《分时分区电力碳排放因子计量技术规范》

ICS13.020.10

CCSZ04

T/SSM

团体标准

T/SSMX—202X

分时分区电力碳排放因子计量技术规范

Metrologicaltechnicalspecificationsfortime-sharingandregion-dividingelectricity

carbonemissionfactor

(征求意见稿)

202X-XX-XX发布202X-XX-XX实施

山东计量测试学会发布

T/SSMXXX—202X

分时分区电力碳排放因子计量技术规范

1范围

本文件规定了基于位置信息的分时分区电力二氧化碳排放因子（以下简称“电力碳排放因子”）计

算方法和计量模型。

本文件适用于电网企业和电力用户的碳排放因子计量。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB16934电能计量柜

GB/T17167用能单位能源计量器具配备和管理通则

GB/T17215.211交流电测量设备通用要求、试验和试验条件第11部分：测量设备

GB/T17215.311交流电测量设备特殊要求第11部分：机电式有功电能表（0.5、1和2级）

GB/T17215.321交流电测量设备特殊要求第21部分：静止式有功电能表（1级和2级）

GB/T17215.322交流电测量设备特殊要求第22部分：静止式有功电能表（0.2S级和0.5S级）

GB/T17215.323交流电测量设备特殊要求第23部分：静止式无功电能表（2级和3级）

GB/T21369火力发电企业能源计量器具配备和管理要求

GB/T32150—2015工业企业温室气体排放核算和报告通则

GB/T32151.1—2015温室气体排放核算与报告要求第1部分：发电企业

JJG313测量用电流互感器

JJG314测量用电压互感器

JJG596电子式交流电能表

JJF1585—2016固定污染源烟气排放连续监测系统校准规范

JJF2309—2025重点排放单位碳计量审查规范

DL/T448电能计量装置技术管理规程

1

T/SSMXXX—202X

3术语和定义

GB/T32150—2015界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

发电机组powergenerationunit

将其他形式的能量转换成电能的设备。包含以煤炭、燃气、垃圾等为主要燃料的、生产过程中释放

二氧化碳的火力发电机组；也包括利用风能、太阳能、水能、核能、生物质能、潮汐能生产电能且过程

中视为不释放二氧化碳的发电机组。

3.2

发电碳排放因子carbonemissionfactorforpowergeneration

表征发电机组发出的单位电能量的温室气体排放的系数。

注：本部分涉及的温室气体主要指二氧化碳。

[来源：GB/T32151.1—20153.7，有改动]

3.3

电网powergrid

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动

装置、计量装置、调度自动化、电力通信等二次设施构成的统一整体。

注：本规范中电网特指供电环节及其二次设施。

3.4

时标timestamp

以标准化时间原点为基准，为电能量数据和碳排量数据分配的、可精确追溯的有序时间标记，标准

化格式为XX年XX月XX日XX时XX分XX秒。

3.5

电力碳排放因子electricitycarbonemissionfactor

即电力二氧化碳排放因子，表征单位电能量的温室气体排放的系数。

3.6

分时分区电力碳排放因子time-sharingandregion-dividingelectricitycarbonemissionfactor

2

T/SSMXXX—202X

在特定周期（如年度、季度、月度、日度、小时）和特定区域（如省、地市、区县、工业园区、台

区），每消费一度电量所产生的二氧化碳排放量，单位为kgCO2/kWh。

3.7

省级电网分时碳排放因子time-of-usecarbonemissionfactorforprovincialpowergrid

指在以省域为边界的区域电网内，使用单位电能量所排放的二氧化碳量，其值与省内电源结构、省

间电力输送有关。

3.8

电网节点powergrid

电网节点在电网计算分析等值图中电流的汇集点或支路的汇集点。节点一般对应于运行电网的母线

等。包括电网首级节点和电网末级节点。电网首级节点指直接与发电侧节点线路连接的电网侧节点，电

网末级节点指直接与用户侧节点线路连接的电网侧节点。

3.9

碳计量器具carbonmeasuringinstrument

测量对象为温室气体排放相关量值的计量器具（系统）。

[来源：JJF2309—2025，3.16]

