1、1深圳火电行业碳排放现状、减排成本与配额分配【摘要】火电行业是深圳碳交易的重要部门，2011 年火电装机比重为 51%，计划到 2015年该比重为 54%。在深圳火电行业中，煤电发电量约占 46%，碳排放量占 62%。目前深圳火电行业的碳强度已属先进水平，减排潜力有限。在借鉴国外电力行业碳配额分配经验的基础上，深圳市根据碳排放强度分配原则、区别分类原则和稀缺性原则，制定了符合市情的火电行业碳配额分配方案。 【关键词】火电行业 碳排放 减排成本 碳配额 【中图分类号】F205 【文献标识码】A 【文章编号】1004-6623（2013）03-0088-6 【作者简介】王清华（1989-） ，女，
2、河南信阳人，北京大学深圳研究生院环境与能源学院硕士研究生，研究方向：环境管理、环境政策、环境金融、碳交易；许敬涵（1990-） ，女，满族，黑龙江哈尔滨人，北京大学深圳研究生院环境与能源学院硕士研究生，研究方向：环境管理、环境政策、环境金融、碳交易；马晓明（1962-） ，黑龙江齐齐哈尔人，北京大学深圳研究生院环境与能源学院教授，研究方向：环境规划与管理、环境金融、碳交易。 深圳火电行业是直接碳排放量最大的部门，2011 年火电行业二氧化碳排放量 1551万吨，约占深圳市直接碳排放的 27%。随着深圳经济的不断增长，电力需求也在持续扩大，如果保持现有排放强度，火电行业的2温室气体排放量还将进一
3、步增加。对火电行业的排放量现状、减排潜力及减排成本开展研究，有助于深圳市碳排放权交易体系的建立。 一、深圳火电行业现状分析 （一）深圳火电厂基本情况 深圳市电厂主要分为火电、核电和垃圾焚烧发电三类。2011 年，深圳境内电厂总装机容量为 1270万千瓦，比 2005年的 887.22万千瓦增长了 43.14%。其中，核电总装机容量为 612万千瓦，占 48.19%；气电438.3万千瓦，占 34.51%；煤电 184万千瓦，占 14.49%；油电 23.5万千瓦，占 1.85%；其它新能源发电装机 12.2万千瓦，占 0.96%。按电压层级分，500kV 电源装机 612万千瓦，占 48.19
4、%；220kV 电源装机 436万千瓦，占 34.33%；110kV 电源装机 212.2万千瓦，占 16.71%；10kV 电源装机 9.8万千瓦，占 0.77%。 根据规划，到 2015年，深圳境内电厂总装机容量将达到 1500万千瓦。其中，核电 612万千瓦，占 40.80%；气电 626.8万千瓦，占41.79%；煤电 184万千瓦，占 12.26%；其它新能源发电装机 77万千瓦，占 5.15%。 本期碳交易暂不考虑核电厂与垃圾发电厂。深圳市有火电厂 8座，其中燃煤电厂 1座、燃机电厂（深圳为燃气电厂）7 座。 （二）深圳近三年火电行业碳排放分析 经过对碳核查数据的分析，得到 200
5、9、2010、2011 年火电行业 8家电厂的发电量、能源消耗量、碳排放量等基本数据。 近 3年，各家电厂每年发电量变化比较平稳。在 8家电厂中，妈湾3电厂 3年发电量占深圳火电发电总量的 46%，其次是广前电力和能源集团的东部电厂，钰湖电力发电量最小。碳排放量情况与之相仿，只是因为妈湾电厂为煤电因素，碳排放量占所有火电厂总碳排放量的比重更高，达到了 62%。 3 年中，碳强度变化比较平稳，妈湾电厂碳强度最高，达到每度电排放二氧化碳 897克；广前电厂最低，每度电排放二氧化碳 393克。 考虑到单位增加值的碳排放量，情况有所变化，虽然妈湾电厂依然最高，但南山热电由于燃气价格高的因素，企业亏损经
6、营，其单位增加值的碳排放已然为负，其它企业碳强度基本持平。如果按年份进行分析，2010年最低，2011 年最高。 妈湾电厂每度电供电煤耗 327克，只比亚临界 320克的国家先进水平略高 2%，但与采用更先进燃煤技术的超超临界机组的 300克还有一定差距。 深圳各火电厂的供电标准煤耗均低于亚临界国内平均供电煤耗水平。20092011 年，深圳火电行业平均碳强度总体呈缓慢下降趋势，燃机电厂每年平均降低接近 4%，燃煤电厂碳强度却呈现小幅波动。 燃机机组发电效率受装机容量、机组技术水平影响很大，容量越大，技术水平越高，发电效率越高，相应的碳排放强度（每度电碳排放量）越低。同一机组的发电效率，也会受
