基于能耗水平研究的发电企业碳配额管理探讨

涂 晋 陈明军 陈禹宁

中国质量认证中心广州分中心

0 前言

“十八大”以来，我国将应对气候变化作为生态文明建设的重大举措，并上升至国家重大战略的高度。2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话上指出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。这一重大声明，对全国下阶段应对气候变化工作提出更加明确的目标和严格的要求。

碳排放权交易市场指以控制温室气体排放为目的，以温室气体排放配额或温室气体减排信用为标的物的交易市场，是全球应对气候变化的有效手段之一，我国碳排放权交易市场正在有条不紊地筹备推进当中；碳排放配额通常是指碳排放交易体系中参与者指定时期内的免费碳排放指标，是碳排放权交易市场的核心要素，其设定与分配涉及企业数量多、行业面广、资金量大，直接决定了碳排放权交易市场的走势。“十四五”伊始，全国碳排放权交易市场启动在即，发电企业如何做好碳排放交易配额管理工作，在碳排放权交易中实现利益最大化，是值得认真研究和探讨的课题[1]。

1 我国碳排放权交易市场实施概况

我国碳排放权交易市场布局较早，从“十二五”期间就启动相关前置准备工作，先局部试点，后全面启动，依据“从点到面”的原则有序推进。

1.1 碳排放交易试点实施情况

2011年，我国先行启动了碳排放交易试点：国家发展改革委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京等7个省市建设碳排放权交易试点，并由湖北省和上海市分别承担全国碳排放权注册登记系统和交易系统建设运维功能[2]；2013年以来，碳排放权交易试点碳市场陆续铺开，目前初步建成了制度要素健全、市场运行稳定的碳市场试点群。

截至2020年8月底，全国碳市场试点累计配额成交量超7亿tCO2当量，成交额约93亿元，协助试点地区应对气候主管部门有效完成碳排放管控目标。

1.2 全国碳排放权交易市场实施进展

借助碳排放交易试点的经验，我国启动了碳排放权交易市场相关工作。2017年12月，《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（以下简称：《碳市场建设方案》）正式印发，提出将每年2．6万tCO2当量的企业作为碳交易市场的门槛，搭建了“配额管理”、“排放监测、报告与核查（MRV）”、“市场交易”3项制度体系，及碳排放权的“数据报送”“注册登记”“交易”“交易结算”4个系统。至此，碳排放权交易市场的运营框架初具雏形[3]。

2020年11月2日，生态环境部公开征求《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）的意见，综合考虑国家温室气体排放控制目标、经济增长、产业结构调整、大气污染物排放控制等因素，制定并公布重点排放单位排放配额分配方法。其中，排放配额分配初期以免费分配为主，适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。这也意味着，全国碳市场启动要素成熟，启动只是时间问题了。

2 碳排放配额总量设定和分配相关情况

碳排放配额管理是碳排放权交易市场的核心内容之一，直接决定了企业碳配额履约成本。综合考虑全国经济发展、能源结构、消费导向等实际，我国目前碳排放配额设置采取基准线法，即根据行业内纳入企业的历史碳排放水平、技术水平、减排潜力以及该行业有关的产业政策、能耗目标等，综合确定行业单位的碳排放配额基准值，采取免费方式发放。发电企业碳排放强度低于碳排放配额基准值的差额部分，可通过碳排放权交易市场出售；超过碳排放配额基准值的差额部分，由企业通过碳排放权交易市场购买配额方式抵消。

《碳市场建设方案》明确，发电行业配额按国家应对气候变化主管部门会同能源部门制定分配标准和方法进行分配，发电行业重点排放单位需按年提交与其当年实际碳排放量相等的配额，以完成其减排义务[4]。然而，作为碳排放配额的规范性管理文件——《全国碳排放权交易总量和配额分配方案》自2016年起就在酝酿，截至目前仍未正式发布。但作为阶段性管理要求，国家生态环境部先后下发了《2019年发电行业重点排放单位（含自备电厂、热电联产）二氧化碳排放配额分配实施方案（试算版）》（以下简称：《实施方案（试算版）》）和《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（征求意见稿）》），对碳配额总量设定和分配提出具体要求如下：

