基于能耗水平研究的發(fā)電企業(yè)碳配額管理探討

涂 晉 陳明軍 陳禹寧

中國質(zhì)量認證中心廣州分中心

0 前言

“十八大”以來，我國將應對氣候變化作為生態(tài)文明建設的重大舉措，并上升至國家重大戰(zhàn)略的高度。2020年9月22日，習近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上的講話上指出：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”。這一重大聲明，對全國下階段應對氣候變化工作提出更加明確的目標和嚴格的要求。

碳排放權(quán)交易市場指以控制溫室氣體排放為目的，以溫室氣體排放配額或溫室氣體減排信用為標的物的交易市場，是全球應對氣候變化的有效手段之一，我國碳排放權(quán)交易市場正在有條不紊地籌備推進當中；碳排放配額通常是指碳排放交易體系中參與者指定時期內(nèi)的免費碳排放指標，是碳排放權(quán)交易市場的核心要素，其設定與分配涉及企業(yè)數(shù)量多、行業(yè)面廣、資金量大，直接決定了碳排放權(quán)交易市場的走勢。“十四五”伊始，全國碳排放權(quán)交易市場啟動在即，發(fā)電企業(yè)如何做好碳排放交易配額管理工作，在碳排放權(quán)交易中實現(xiàn)利益最大化，是值得認真研究和探討的課題[1]。

1 我國碳排放權(quán)交易市場實施概況

我國碳排放權(quán)交易市場布局較早，從“十二五”期間就啟動相關前置準備工作，先局部試點，后全面啟動，依據(jù)“從點到面”的原則有序推進。

1.1 碳排放交易試點實施情況

2011年，我國先行啟動了碳排放交易試點：國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于開展碳排放權(quán)交易試點工作的通知》，批準在北京等7個省市建設碳排放權(quán)交易試點，并由湖北省和上海市分別承擔全國碳排放權(quán)注冊登記系統(tǒng)和交易系統(tǒng)建設運維功能[2]；2013年以來，碳排放權(quán)交易試點碳市場陸續(xù)鋪開，目前初步建成了制度要素健全、市場運行穩(wěn)定的碳市場試點群。

截至2020年8月底，全國碳市場試點累計配額成交量超7億tCO2當量，成交額約93億元，協(xié)助試點地區(qū)應對氣候主管部門有效完成碳排放管控目標。

1.2 全國碳排放權(quán)交易市場實施進展

借助碳排放交易試點的經(jīng)驗，我國啟動了碳排放權(quán)交易市場相關工作。2017年12月，《全國碳排放權(quán)交易市場建設方案（發(fā)電行業(yè)）》（以下簡稱：《碳市場建設方案》）正式印發(fā)，提出將每年2．6萬tCO2當量的企業(yè)作為碳交易市場的門檻，搭建了“配額管理”、“排放監(jiān)測、報告與核查（MRV）”、“市場交易”3項制度體系，及碳排放權(quán)的“數(shù)據(jù)報送”“注冊登記”“交易”“交易結(jié)算”4個系統(tǒng)。至此，碳排放權(quán)交易市場的運營框架初具雛形[3]。

2020年11月2日，生態(tài)環(huán)境部公開征求《全國碳排放權(quán)交易管理辦法（試行）》（征求意見稿）和《全國碳排放權(quán)登記交易結(jié)算管理辦法（試行）》（征求意見稿）的意見，綜合考慮國家溫室氣體排放控制目標、經(jīng)濟增長、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、大氣污染物排放控制等因素，制定并公布重點排放單位排放配額分配方法。其中，排放配額分配初期以免費分配為主，適時引入有償分配，并逐步提高有償分配的比例。這也意味著，全國碳市場啟動要素成熟，啟動只是時間問題了。

2 碳排放配額總量設定和分配相關情況

碳排放配額管理是碳排放權(quán)交易市場的核心內(nèi)容之一，直接決定了企業(yè)碳配額履約成本。綜合考慮全國經(jīng)濟發(fā)展、能源結(jié)構(gòu)、消費導向等實際，我國目前碳排放配額設置采取基準線法，即根據(jù)行業(yè)內(nèi)納入企業(yè)的歷史碳排放水平、技術水平、減排潛力以及該行業(yè)有關的產(chǎn)業(yè)政策、能耗目標等，綜合確定行業(yè)單位的碳排放配額基準值，采取免費方式發(fā)放。發(fā)電企業(yè)碳排放強度低于碳排放配額基準值的差額部分，可通過碳排放權(quán)交易市場出售；超過碳排放配額基準值的差額部分，由企業(yè)通過碳排放權(quán)交易市場購買配額方式抵消。