3.10

电碳计量系统metrologysystemforelectricitycarbonemission

用于实现电力间接碳排放量计量的全套计量仪表、设备及平台。

4电网碳排放计量

4.1发电侧

在发电量计量点安装电能表及电压互感器、电流互感器计量发电量数据，并由电能表为发电量赋予

时标。安装用于核算或测量发电直接碳排放量的软硬件设备计量发电厂二氧化碳排放量，并为发电机组

二氧化碳排放量赋予时标；二氧化碳排放量与发电量时标应一致。

4.2电网侧

在电网侧各级输入输出节点安装电能表及电压互感器、电流互感器计量得到本级节点输入输出电

量，并由电能表为输入输出电量赋予时标。在电网首级节点通过通信网络获取发电侧输出电量、电力碳

3

T/SSMXXX—202X

排放因子和时标，计量得到本级节点该时标的电力碳排放因子。在本级节点通过通信网络将同一时标对

应的电力碳排放因子、输出电量及该时标传输至下级节点。电网侧各级节点按照上述过程，逐级计量得

到本级节点电力碳排放因子和输出电量直至电网末级节点。

图1电网碳排放计量原理图

4.3用户侧

在用户侧通过通信网络获取电网末级节点输送电量、电力碳排放因子和时标，计量得到用户该时标

的电力碳排放因子和电力间接碳排放量。如有自备发电设施，则安装用于测量发电二氧化碳排放量的软

4

T/SSMXXX—202X

硬件设备计量发电设施二氧化碳排放量，并为发电设施二氧化碳排放量赋予时标；在发电量计量点安装

电能表及电压互感器（按需安装）、电流互感器（按需安装）计量发电量数据，并由电能表为发电量赋

予时标。发电设施二氧化碳排放量与发电量时标应一致，此时，用户的碳排放量由电网末级节点传递的

碳排放量及自备发电设备（上网部分不计）的碳排放量组成。如自备发电设施向电网输送电量，在并网

计量点安装电能表及电压互感器（按需安装）、电流互感器（按需安装）计量输送电量数据，由电能表

为输送电量赋予时标，并通过通信网络将时标相同的全部用电量电力碳排放因子、输送电量及该时标传

输至电网首级节点。

5计量设备要求

5.1计量器具配备

发电企业、电网企业、用电单位能源计量器具和碳计量器具配备率、准确度等级应符合GB/T17167、

GB/T21369、JJF2309的相关要求。

5.1.1电能表及互感器

电能表应满足GB16934、GB/T17215、JJG596和DL/T448要求，电压互感器和电流互感器应满

足JJG313、JJG314要求。

5.1.2直接碳排放测量设备

基于直测法测量发电直接碳排放量的软硬件设备应满足JJF1585的相关要求。

5.2计量器具管理

5.2.1发电企业、电网企业、用电单位应建立碳排放直接测量计量器具一览表。鼓励各单位利用计算机

技术实现碳计量器具的信息化管理。

5.2.2在用碳计量器具应在明显位置粘贴与碳计量器具台账或一览表编号对应的标识，并有检定/校准状

态标识，以备查验和管理。

5.2.3发电企业、电网企业、用电单位应建立碳排放计量器具档案，内容包括：

a）计量器具使用说明书；

b）计量器具出厂合格证；

c）计量器具最近两个连续周期的检定（测试、校准）证书；

d）计量器具维修记录；

e）计量器具其他相关信息。

5

T/SSMXXX—202X

5.2.4发电企业、电网企业、用电单位应制定碳计量器具周期检定/校准计划，实行定期检定/校准。其

检定周期、检定方式应遵守相关计量法律法规的规定。

5.2.5碳计量器具使用和维护应指定专人负责，碳计量器具应在受控或已知满足需要的环境中使用，确

保测量结果准确有效。

6发电机组分时发电碳排放因子

6.1燃煤机组

6.1.1燃煤机组分时发电碳排放因子是单位发电量所对应的碳排放量，采用公式（1）计算。

（）

EFi=eiPe1

式中：

EFi——燃煤机组i的分时发电碳排放因子，单位为千克二氧化碳每千瓦时（kgCO2/kWh）；

ei——燃煤机组i的单位时间碳排放量，单位为千克二氧化碳每小时（kgCO2/h）；

Pe——机组发电有功功率，单位为千瓦（kW）；

6.1.2对于开展二氧化碳连续监测的机组，单位时间碳排放量ei采用监测值。

6.1.3对于未开展二氧化碳连续监测的机组，单位时间碳排放量ei采用公式（2）计算。

（）

ei=Fc×Car,c×OF×44/122

式中：

Fc——化石燃料消耗量，单位为千克每小时（kg/h）；

Car,c——化石燃料收到基元素碳含量，单位为千克碳每千克（kgC/kg）；

OF——化石燃料碳氧化率，以%表示；

44/12——二氧化碳与碳的相对分子质量之比；

6.1.4机组化石燃料消耗量Fc采用公式（3）计算。

Dgchgc−Dgshgs−Dgjhgj+Dzchzc−Dzrhzr−Dzjhzj+Dpw(hpw−hgs)

