生产过程排放，主要为石灰石-石膏湿法脱硫工艺中碳酸钙分解产生的二氧化碳排放，其他脱硫脱硝工艺过程排放按实际产生量核算，无排放的则记为0。

（2）间接排放：包括项目外购电力、外购热力产生的间接碳排放，要求全部核算并单独报告，不纳入项目直接排放统计，但用于全生命周期排放影响分析。

对于热电联产项目，总排放按照项目全产出核算，单位发电量碳排放强度按照热量分摊法计算，即根据发电量、供热量的产出热量比例分摊总碳排放，避免不同类型产出排放核算失真，保证排放核算的合理性。对于煤电一体化等多项目组合开发项目，仅核算火电项目本身的排放，煤矿等其他配套项目的排放纳入对应项目的环评，不重复核算，避免重复统计。

2.核算方法与参数选取要求。本指南采用《IPCC国家温室气体清单指南》推荐的“活动水平×排放因子”核算方法，各类排放的核算规则与参数要求如下：

（1）化石燃料燃烧排放计算公式：E燃烧=AD×NCV×CC×OF×44/12，其中AD为核算期内化石燃料消费量，NCV为收到基低位发热量，CC为单位热值含碳量，OF为碳氧化率。参数选取优先采用项目设计文件中的实测数据，对于年排放量100万吨CO₂以上的项目，要求必须实测燃煤的单位热值含碳量与碳氧化率，不得直接采用缺省值；无实测条件的中小型项目，可采用国家规定的缺省值，其中燃煤单位热值含碳量缺省值为26.37吨碳/TJ，碳氧化率缺省值为99%，天然气单位热值含碳量缺省值为15.3吨碳/TJ，碳氧化率缺省值为99.5%，燃油单位热值含碳量缺省值为19.6吨碳/TJ，碳氧化率缺省值为99%。按标准煤折算后，燃煤平均排放因子约为2.66吨CO₂/吨标煤，天然气约为2.12吨CO₂/吨标煤，燃油约为2.5吨CO₂/吨标煤，符合行业实际核算结果，误差控制在5%以内。

（2）湿法脱硫过程排放计算公式：E脱硫=AD石灰石×F，其中AD石灰石为核算期内石灰石消耗量，F为排放因子，缺省值为0.44吨CO₂/吨石灰石，原理为碳酸钙（分子量100）分解产生二氧化碳（分子量44），工业生产中理论转化率接近100%，因此该排放因子符合实际，1台100万千瓦燃煤机组年消耗石灰石约10万吨，对应过程排放约4.4万吨CO₂，占总排放的0.6%-0.8%，不可忽略。

（3）间接排放计算公式：E间接=AD电力×EF电力+AD热力×EF热力，其中AD电力为外购电力消费量，EF电力为项目所在区域电网平均排放因子，采用国家生态环境部公布的最新年度区域电网排放因子，当前国家电网区域排放因子约为0.556吨CO₂/MWh，南方电网区域约为0.421吨CO₂/MWh；AD热力为外购热力消费量，EF热力采用当地热力排放因子缺省值。

3.改建扩建项目特殊核算要求。改建扩建、节能降碳改造项目必须核算“以新带老”排放量，明确原有项目在不改造情景下的年排放量，改造后的总排放量，计算净增减排放量，严禁只算新增排放、不算原有削减排放，保证碳排放净增减核算的真实性。

四、温室气体排放环境影响评价核心要点

本指南明确了从符合性到措施评价的全链条评价要求，核心要点包括：

1.政策与规划符合性评价。首先评价项目是否符合国家产业政策与双碳相关要求：一是符合煤电发展定位要求，新建煤电必须符合国家能源规划确定的支撑性、调节性电源定位，严禁新建不符合规划的常规煤电项目，严格执行产能置换政策，新建燃煤项目产能置换比例不低于1.5:1，即淘汰1.5万千瓦落后产能方可建设1万千瓦新产能；二是符合区域碳排放双控要求，分析项目投产后对区域碳排放强度下降目标、碳排放总量管控目标的影响，明确项目新增排放是否符合区域碳排放增量空间要求；三是符合电力系统转型要求，评价项目是否匹配区域可再生能源发展目标，是否为可再生能源并网提供支撑调节能力。