《碳市場建設方案》明確，發(fā)電行業(yè)配額按國家應對氣候變化主管部門會同能源部門制定分配標準和方法進行分配，發(fā)電行業(yè)重點排放單位需按年提交與其當年實際碳排放量相等的配額，以完成其減排義務[4]。然而，作為碳排放配額的規(guī)范性管理文件——《全國碳排放權(quán)交易總量和配額分配方案》自2016年起就在醞釀，截至目前仍未正式發(fā)布。但作為階段性管理要求，國家生態(tài)環(huán)境部先后下發(fā)了《2019年發(fā)電行業(yè)重點排放單位（含自備電廠、熱電聯(lián)產(chǎn)）二氧化碳排放配額分配實施方案（試算版）》（以下簡稱：《實施方案（試算版）》）和《2019-2020年全國碳排放權(quán)交易配額總量設定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）（征求意見稿）》（以下簡稱《實施方案（征求意見稿）》），對碳配額總量設定和分配提出具體要求如下：

2.1 《實施方案（試算版）》概述

2019年9月，國家生態(tài)環(huán)境部公布了《實施方案（試算版）》，方案就碳排放配額基準值提出兩套管理辦法，一是按常規(guī)燃煤機組，燃煤矸石、水煤漿等非常規(guī)燃煤機組和燃氣機組分別設定行業(yè)基準值；二是按照300 MW等級以上常規(guī)燃煤機組、300 MW等級及以下常規(guī)燃煤機組，燃煤矸石、水煤漿等非常規(guī)燃煤機組和燃氣機組分別設定行業(yè)基準值。配額分配采用基于實際供電量和供熱量的行業(yè)基準法。各類機組2019年行業(yè)基準值，分別以2018年各類機組的平均單位供電量CO2排放值和平均單位供熱量CO2排放值為基礎，確定各類機組基準值。

2.2 《實施方案（征求意見稿）》概述

2020年9月，國家生態(tài)環(huán)境部再次下發(fā)《實施方案（征求意見稿）》，只提出一套管理辦法，即將300 MW等級以上常規(guī)燃煤機組，300 MW等級及以下常規(guī)燃煤機組，燃煤矸石、水煤漿等非常規(guī)燃煤機組和燃氣機組四個類別納入2019和2020年配額管理，并按此設定行業(yè)配額基準值。此外，方案還對配額總量、配額分配方法、配額發(fā)放、配額清繳、重點排放單位合并、分立與關停情況的處理作了詳細規(guī)定。

2.3 兩種方案對碳排放基準值要求的差異

《實施方案（征求意見版）》較《實施方案（試算版）》，在碳排放權(quán)交易配額總量設定與分配全流程的內(nèi)容更加完整詳實。但是，兩個方案的主要差別在于碳排放配額基準值的數(shù)值設定方面，具體如表1。

根據(jù)中國電力聯(lián)合會近年發(fā)布的全國機組發(fā)電碳排放強度數(shù)據(jù)，全國單位火電發(fā)電量CO2排放量呈先升后降趨勢，其中2019年為838 g/kWh，與2015年水平相當[5]。從上述兩個《實施方案》的供電碳排放基準值的對比結(jié)果來看，四種類別的機組均有不同程度的提升，而供熱碳排放基準值則維持不變[6]。本次《實施方案（征求意見稿）》提高了供電碳排放基準值，與全國電力行業(yè)平均碳排放強度下降的趨勢相反，表明國家對待碳交易市場，保持著“鼓勵先進、保護大多數(shù)、嚴格少數(shù)”的原則，與當前國情相符合[7]。

表1 兩種方案碳排放配額基準值對比表

3 基于發(fā)電企業(yè)碳排放強度的能耗水平限值研究

發(fā)電企業(yè)的供電標煤耗指標，反映了發(fā)電企業(yè)的日常能耗水平，也是電力行業(yè)主要對標數(shù)據(jù)之一。筆者在西南某省2019年電力企業(yè)碳排放評議過程中發(fā)現(xiàn)，部分發(fā)電企業(yè)的能耗水平（供電標煤耗）與其碳排放強度數(shù)值不匹配，即沒有嚴格的大小對應關系。找到發(fā)電企業(yè)的碳排放強度與供電標煤耗相關性，將碳排放強度直接換算成能耗水平數(shù)據(jù)，對發(fā)電企業(yè)而言將更會有實際使用價值。