2.1 《实施方案（试算版）》概述

2019年9月，国家生态环境部公布了《实施方案（试算版）》，方案就碳排放配额基准值提出两套管理办法，一是按常规燃煤机组，燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机组和燃气机组分别设定行业基准值；二是按照300 MW等级以上常规燃煤机组、300 MW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分别设定行业基准值。配额分配采用基于实际供电量和供热量的行业基准法。各类机组2019年行业基准值，分别以2018年各类机组的平均单位供电量CO2排放值和平均单位供热量CO2排放值为基础，确定各类机组基准值。

2.2 《实施方案（征求意见稿）》概述

2020年9月，国家生态环境部再次下发《实施方案（征求意见稿）》，只提出一套管理办法，即将300 MW等级以上常规燃煤机组，300 MW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2019和2020年配额管理，并按此设定行业配额基准值。此外，方案还对配额总量、配额分配方法、配额发放、配额清缴、重点排放单位合并、分立与关停情况的处理作了详细规定。

2.3 两种方案对碳排放基准值要求的差异

《实施方案（征求意见版）》较《实施方案（试算版）》，在碳排放权交易配额总量设定与分配全流程的内容更加完整详实。但是，两个方案的主要差别在于碳排放配额基准值的数值设定方面，具体如表1。

根据中国电力联合会近年发布的全国机组发电碳排放强度数据，全国单位火电发电量CO2排放量呈先升后降趋势，其中2019年为838 g/kWh，与2015年水平相当[5]。从上述两个《实施方案》的供电碳排放基准值的对比结果来看，四种类别的机组均有不同程度的提升，而供热碳排放基准值则维持不变[6]。本次《实施方案（征求意见稿）》提高了供电碳排放基准值，与全国电力行业平均碳排放强度下降的趋势相反，表明国家对待碳交易市场，保持着“鼓励先进、保护大多数、严格少数”的原则，与当前国情相符合[7]。

表1 两种方案碳排放配额基准值对比表

3 基于发电企业碳排放强度的能耗水平限值研究

发电企业的供电标煤耗指标，反映了发电企业的日常能耗水平，也是电力行业主要对标数据之一。笔者在西南某省2019年电力企业碳排放评议过程中发现，部分发电企业的能耗水平（供电标煤耗）与其碳排放强度数值不匹配，即没有严格的大小对应关系。找到发电企业的碳排放强度与供电标煤耗相关性，将碳排放强度直接换算成能耗水平数据，对发电企业而言将更会有实际使用价值。

3.1 西南某省电力企业碳排放评议结果的发现

2019年，西南某省当年重点企业碳排放报告和监测计划评议结果，某发电企业基本情况为：总装机容量为2×350 MW，为热电联产机组，项目于2016年正式投产，2019年供电量22亿kWh，供热量 146万 GJ，生产用原煤 105．5 万 t，供热比 7．5%左右，机组供电标煤耗约315 g/kWh，接近于全国2019年平均供电标煤耗水平（306．9 g/kWh），但是，该企业供电排放强度约为1．140 tCO2/MWh，超出了《实施方案（征求意见稿）》水平（1．089 tCO2/MWh）；但是，评议过程中还发现，部分发电企业供电标煤耗超过330 g/kWh，但供电排放强度仍满足《实施方案（征求意见稿）》要求。

针对发电企业能耗水平与其碳排放强度数值不匹配的情况，经仔细查看企业年度碳排放报告后发现，问题的关键在于：2019年重点企业碳核查规定，对于2019年燃煤的单位热值含碳量、碳氧化率没有实测值的企业，单位热值含碳量按33．56 tC/TJ计算，碳氧化率按100%计算。由于该部分发电企业未对单位热值含碳量和碳氧化率实测，造成企业供电碳排放强度偏离真实值超过30%，超出碳排放配额基准值的情形[8]。这表明在没有全国碳排放权交易市场机制的约束时，该部分发电企业对碳资产管理的态度是不重视的。

3.2 发电企业碳排放强度和供电标煤耗指标换算公式

从供电碳排放强度公式出发，经过简单的换算，即可得到发电企业的供电碳排放强度与供电标煤耗两个指标的计算公式。过程和结果如下：

从公式（1）可以看出，对发电企业而言，供电标煤耗指标与供电碳排放强度指标是呈正相关的。此外，还可以看出，当能耗水平不变，即供电标煤耗一定时，其供电碳排放强度大小与单位热值含碳量和碳氧化率的取值存在较大关系。