F=（3）

cQη

ar,netb

式中：

Dgc——过热器出口蒸汽质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

hgc——过热器出口蒸汽焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Dgs——锅炉给水质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

6

T/SSMXXX—202X

hgs——锅炉给水焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Dgj——过热器减温水质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

hgj——过热器减温水焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Dzc——再热器出口蒸汽质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

hzc——再热器出口蒸汽焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Dzr——再热器进口蒸汽质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

hzr——再热器进口蒸汽焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Dzj——再热器减温水质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

hzj——再热器减温水焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Dpw——锅炉排污水质量流量，单位为千克每小时（kg/h）；

hpw——排污水焓，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

Qar,net——燃料的低位发热量，单位为千焦每千克（kJ/kg）；

ηb——锅炉燃料效率，以%表示。

6.1.5计量数据处理

a）元素碳含量、低位发热量

对于安装煤质在线分析系统的机组，元素碳含量、低位发热量取煤质分时分析数据。

对于未安装煤质在线分析系统或煤质在线分析系统无法正常投运的机组，元素碳含量、低位发热量

的测定取最近一次煤质分析化验结果，从采样到出具化验结果的时间应与采样原煤经制粉系统侯进入炉

膛燃烧的时间相匹配，以达到化验结果与燃用煤质在时间上一致的要求。燃煤相关项目/参数的采样、

检测方法参考表1。

表1燃煤相关项目/参数的采样、检测方法标准

序号项目/参数标准名称标准编号

人工采样商品煤样人工采取方法GB/T475

1采样

机械采样煤炭机械化采样第1部分：采样方法GB/T19494.1

人工制样煤样的制备方法GB/T474

2制样

机械制样煤炭机械化采样第2部分：煤样的制备GB/T19494.2

煤中全水分的测定方法GB/T211

全水分

煤中全水分测自动仪器法定DL/T2029

煤的工业分析方法GB/T212

3化验水分、灰分、

煤的工业分析方法仪器法GB/T30732

挥发分

煤的工业分析自动仪器法DL/T1030

发热量煤的发热量测定方法GB/T213

7

T/SSMXXX—202X

煤中全硫的测定方法GB/T214

全硫

煤中全硫测定红外光谱法GB/T25214

煤中碳和氢的测定方法GB/T476

煤中碳氢的测定仪器法GB/T30733

碳

燃料元素的快速分析方法DL/T568

煤的元素分析GB/T31391

基准/煤炭分析试验方法的一般规定GB/T483

4

换算/煤炭分析结果基的换算GB/T35985

b）锅炉效率

相关发电企业应定期开展锅炉效率试验，需提供最新的、具备合格检测资质的第三方检测机构出具

的性能试验报告，试验要求及方法参照GB/T10184《电站锅炉性能试验规程》。

c）碳氧化率

各燃料的碳氧化率取值应参考《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施-2022修订版》。

d）再热蒸汽流量

再热蒸汽流量采用GB8117中计算方法计算。