3.1 西南某省電力企業(yè)碳排放評議結(jié)果的發(fā)現(xiàn)

2019年，西南某省當年重點企業(yè)碳排放報告和監(jiān)測計劃評議結(jié)果，某發(fā)電企業(yè)基本情況為：總裝機容量為2×350 MW，為熱電聯(lián)產(chǎn)機組，項目于2016年正式投產(chǎn)，2019年供電量22億kWh，供熱量 146萬 GJ，生產(chǎn)用原煤 105．5 萬 t，供熱比 7．5%左右，機組供電標煤耗約315 g/kWh，接近于全國2019年平均供電標煤耗水平（306．9 g/kWh），但是，該企業(yè)供電排放強度約為1．140 tCO2/MWh，超出了《實施方案（征求意見稿）》水平（1．089 tCO2/MWh）；但是，評議過程中還發(fā)現(xiàn)，部分發(fā)電企業(yè)供電標煤耗超過330 g/kWh，但供電排放強度仍滿足《實施方案（征求意見稿）》要求。

針對發(fā)電企業(yè)能耗水平與其碳排放強度數(shù)值不匹配的情況，經(jīng)仔細查看企業(yè)年度碳排放報告后發(fā)現(xiàn)，問題的關鍵在于：2019年重點企業(yè)碳核查規(guī)定，對于2019年燃煤的單位熱值含碳量、碳氧化率沒有實測值的企業(yè)，單位熱值含碳量按33．56 tC/TJ計算，碳氧化率按100%計算。由于該部分發(fā)電企業(yè)未對單位熱值含碳量和碳氧化率實測，造成企業(yè)供電碳排放強度偏離真實值超過30%，超出碳排放配額基準值的情形[8]。這表明在沒有全國碳排放權(quán)交易市場機制的約束時，該部分發(fā)電企業(yè)對碳資產(chǎn)管理的態(tài)度是不重視的。

3.2 發(fā)電企業(yè)碳排放強度和供電標煤耗指標換算公式

從供電碳排放強度公式出發(fā)，經(jīng)過簡單的換算，即可得到發(fā)電企業(yè)的供電碳排放強度與供電標煤耗兩個指標的計算公式。過程和結(jié)果如下：

從公式（1）可以看出，對發(fā)電企業(yè)而言，供電標煤耗指標與供電碳排放強度指標是呈正相關的。此外，還可以看出，當能耗水平不變，即供電標煤耗一定時，其供電碳排放強度大小與單位熱值含碳量和碳氧化率的取值存在較大關系。

3.3 根據(jù)供電碳排放強度基準值測算能耗限值水平

根據(jù)公式（1），以西南某省某市發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)數(shù)據(jù)為測算依據(jù)，單位熱值含碳量分別取33．56 tC/TJ（缺省值）和26 tC/TJ（實測值），碳氧化率分別取100%（缺省值）和99%（實測值），測算《實施方案（征求意見稿）》供電碳排放強度對應的發(fā)電企業(yè)能耗限值水平，具體詳見表2：

根據(jù)表2結(jié)果可以看出：

表2 燃煤機組能耗限值水平測算表

1)供電排放強度標準有所提升?！秾嵤┓桨福ㄕ髑笠庖姼澹份^《實施方案（試算版）》設定的供電排放強度增加，初步測算，對機組供電標煤耗提升約4 g/kwh。

2)碳配額管理對機組供電排放強度影響特別大，如滿足《實施方案（征求意見稿）》的機組供電排放強度水平，單位熱值含碳量和碳氧化率均取缺省值時，300 MW等級以上和300 MW等級及以下常規(guī)燃煤機組的供電標煤耗，要分別優(yōu)于278 g/kWh和302 g/kWh；單位熱值含碳量和碳氧化率均取實測值時，300 MW等級以上和300 MW等級及以下常規(guī)燃煤機組的供電標煤耗，要優(yōu)于362 g/kWh和393 g/kWh。說明發(fā)電企業(yè)對單位熱值含碳量和碳氧化率進行實測是非常必要的。

