符 歡

（中國水利電力物資有限公司，中國 北京100040）

0 引言

氣候變化對自然生態(tài)系統(tǒng)和經濟社會發(fā)展產生了全方位的嚴重影響，預計這種嚴峻沖擊將持續(xù)相當長時間，甚至帶來突然的和不可逆的嚴重后果[1]。世界各國決定共同應對氣候變化可能對人類生活產生的負面影響，《聯(lián)合國氣候變化框架公約》和《京都議定書》簽訂并執(zhí)行。2012年后京都時代，氣候談判大會上以中國為首的排放量大的發(fā)展中國家被要求承擔強制減排義務，適應氣候變化成為發(fā)展中國家一項現實、緊迫的任務。

我國充分認識到氣候變化危害，氣候災害頻發(fā)，迫切需要采取積極的適應行動[2]。提出2020年我國國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40%-45%的目標。2014年APEC會議上提出中國在2030年有望達到碳排放量峰值，形成倒逼機制，碳排放總量控制指標將納入政府政績考核，與碳減排相關的基礎性工作顯得尤為緊迫。至今已有7省市開展碳排放權交易試點工作。

國內外主要處于以“碳現狀核查和報告”為著眼點的碳揭露階段，碳盤查工作孕育而生。碳盤查，指在定義的空間和時間邊界內，以政府、企業(yè)等為單位計量其在社會和生產活動各環(huán)節(jié)直接或者間接排放的溫室氣體[3]。2005年發(fā)電排放量占全國總排放量的38%左右，以煤炭為燃料的火力發(fā)電企業(yè)發(fā)電的環(huán)境成本最高，其排放的CO2是碳排放的主要來源之一。按照規(guī)劃，2020年我國發(fā)電裝機容量將達14.37億kW，其中火電仍占主導地位。因此，本文以電力企業(yè)為研究對象。

1 碳盤查的方法與步驟

以《省級溫室氣體清單編制指南（試行）》（以下簡稱省級清單）和《中國發(fā)電企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報告指南》（試行）（以下簡稱行業(yè)指南）為參考，對電力企業(yè)碳盤查方法和步驟進行討論。

1.1 確定組織邊界

采用控制權法和股權比例法中的一種來確定組織邊界，在合資企業(yè)中，需要確定每個設施都采用了適當的股權分配比例。例如某發(fā)電企業(yè)有4臺鍋爐機組，實際運營控制權歸A，但B公司對4臺鍋爐機組占有50%的股份，若A采用實際控制權法，4臺鍋爐機組的碳排放全部計入A的碳盤查清單，若B采用股權比例法，4臺鍋爐機組的碳排放的一半計入B，這將導致碳盤查的結果出現重復計算的問題，對政府的碳配額分配和整個碳市場的交易產生不利影響。

1.2 設定運營邊界

在組織邊界內確定運營邊界，電力行業(yè)，一般只考慮直接排放和間接排放，直接排放包括屬于固定源燃燒的化石燃料燃燒排放、屬于制程排放的脫硫過程的二氧化碳排放，間接排放是企業(yè)凈購入使用電力產生的二氧化碳排放。企業(yè)廠界內生活耗能導致的排放原則上不在核算范圍內。

1.3 選擇基準年

基準年的設定，僅限于7個試點省市，2013年開市的北京、上海、廣東、深圳、天津，將2009-2012年的歷史年平均值設定為基準年數據，2012年以后的年份為年度盤查數據，用來與基準年數據做比較。如果個別電力企業(yè)數據保存不完整，可以選擇從已保存的歷史最早時間至2014年的數據為基準年，或者選擇首次盤查的第一年為基準年。

1.4 核算方法

發(fā)電企業(yè)的溫室氣體排放總量（E）等于企業(yè)邊界內化石燃料燃燒排放（E燃燒）、脫硫過程的排放（E脫硫）和凈購入使用電力產生的排放（E電）之和，采用直接測量法、排放系數法和質量平衡法相結合的核算方法。

1.4.1 化石燃料燃燒排放

電力企業(yè)所消耗的化石燃料主要包括燃煤、燃油和燃氣，化石燃料的燃燒排放在電廠的碳排放中占據了絕大部分，是電力企業(yè)碳排放核算的重點和難點，大部分參數要求實測值和更高的監(jiān)測頻率，公式如下：

FCi：第i種化石燃料的消耗量（t，103Nm3），根據企業(yè)能源消費臺帳或統(tǒng)計報表來確定，采用直接測量法，數據會被詳細監(jiān)測和記錄，在燃煤電廠的盤查中，一般要求獲得盤查年度每天的燃煤消耗量數據，以備計算。

NCVi、EFi、CCi、OFi、i：第i種化石燃料的平均低位發(fā)熱值（kJ/kg，kJ/Nm3）、排放因子（tCO2/TJ）、單位熱值含碳量（tC/TJ）、碳氧化率（%）、燃料種類。

燃煤燃燒排放是電力企業(yè)最大的排放源，一般采用實測值，且監(jiān)測頻率較高，每天至少測量一次。電力企業(yè)會重點監(jiān)測燃煤數據，每天三或四班，每班測量一次，日均低位熱值通過加權平均計算，權重是每班次值班期間燃煤消耗量，月均低位熱值和年均熱值也是用加權平均計算，權重是每天和每月的燃煤消耗量。盤查時，需要獲得每天的低位發(fā)熱值數據，工作量繁重。