e）锅炉排污水流量

锅炉排污水流量应参考相关设计规范，取其中的要求值。

f）其他参数

发电机有功功率，过热蒸汽流量、温度、压力，再热器入口、出口蒸汽温度、压力，锅炉给水流量、

压力、温度，锅炉排污水压力、温度等参数采用电厂计量器具采集数据。

6.2其他化石能源机组

燃油、燃气、燃用煤矸石、煤泥等燃料的机组可参照6.1执行。

6.3非化石能源机组

非化石能源（风电、水电、光伏、核电、生物质等）机组发电碳排放因子，可参考国家生态环境部

发布的数据，一般视为0。

6.4其他机组

对于尚不具备6.1.5所述数据采集条件的机组，参照《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电

设施-2022修订版》采用燃料缺省值核算碳排放。

7省级电网分时碳排放因子

7.1核算边界

8

T/SSMXXX—202X

省级电网n省级电网n净送出电

净送出电量量所对应的碳排放量

p省上网的总发电量物质流

省电网分时

p能量流

碳排放因子

p省化石能源发电机组上核算边界

网电量所对应的碳排放量

区域电网r区域电网r净送出电

净送出电量量所对应的碳排放量

图2核算边界示意图

7.2计算公式

省级电网分时碳排放因子采用公式（4）计算。

∑EFi×Gi+∑EFn×Gimp,n,p+∑EFr×Gimp,r,p

EF=inr（4）

p++

Gp∑nGimp,n,p∑rGimp,r,p

式中：

EFp——p省电网分时碳排放因子，单位为千克二氧化碳每千瓦时（kgCO2/kWh）；

EFi——化石能源发电机组i的分时发电碳排放因子，单位为千克二氧化碳每千万时（kgCO2/kWh），

其计算方法见6.1；

Gi——化石能源发电机组i单位时间上网的电能量，单位为千瓦时（kWh）；

Gp——p省单位时间上网的总发电量，单位为千瓦时（kWh）；

EFn——向p省净送出电能的n省电网碳排放因子，单位为千克二氧化碳每千瓦时（kgCO2/kWh）；

Gimp,n,p——n省向p省单位时间净送出的电能量，单位为千瓦时（kWh）；

EFr——区域电网r的电网碳排放因子，单位为千克二氧化碳每千瓦时（kgCO2/kWh）；

Gimp,r,p——区域电网r向p省单位时间净送出的电能量，单位为千瓦时（kWh）；

p——北京、天津、河北、山西、内蒙古、山东、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、安

徽、福建、河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、广东、广西、云

南、贵州和海南30个省份之一；

9

T/SSMXXX—202X

n——向p省净送出电量的其他省份；

r——p省所在的区域电网，区域电网包括华北、东北、华东、华中、西北、南方和西南电网，不

包括西藏自治区、香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。

7.3计量数据处理

a）电能量通过连接到省级电网p相应的关口表采集数据；

b）区域电网碳排放因子和外省电网碳排放因子，采用生态环境部、国家统计局发布的最新电力二

氧化碳排放因子数据。

8电网节点分时电力碳排放因子

8.1计算数据

a）参与计算的各类参数均取自分时计算周期内。

b）发电侧非化石能源（风电、水电、光伏、核电、生物质等）的电力碳排放因子，可参考国家生

态环境部发布的数据，一般视为0。

8.2电网拓扑

图2为电网层级拓扑及能源计量节点关联图，用于直观展示电力系统中电源、节点、线路及计量监

测点的电气连接关系，其中G1为风电机组、G2、G3、G4为火电机组，G5为光伏机组，节点A接入

G1、G2电源，向下级节点B、D分配电能；节点B接入G3电源及节点A的电能，向下级节点E分配

电能；节点C接入G4电源，向下级节点E分配电能；节点F接入G5光伏电源及上级电能并向末端负

荷输送。计量点（如A1入/出、B2入/出）标注于节点与线路的连接端口，实现“节点-线路”间电能量的双

向计量，并由电能计量装置将相关电能量上传至电碳计量系统。

10

T/SSMXXX—202X

图2电网系统拓扑

8.3计算公式

电网侧节点k的电力碳排放因子在分时计算周期内的表达式（5）：

NN

g(EF×G)+e(EF×G)