3)做好碳配額管理經(jīng)濟效益巨大。以上文提及的西南某省某市發(fā)電企業(yè)為例，根據(jù)《實施方案（征求意見稿）》，2019年該企業(yè)供電配額為230．10萬t。若單位熱值含碳量和碳氧化率均取缺省值時，則企業(yè)履約時供電配額缺口約15．2萬t；若單位熱值含碳量和碳氧化率均取實測值時，則企業(yè)履約時供電配額盈余30．8萬t。參照廣東省碳交易市場2019年平均價格（30元/t），則企業(yè)每年將為此節(jié)省的碳成本超過1 300萬元，經(jīng)濟效益是驚人的。

4 下階段改進建議

從上文可看出，發(fā)電企業(yè)的能耗水平直接決定著其供電CO2排放強度水平，也決定了其碳排放配額管理的方向。從對西南某省2019年電力企業(yè)碳排放評議過程來看，盡管《實施方案（征求意見稿）》提出的供電排放強度非常寬松，然而西南某省2019年有近30%的發(fā)電企業(yè)無法達到該強度水平。究其原因，一是單位熱值含碳量和碳氧化率未取實測值；二是受機組本身和生產(chǎn)運營管理水平限制，發(fā)電企業(yè)供電標煤耗偏高；三是未采取核證自愿減排（CCER）等有效碳資產(chǎn)管理手段。一旦全國碳排放權(quán)交易市場正式運行，該部分發(fā)電企業(yè)將處于不利地位[11]。為此，提出改進建議如下：

4.1 采用技術手段，合理降低發(fā)電企業(yè)碳排放強度

根據(jù)《實施方案（征求意見稿）》，在單位熱值含碳量和碳氧化率均取實測值時，單機容量在20萬kW以上的機組在碳交易市場履約時能實現(xiàn)盈利。因此，發(fā)電企業(yè)要嚴格管理煤炭凈消耗量、低位發(fā)熱值、單位熱值含碳量、碳氧化率等涉及企業(yè)碳排放總量的關鍵數(shù)據(jù)，特別是單位熱值含碳量、碳氧化率等，對碳排放量結(jié)果影響特別大的，要豐富監(jiān)測技術和手段，能如實反映年度碳排放結(jié)果。這也是當前實現(xiàn)發(fā)電企業(yè)碳排放配額盈余最直接有效的辦法。

4.2 加強機組能效水平管理

西南某省內(nèi)發(fā)電企業(yè)機組規(guī)模大小不一，要根據(jù)企業(yè)實際情況，經(jīng)過詳細的技術經(jīng)濟性比較論證后，開展機組能效管理：一是大力開展節(jié)能技術改造，包括機組升級參數(shù)、鍋爐本體受熱面及風機改造、汽輪機通流部分改造、空氣預熱器改造、熱力及疏水系統(tǒng)改造、泵與風機的變頻改造等[12]；二是加強節(jié)能技術管理，包括輔機優(yōu)化運行、降低廠用電率、加強對熱力系統(tǒng)泄漏的管理等[13]。

4.3 加強碳資產(chǎn)管理

發(fā)電企業(yè)應成立專業(yè)部門或指定專人，掌握了解電力行業(yè)配額分配方案，清楚履約工作流程和時間要求，制訂履約方案，包括履約成本測算、履約操作等，做好碳配額和履約管理，避免未按時履約帶來的違規(guī)風險；建立考核體系，依據(jù)國家下達的年度碳配額量下達碳績效考核目標，從管理、技術、市場等層面采取應對措施，并不斷優(yōu)化完善，確保碳排放管控目標的完成[14]。

5 結(jié)語

近期，生態(tài)環(huán)境部應對氣候變化司負責同志在公開場合表示，在確保碳市場平穩(wěn)有效運行的基礎上，“十四五”期間將加快擴大碳市場參與的行業(yè)范圍和主體范圍，更好發(fā)揮碳市場對控制溫室氣體排放、降低全社會減排成本的作用。由此可以看出，“十四五”期間碳市場的實施勢在必行，發(fā)電企業(yè)要持續(xù)關注《實施方案（征求意見稿）》的修訂與執(zhí)行情況，積極做好生產(chǎn)運營和技術管理，確保碳交易履約效益最大化，為中國實現(xiàn)2060年碳中和履行應盡的義務。