燃油燃燒排放，可用實測值或默認值，監(jiān)測要求比燃煤更低，只需按批次測量或者直接采用與供應商交易結算合同中的年度均值，如均無法獲得，可采用行業(yè)指南中的推薦值。燃煤發(fā)電企業(yè)常用的是柴油，一般在鍋爐的停機再啟用時預熱用，實際用量較少，只需獲得每月數據。

天然氣燃燒排放，一般采用測量值，可企業(yè)自行測量，也可由燃料供應商提供，由于天然氣低位熱值較穩(wěn)定，每月監(jiān)測一次即滿足計算要求，年均值由月均值加權平均計算，權重為天然氣月消耗量。

單位熱值含碳量用于計算排放因子，燃油和燃氣的單位熱值含碳量采用指南的推薦值。燃煤的單位熱值含碳量按照公式（3）計算，C煤是燃煤的月均元素碳含量（%），雖然考慮到監(jiān)測難度，只需每月測一個樣品，由每天采集的縮分樣品混合而成，由于缺少元素碳分析的相關標準，大部分發(fā)電企業(yè)不具備監(jiān)測元素碳分析的試驗儀器，所以燃煤的單位熱值碳含量仍采用推薦值。

燃油和燃氣的碳氧化率采用推薦值，燃煤的氧化率按照公式（4）計算，其中G渣和G灰指全年爐渣產量和飛灰產量（t），采用實際稱量值或估算值；C渣和C灰指爐渣和飛灰的平均含碳量（%），每月檢測不低于1次，每月數值取該月中每次樣本值的算術平均值；η除塵指除塵系統(tǒng)平均除塵效率（%），應采用制造廠提供的數據，如未提供數據，按100%計算。如果上述某些量無法獲得，碳氧化率仍采用推薦值。

1.4.2 脫硫過程排放

主要有3種脫硫方式：燃燒前、燃燒中和煙氣脫硫，其中燃燒中脫硫和煙氣脫硫是產生CO2排放的主要方式。指南中主要規(guī)定了煙氣脫硫產生的CO2排放的計算。電廠脫硫的主要原理可以看做將固硫劑中的CO2置換為SO2的過程。具體計算公式如下：

EFk：第k種脫硫劑中碳酸鹽的排放因子（tCO2/t），脫硫過程的轉化率取100%，完全轉化時采用指南的推薦值。

Bk,m：脫硫劑在全年某月的消耗量（t），可使用企業(yè)批次或每天測量值的加和得到，如測量值不可得，可使用結算發(fā)票替代。

Ik：脫硫劑中碳酸鹽含量，取缺省值90%。

k：脫硫劑類型

m：核算和報告年中的某月

除以上方法，有些試點采用了不同的計算方法，比如首先用耗煤量乘以煤炭收到基全硫計算電廠生產消耗的燃煤里的硫份，再按照煙氣脫硫效率折算成置換出來的二氧化碳量。北京市和上海市則不要求計算脫硫排放。

1.4.3 凈購入電力排放

凈購入電力排放等于企業(yè)的凈購入電量乘以區(qū)域電網年平均供電排放因子，根據國家發(fā)改委發(fā)布的中國省級電網排放因子進行計算。行業(yè)指南里將凈購入電力排放計入總排放，但廣東省電力企業(yè)、天津市的純發(fā)電企業(yè)和熱電聯(lián)產企業(yè)不計算凈購入電力的間接排放。

2 結論

對電力企業(yè)進行碳盤查，主要得出企業(yè)的每年碳排放量和碳排放強度。燃煤電廠溫室氣體排放核算是重點和難點。在燃煤電廠，燃煤的燃燒排放量最大，脫硫過程產生的排放只占企業(yè)總排放量1%左右，外購電力排放量比脫硫排放量更少。為準確評估企業(yè)的碳排放情況，要求企業(yè)實際監(jiān)測入爐煤的元素碳含量、灰渣產量、碳含量和除塵效率，用以計算燃煤的排放因子，但大部分電力企業(yè)，無法獲得以上數據或者監(jiān)測頻率較低，不能用于參數的計算。因此有些碳排放交易試點省市對公式進行了簡化或采用推薦值，比如天津就是除飛灰可燃物以外均計入燃煤氧化率，其它大多數試點省市，強制使用氧化率推薦值98%。由于我國的燃煤電廠，普遍存在煤種摻燒的問題，目前設定的燃煤電廠的排放因子是否具有普遍適應性值得研究。

為減少電廠的碳排放量，降低碳排放強度，需要提高能源利用效率，增加電能生產的清潔度，通過大力發(fā)展以超臨界、超超臨界為代表的高效發(fā)電技術，以及將純凝機組改造成熱電聯(lián)產機組，提高電廠耗煤品質等手段，發(fā)掘電廠的減排潛力。

全國性碳市場正在加快建設，統(tǒng)一的碳排放核算指南和方法正在統(tǒng)籌謀劃，對現有指南的修改意見正在征詢過程中，只有在實踐中不斷發(fā)現問題和積累經驗，才能在制定核算規(guī)則時保證公平合理，也是中國政府兌現承諾、應對氣候變化和國際氣候談判的重要一步。

［1］IPCC.Climate change 2007：impacts,adaption,and vulnerability[M].Cambridge：Cambridge University Press,2007：79-132.

［2］國家發(fā)展與改革委員會.國家應對氣候變化規(guī)劃（2014-2020年）[R/OL].2014[2014-09-19].

［3］陳軼星.碳盤查的國際通行標準及在我國實施的現狀[J].甘肅科技,2012,28(12)：10-11.