∑i=1g,ii,k∑m=1e,mm,k（）

EFe,k=NN5

gG+eG

∑i=1i,k∑m=1m,k

式中：

EFe,k——电网节点k的分时电力碳排放因子，kgCO2/kWh，并赋予分时结束时标；

Ng——与电网节点k连接的发电侧化石能源节点数量；

EFg,i——发电侧化石能源（燃煤、燃油、燃气等）节点i的电力碳排放因子，kgCO2/kWh计算方法

见6.1；

Gi,k——发电侧化石能源（燃煤、燃油、燃气等）节点i向电网节点k传输的发电量，kWh，取自

节点i传输到节点k处的输入关口电能表电量，为分时计算周期结束时标的电能表有功总电能与开始时

标电能表有功总电能的差值；

Ne——向电网节点k传输电量的节点数量；

EFe,m——电网节点m的电力碳排放因子，kgCO2/kWh；

Gm,k——电网节点m向电网节点k传输的电量，kWh，取自节点m传输到节点k处的输入关口电

能表电量，为分时计算周期结束时标的电能表有功总电能与开始时标电能表有功总电能的差值。

8.4电能计量装置技术要求

11

T/SSMXXX—202X

各节点电能计量装置技术要求符合DL/T448《电能计量装置技术管理规程》中第6章节内容。

9用户侧间接电力碳排放量

9.1用户电力来源一般包括国家电网供电、自备发电机组供电、绿电直联等。

9.2用户侧电力间接碳排放计算公式（6）：

NN

=g,con×+e,con×+

Econ∑i=1(EFg,iGi,con)∑k=1(EFe,kGk,con)Egr

（6）

式中：

Econ——用户侧电力间接碳排放总量，kgCO2；

Ng,con——用户自备发电机组数量；

EFg,i——用户自备发电机组i的电力碳排放因子，kgCO2/kWh；

Gi,con——用户自备发电机组i向用户传输的有功电量，kWh；

Ne,con——向用户传输有功电量的电网节点数量；

EFe,k——电网节点k的电力碳排放因子，kgCO2/kWh；

Gk,con——电网节点k向用户传输的有功电量，kWh；

Egr——消耗绿电引起的碳排放，Egr=0。

9.3用户自备发电机组i的电力碳排放因子EFg,i按照第6章规定进行测算。

9.4电网节点k的电力碳排放因子EFe,k按照7.2条款选取或按照8.3条款进行测算。测试示例见附录B。

10计量结果的表达

用户侧间接电力碳排放量的计量结果表达见附录A。

12

T/SSMXXX—202X

附录A

（资料性）

用户侧间接电力碳排放量计量报告格式

XX用户电力消耗碳排放量计量报告

证书编号号

报告主体：

报告年度：

接收日期：

计量日期：

发布日期：

建议周期：

批准：

证书专用章核验：

13

T/SSMXXX—202X

计量：

计量机构信息

表A.1报告单位信息

单位名称

统一社会信用代码

地址

单位性质所属行业

建筑面积用能人数

办公情况

行政区划联系人

联系电话E-mail

表A.2主要耗电设备清单

序号所属部门设备名称设备编号型号规格安装地点功率备注

注：主要耗电设备是指耗电功率在100kW及以上的设备。

表A.3计量器具配备清单

序号计量器具名称准确度等级安装地点及用途分级分项有效溯源证书编号

表A.4排放因子选取及分项碳排放量

耗电量排放因子电力消耗碳排放量

电力来源排放因子测算

（kWh）（tCO2/kWh）（tCO2）

14

T/SSMXXX—202X

国家电网

自备发电机组

绿电

其他来源

合计

15

T/SSMXXX—202X

附录B

（资料性）

电力碳排放因子计算示例

以图B.1系统拓扑为例（2025年11月15日14:30:00~14:45:00），其中G1为风电机组、G2、G3、

G4为火电机组，G5为光伏机组。各发电机组在一个时段内发电量和碳排放因子情况如表B.1所示：

图B.1系统拓扑

表B.1电源碳排放参数

14:30:00输入14:45:00输入

电源有功电能电源侧碳排放因子

各节点中电源关口有功总电关口有功总电电源类型

量（MWh）kgCO2/kWh

能（MWh）能（MWh）

G12382.732280.61102.12风电0

G24285.144163.8121.34燃煤0.8874

G31594.221511.7582.47燃煤0.8961

G42526.192464.4261.77燃煤0.8592

G579.4247.9531.47光伏0