2.排放影响分析。一是项目自身排放影响，核算项目满负荷运行条件下的年排放量、项目全寿命周期累计排放量，计算单位发电量碳排放强度，对标国家标杆水平判断排放水平高低；二是区域影响分析，分析项目排放对区域碳排放强度、碳达峰进程的影响，明确项目排放是否会导致区域无法完成碳排放管控目标；三是电力系统整体影响分析，对于调峰、支撑性煤电项目，不能仅评价项目自身排放，还要论证项目对提升系统可再生能源消纳能力的贡献，核算系统层面的减排效应，例如1台100万千瓦调峰煤电，自身年排放约700万吨CO₂，但可支撑至少200万千瓦风电光伏并网，每年可替代约1200万吨CO₂的化石燃料排放，系统整体实现净减排，该效应需要在评价中明确体现，避免仅评价项目自身排放得出错误结论。

3.减排措施有效性评价。本指南要求从源头、过程、末端三个层面对减排措施进行论证：

（1）源头减排措施。主要包括产能置换、燃料结构优化、能效提升三类：一是产能置换减排，淘汰供电煤耗350g标煤/kWh以上的落后小机组，新建机组供电煤耗不超过270g标煤/kWh，每千瓦时可降低约80g标煤消耗，对应减排约0.21吨CO₂每兆瓦时，1台100万千瓦机组年利用4000小时，年可减排约84万吨CO₂，减排效果显著；二是燃料优化减排，燃煤机组掺烧生物质，掺烧比例最高可达30%，生物质为零碳燃料，掺烧10%即可实现100万千瓦机组年减排约70万吨CO₂，燃气发电碳排放强度仅为燃煤发电的40%左右，替代燃煤可实现大幅减排；三是高能效机组技术选型，新建300MW级及以上燃煤机组必须达到超超临界能效水平，二次再热超超临界机组供电煤耗可低至260g标煤/kWh以下，比常规超临界机组低约15g/kWh，1台100万千瓦机组年可减排约16万吨CO₂，国家要求新建燃煤机组供电煤耗必须低于300g标煤/kWh，达不到标杆水平的不准准入。

（2）过程控制减排。主要包括工艺优化、能耗降低两类：一是脱硫工艺优化，采用干法、半干法脱硫替代湿法脱硫，可完全消除石灰石分解的过程排放，1台100万千瓦机组年可减排约4.4万吨CO₂；二是降低厂用电率，通过优化辅机选型、采用变频改造等措施，将厂用电率控制在4%以下，比常规老机组降低约2个百分点，1台100万千瓦机组年可减少厂用电约8000万kWh，对应减排约4.4万吨CO₂；三是运行优化，通过智能管控提升机组平均负荷率，负荷率每提升1个百分点，供电煤耗可降低约0.3g/kWh，1台100万千瓦机组年可减排约1200吨CO₂，管理减排空间同样不可忽视。

（3）末端减排措施。主要为碳捕集利用与封存（CCUS），本指南要求，新建大容量燃煤机组必须预留CCUS改造空间，项目所在地具备CO₂利用或封存条件的，鼓励配套建设CCUS设施，当前火电CCUS捕集率可达到90%以上，百万吨级CCUS项目已经实现商业化示范，如国电投荆门百万吨级CCUS项目，每年可捕集封存火电排放CO₂100万吨，减排效果显著。

4.减排潜力分析。要求分别核算技术减排潜力与经济减排潜力，技术减排潜力为现有成熟技术条件下项目可实现的最大减排量，经济减排潜力为对应区域碳价水平下经济可行的减排量，当前全国碳市场碳价约为50-70元/吨CO₂，CCUS成本约为100-300元/吨CO₂，整体经济性有待提升，但随着未来碳价逐步上升，CCUS的减排潜力将逐步释放。

五、准入管控与环境管理要求

本指南明确了火电项目温室气体排放的准入门槛与常态化管理要求：

1.准入管控要求。（1）新建燃煤火电项目准入门槛：300MW级及以上机组单位供电碳排放强度必须低于55