3.3 根据供电碳排放强度基准值测算能耗限值水平

根据公式（1），以西南某省某市发电企业的生产数据为测算依据，单位热值含碳量分别取33．56 tC/TJ（缺省值）和26 tC/TJ（实测值），碳氧化率分别取100%（缺省值）和99%（实测值），测算《实施方案（征求意见稿）》供电碳排放强度对应的发电企业能耗限值水平，具体详见表2：

根据表2结果可以看出：

表2 燃煤机组能耗限值水平测算表

1)供电排放强度标准有所提升。《实施方案（征求意见稿）》较《实施方案（试算版）》设定的供电排放强度增加，初步测算，对机组供电标煤耗提升约4 g/kwh。

2)碳配额管理对机组供电排放强度影响特别大，如满足《实施方案（征求意见稿）》的机组供电排放强度水平，单位热值含碳量和碳氧化率均取缺省值时，300 MW等级以上和300 MW等级及以下常规燃煤机组的供电标煤耗，要分别优于278 g/kWh和302 g/kWh；单位热值含碳量和碳氧化率均取实测值时，300 MW等级以上和300 MW等级及以下常规燃煤机组的供电标煤耗，要优于362 g/kWh和393 g/kWh。说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。

3)做好碳配额管理经济效益巨大。以上文提及的西南某省某市发电企业为例，根据《实施方案（征求意见稿）》，2019年该企业供电配额为230．10万t。若单位热值含碳量和碳氧化率均取缺省值时，则企业履约时供电配额缺口约15．2万t；若单位热值含碳量和碳氧化率均取实测值时，则企业履约时供电配额盈余30．8万t。参照广东省碳交易市场2019年平均价格（30元/t），则企业每年将为此节省的碳成本超过1 300万元，经济效益是惊人的。

4 下阶段改进建议

从上文可看出，发电企业的能耗水平直接决定着其供电CO2排放强度水平，也决定了其碳排放配额管理的方向。从对西南某省2019年电力企业碳排放评议过程来看，尽管《实施方案（征求意见稿）》提出的供电排放强度非常宽松，然而西南某省2019年有近30%的发电企业无法达到该强度水平。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，发电企业供电标煤耗偏高；三是未采取核证自愿减排（CCER）等有效碳资产管理手段。一旦全国碳排放权交易市场正式运行，该部分发电企业将处于不利地位[11]。为此，提出改进建议如下：

4.1 采用技术手段，合理降低发电企业碳排放强度

根据《实施方案（征求意见稿）》，在单位热值含碳量和碳氧化率均取实测值时，单机容量在20万kW以上的机组在碳交易市场履约时能实现盈利。因此，发电企业要严格管理煤炭净消耗量、低位发热值、单位热值含碳量、碳氧化率等涉及企业碳排放总量的关键数据，特别是单位热值含碳量、碳氧化率等，对碳排放量结果影响特别大的，要丰富监测技术和手段，能如实反映年度碳排放结果。这也是当前实现发电企业碳排放配额盈余最直接有效的办法。

4.2 加强机组能效水平管理

西南某省内发电企业机组规模大小不一，要根据企业实际情况，经过详细的技术经济性比较论证后，开展机组能效管理：一是大力开展节能技术改造，包括机组升级参数、锅炉本体受热面及风机改造、汽轮机通流部分改造、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[12]；二是加强节能技术管理，包括辅机优化运行、降低厂用电率、加强对热力系统泄漏的管理等[13]。

4.3 加强碳资产管理

发电企业应成立专业部门或指定专人，掌握了解电力行业配额分配方案，清楚履约工作流程和时间要求，制订履约方案，包括履约成本测算、履约操作等，做好碳配额和履约管理，避免未按时履约带来的违规风险；建立考核体系，依据国家下达的年度碳配额量下达碳绩效考核目标，从管理、技术、市场等层面采取应对措施，并不断优化完善，确保碳排放管控目标的完成[14]。

5 结语

近期，生态环境部应对气候变化司负责同志在公开场合表示，在确保碳市场平稳有效运行的基础上，“十四五”期间将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。由此可以看出，“十四五”期间碳市场的实施势在必行，发电企业要持续关注《实施方案（征求意见稿）》的修订与执行情况，积极做好生产运营和技术管理，确保碳交易履约效益最大化，为中国实现2060年碳中和履行应尽的义务。