系统各节点（2025年11月15日14:30:00~14:45:00）的平均碳排放因子计算如下：

节点A的碳排放因子为0.4843kgCO2/kWh；

节点B的碳排放因子为0.7429kgCO2/kWh；

节点C的碳排放因子为0.8592kgCO2/kWh；

节点D的碳排放因子为0.4843kgCO2/kWh；

节点E的碳排放因子为0.7968kgCO2/kWh；

节点F的碳排放因子为0.6015kgCO2/kWh。

_________________________________

16

团体标准《分时分区电力碳排放因子计量技术规

范》（征求意见稿）编制说明

一、工作简况

（一）制定背景与任务来源

在“双碳”战略全面推进的背景下，电力行业作为碳排

放管理的核心领域，其碳排放因子的科学核算是构建全国统

一碳计量体系的基础环节。我国政府已明确碳达峰碳中和战

略目标，出台《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》《2030年前碳达峰行动方案》等政策

文件，为碳减排工作提供了根本遵循。

当前，国内电力碳排放因子核算主要采用生态环境部按

年度发布的全国、区域及省级平均因子，存在区域平均化、

时间粗颗粒度等问题，难以反映清洁能源动态波动与区域电

力结构差异，无法满足电网企业碳资产管理、电力用户低碳

用能决策及碳交易市场精细化发展的需求。随着新能源发电

占比持续提升，风电、光伏等可再生能源的波动性加剧了电

力系统碳排放的时空异质性，传统核算方法已无法适配新形

势下电力行业碳减排管理要求。

为填补分时分区电力碳排放因子核算标准空白，规范核

算流程、统一技术方法，确保核算结果的科学性、可比性与

可追溯性，国网山东省电力公司营销服务中心（计量中心）

联合山东省计量科学研究院、国网山东省电力公司电力科学

研究院等单位，向山东计量测试学会申报了《分时分区电力

碳排放因子计量技术规范》团体标准的起草工作，并成功获

批立项。本标准旨在建立覆盖发电侧、电网侧、用户侧的多

维度核算体系，为政府监管、企业决策及碳市场运行提供标

准化技术工具，助力电力行业绿色转型和国家“双碳”目标

实现。

（二）起草过程

1.成立标准制定小组

2024年11月，国网山东省电力公司营销服务中心（计

量中心）牵头，联合山东省计量科学研究院、国网山东省电

力公司电力科学研究院等单位组建标准编制小组。通过首次

工作会议，明确标准制定的总体目标、核心技术方向、进度

安排及各单位职责分工，正式启动标准起草工作。

2.文献调研及资料收集

2024年12月至2025年1月，编制小组系统梳理国内外

电力碳排放因子核算相关标准、技术规范、科研成果及行业

实践案例。重点研究JJG313《测量用电流互感器检定规程》、

JJG314《测量用电力互感器检定规程》、JJG596《安装式

交流电能表》、GB/T32150—2015《工业企业温室气体排放

核算和报告通则》、GB/T32151.1—2015《温室气体排放核

算与报告要求第1部分：发电企业》等现有标准，同时调

研国际电工委员会（IEC）、欧盟碳市场监测、报告与核查

（MRV）体系等国际技术文件，深入分析分时分区核算的关

键技术难点，为标准制定奠定理论基础。

3.现场调研及方案确定

2025年2月至3月，编制小组深入电网企业、各类发电

企业（燃煤、燃气、风电、光伏等）及重点电力用户，实地

调研电力生产调度、电能计量、碳排放数据采集等环节的实

际情况。与技术人员、管理人员开展座谈，充分了解行业对

分时分区核算的实际需求、操作痛点及数据支撑条件，结合

调研结果初步确定标准框架、核心核算模型及技术要求，形

成标准初稿。

4.开展试验验证

2025年4月至9月，编制小组在山东电网部分区域及试

点企业开展试验验证工作。依托主导起草单位在研的相关科

技项目，选取不同电压等级电网节点、不同类型发电企业及

典型电力用户，基于实际电网拓扑数据、发电数据、电能计

量数据及碳排放数据，对标准中提出的核算方法、数据处理

流程、计量模型进行多场景测试验证，确保标准技术内容的

科学性、可行性和准确性。

5.形成征求意见稿

2025年10月，编制小组全面总结试验验证结果，广泛

吸纳行业专家、电网企业、发电企业及电力用户的初步反馈

意见，对标准初稿进行修改完善，形成征求意见稿，并计划

向行业内相关单位及专家公开征求意见。

（三）起草单位及其所做的工作

国网山东省电力公司营销服务中心（计量中心）负责标

准总体策划、框架设计及核心技术内容起草，提供试验验证

场地与数据支持，牵头推进标准制定全流程工作；山东省计

量科学研究院负责核算模型的技术优化与试验验证方案设

计，提供电力系统运行及碳排放监测相关技术支撑；国网山

东省电力公司电力科学研究院参与试验验证与数据质量评

估，提供计量技术规范制修订经验，保障标准的可操作性与

合规性。各起草单位分工明确、密切协作，凭借在电学计量、

能源计量和碳计量领域的雄厚技术基础，确保标准制定工作

高效推进。

二、编制原则、主要内容及其确定依据

（一）编写原则

本标准依据GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部

分：标准化文件的结构和起草规则》编制，符合《中华人民

共和国环境保护法》《碳排放权交易管理办法》等国家法律

法规及相关政策要求，坚持以下原则：

科学性：基于电网拓扑结构、电力潮流分布及能量守恒

定律，结合发电机组碳排放特性与电网传输规律，构建多维

度核算模型，确保核算结果客观准确，符合电力系统运行物

理规律。

实用性：充分考虑不同规模电网企业、发电企业及电力

用户的实际数据条件和操作能力，依托现有电碳计量系统与

电能采集设备，制定简洁易懂、易于落地的核算流程，明确

计量器具配备与管理要求。

精准性：聚焦分时（最小时间颗粒度至15分钟）、分

区（覆盖省、地市、区县、工业园区、台区等层级）核心需

求，细化时空划分规则与核算参数，提升碳排放因子的时空

精准度。

协调性：与现有国家标准、行业标准及计量技术规范相

衔接，特别是JJG系列计量检定规程、GB/T系列碳排放核算

通则及DL/T系列电力行业标准，避免技术冲突，形成完整

的电力碳排放核算标准体系。

透明化：坚持数据来源可追溯、计算过程可核查、结果

可验证，明确核算假设、参数选取依据及计量器具技术要求，

保障标准应用的公信力。

（二）主要内容

标准共分为范围、规范性引用文件、术语和定义、电网

碳排放计量、计量要求、发电机组分时发电碳排放因子、省

级电网分时碳排放因子、电网节点分时电力碳排放因子、用

户侧间接电力碳排放量、计量结果的表达十个部分，附录包

含用户侧间接电力碳排放量计量报告格式、电力碳排放因子

计算示例，具体内容如下：

1.范围

明确本标准规定基于位置信息的分时分区电力二氧化

碳排放因子计算方法和计量模型，适用于电网企业和电力用

户的碳排放因子计量，覆盖发电侧、电网侧、用户侧全链条

核算需求。

2.规范性引用文件

列出JJG313、JJG314、JJG596、JJF1585—2016、

JJF2309—2025、GB16934、GB/T17167、GB/T32150—2015、

GB/T32151.1—2015、GB/T32151.2—2015、DL/T448等相

关国家标准、行业标准及计量技术规范，保障标准的权威性

和兼容性。

3.术语和定义

对发电机组、发电碳排放因子、电网、时标、电力碳排

放因子、分时分区电力碳排放因子、省级电网分时碳排放因

子、电网节点、碳计量器具、电碳计量系统等核心术语进行

明确定义，统一行业认知，避免歧义。

4.电网碳排放计量

明确发电侧、电网侧、用户侧的计量流程与要求。发电

侧需在发电量计量点安装相关计量器具，同步采集发电量与

碳排放数据并赋予一致时标；电网侧各级节点通过通信网络

逐级传递电力碳排放因子、输出电量及时标，直至电网末级

节点；用户侧获取电网末级节点相关数据，结合自备发电设

施情况核算总碳排放量。

5.计量要求

规定计量器具配备与管理要求。计量器具配备率、准确

度等级需符合GB/T17167、GB/T21369、JJF2309等要求，

电能表及互感器需满足对应JJG、GB及DL/T标准；明确碳

计量器具台账建立、标识管理、档案留存、周期检定/校准

及使用维护等管理规范。

6.发电机组分时发电碳排放因子

按燃料类型分类规定核算方法。燃煤机组基于单位时间

碳排放量与发电有功功率计算，明确连续监测与非连续监测

机组的碳排放量计算方式，细化燃料消耗量、元素碳含量等

参数的采集与处理要求；其他化石能源机组参照燃煤机组执

行；非化石能源机组碳排放因子一般视为0；不具备数据采

集条件的机组采用燃料缺省值核算。

7.省级电网分时碳排放因子

界定核算边界，明确计算公式，涵盖省内化石能源机组

碳排放贡献、省间净送电量及区域电网净送电量的影响，规

定电能量采集方式及外部碳排放因子数据来源。

8.电网节点分时电力碳排放因子

明确计算数据要求，基于电网拓扑结构，构建节点碳排

放因子核算模型，综合考虑连接的发电侧化石能源节点输入

及上级电网节点传输的电量与碳排放因子，规定电能计量装

置技术要求需符合DL/T448-2016相关规定。

9.用户侧间接电力碳排放量

明确用户电力来源类型，规定计算公式，涵盖国家电网

供电、自备发电机组供电、绿电直联等场景，其中绿电碳排

放视为0，明确自备机组与电网节点碳排放因子的测算依据。

10.计量结果的表达

规定用户侧间接电力碳排放量的计量报告格式，明确报

告应包含的单位信息、主要耗电设备清单、计量器具配备清

单、排放因子选取及分项碳排放量等内容。

11.附录

附录A规范用户侧间接电力碳排放量计量报告的具体格

式与填写要求；附录B提供电力碳排放因子计算示例，以具

体系统拓扑和实测数据演示核算过程，便于用户理解和应

用。

三、试验验证的分析、综述报告，技术经济论证，预期

的经济效益、社会效益和生态效益

（一）试验验证的分析

本次试验验证重点针对标准中核算方法、计量模型、数

据需求及技术要求的有效性和可行性开展，依托主导起草单

位的技术基础与试点企业资源，确保验证结果全面可靠。

1.试验条件

选取山东电网某区域作为试点，涵盖燃煤、燃气、风电、

光伏等多种类型发电企业，涉及省、市、区县三级电网节点

及工业、商业等典型电力用户；试验周期覆盖不同季节、不

同时段（峰、平、谷），数据采集最小时间颗粒度为15分

钟，符合标准要求。

2.技术要求

电能计量装置：符合DL/T448-2016规定，电能表满足

GB16934、GB17215、JJG596要求，电压互感器和电流互

感器满足JJG313、JJG314要求；

直接碳排放测量设备：基于直测法的软硬件设备满足

JJF1585相关要求；

时钟示值误差：电碳计量器具日计时误差优于

0.5s/24h，时间戳统一规范；

数据质量：发电侧、电网侧、用户侧数据完整性不低于

98%，准确性符合GB/T32150—2015相关要求。

3.试验结果

（1）核算结果准确性：通过与传统核算方法及实际碳

排放监测数据对比，本标准提出的分时分区核算方法误差不

超过3%，显著优于传统平均化核算方法（误差约10%~15%），

能精准反映不同时段、不同区域的电力碳排放强度差异；

（2）模型可行性：基于电网拓扑数据和逐级传递的核

算模型稳定可靠，在不同电网运行工况下均能快速输出核算

结果，满足实际应用需求；

（3）操作便捷性：企业可依托现有电碳计量系统及电

能采集设备采集数据，无需大规模新增设备，核算流程清晰

易懂，计量器具管理要求与现有管理体系兼容，具备良好实

操性。

试验结果表明，标准中规定的核算方法、计量模型及技

术要求能够适应电力行业实际情况，核算结果准确可靠，具

备广泛推广应用的条件。

（二）预期的经济效益、社会效益和生态效益

1.经济效益

（1）助力电网企业优化电力调度，通过分时分区碳排

放因子数据合理安排清洁能源消纳及火电出力，降低电网碳

排放成本和运行损耗，提升调度经济性；

（2）为电力用户提供精准碳排放数据支撑，引导用户

在低排放因子时段用电，降低碳足迹及碳交易成本，同时为

绿电消费、节能改造提供决策依据，提升企业碳绩效；

（3）规范电力碳排放核算市场，减少因核算方法不统

一导致的交易纠纷和资源浪费，降低行业整体合规成本，为

碳交易市场定价提供科学依据。

2.社会效益

（1）为政府环保监管、碳减排政策制定提供精细化数

据支持，提升监管效率和政策针对性，推动电力行业碳减排

目标精准落地；

（2）推动电力碳排放核算的标准化、规范化，提升行

业整体碳管理水平，助力碳交易市场高质量发展，增强国家

碳核算竞争力；

（3）引导发电企业加大清洁能源投资力度，促进电力

系统结构优化，推动能源转型进程，支撑碳边境调节机制应

对与国际标准互认。

3.生态效益

（1）通过精准核算和数据赋能，推动全社会优先使用

低排放电力，减少二氧化碳排放，缓解温室效应，助力“双

碳”目标实现；

（2）激励清洁能源消纳，提升绿电占比，降低化石能

源消耗带来的环境污染，改善生态环境质量；

（3）为全球能源转型和气候治理提供中国方案，推动

构建清洁低碳的能源体系。

四、与国际、国外同类标准技术内容的对比情况

（一）核算技术原理

国际上部分发达国家已开展分时分区电力碳排放因子

核算研究