7、到运行状况、环境温度、运行维护等严重影响。运行越平稳，环境温度越低，发电效率越高。综合来看，对燃机发电效率的评价比较复杂，国内外文献都没有查到统一权威的标准。 4二、深圳火电行业主要减排技术及减排成本 （一）燃煤电厂主要减排技术 深圳燃煤电厂仅妈湾电厂一家，其各项能耗指标在全国同类型同容量机组中处于比较先进的水平。但与目前一些新建电厂的设备、技术相比，还有继续挖潜增效的空间。所以本研究中以妈湾电厂为例，对燃煤电厂进行了节能减排技术分析。妈湾电厂原为 6台 300MW凝汽式汽轮机组，编号为#l、#2、#3、#4、#5、#6 机组。2007 年 12月#5、#6 机组由300MW扩容为 2320M
8、W，目前妈湾电力有限公司总装机容量为 1840MW。妈湾电厂能源消耗主要集中在汽轮机、锅炉、电气三大部分。具体节能减排措施包括凝结水泵变频改造、发电机组增容改铭牌、汽轮机通流技术改造、机组提高安全和经济性改造、锅炉智能吹灰改造、溴化锂吸收式制冷系统、锅炉空预器技术改造、超临界超超临界机组发电、整体煤气化联合循环（1 克 CC）等。 在深圳市燃机电厂中，广前电厂采用的是目前国内最先进的大发电机组M701F 型燃气蒸汽联合循环发电机组，发电效率已达 50%以上，配套电机已采用变频改造技术，供电煤耗最低，节能减排空间几乎没有。在其他 9E机组中，深圳南山热电现有的节能减排方案多，供电煤耗低，所以本研
9、究中对燃机电厂节能减排的分析以深圳南山热电为例。 南山热电厂拥有 3套 9E燃机蒸汽联合循环发电机组，装机容量 54.9万千瓦，目前的主要产品有电力、管道供热、移动供热和污泥干化用热。 （二）减排成本 本文所述减排成本是一种增量成本，是指减排情景相对于基准情景5的成本增加量，即实现如上的减排潜力时需付出的成本量。 某项减排技术的单位减排成本，等于该技术的总减排成本除以其减排量，其中总减排成本是采用某项新技术或某项技术改造所投入的总成本，减排量是设备使用年限内每年的减排量之和，设备每年的减排量是基准情景（所需电力由传统发电技术提供时所排放的二氧化碳量）减去减排情景（采用节能减排技术改造之后提供同
10、等电力所排放的二氧化碳量）所得的二氧化碳排放量。设备使用年限：燃煤电厂取 30年，燃机电厂取 40年。根据各技术的单位减排成本及减排量，可以绘制减排成本曲线。 （三）减排量计算 通过上述计算方法可计算出火电行业各项减排技术的减排量及减排成本。其中超临界、超超临界机组和 IGCc技术的年减排量计算比较复杂，具体计算过程如下： 超临界和超超临界发电、IGCC 技术，通过提高煤转化效率，减少单位发电量的耗煤量，从而减少单位发电量的温室气体强度。假定其他条件不变，可认为采用这些技术时发电效率提高的百分比等于温室气体强度降低的百分比。也即采用这些技术时的单位发电量的减排量，等于采用传统技术单位发电量的温
11、室气体排放量乘以效率提高的百分比。具体推导过程如下： 假设燃烧 1吨煤，排放温室气体为 x吨 C02e，采用传统技术可生产P度电；若改用先进技术（超临界、超超临界或 IGCC） ，可使发电效率提高 n%，即能生产 P*（1+%）度电。那么，每生产一度电，采用传统技6术的温室气体排放量为一吨 CO2e/kWh，采用先进技术的温室气体排放量为 x/p（1+%）吨 CO2e/kWh，先进技术相对于传统技术的温室气体排放系数减少量为： 也即单位发电量的温室气体排放减少量，等于采用传统技术的温室气体排放系数乘以采用先进技术时发电效率的提高量。 因此，总的减排量等于采用先进技术生产的电量、采用传统技术的温
12、室气体排放系数与发电效率的提高量三者的乘积。 减排情景中已经设定了超临界和超超临界机组、IGCC 机组的新增装机容量，要计算生产的电量，还需要年运行时间数据，可根据现有火电机组设备年利用小时数进行估计。近年来火电发电设备利用小时数波动较大且并无明显的上升或下降趋势，平均为 5267h，取该值作为本文中发电机组年运行时间。 超临界和超超临界机组相对于传统亚临界机组只是锅炉蒸汽的温度、压力等状况不同，对年运行时间并无太大影响。而 IGCC与之不同，其运行过程要求各种设备和系统合理配置、密切配合，以提高整体循环效率，这样虽提高了能量利用效率，但也使系统复杂性增加，运行过程中各设备互相牵制，影响了 I
13、GCC机组的运行时间，使得 IGCC相对于常规的燃煤发电系统在可靠性方面有相当大的差距。按照美国能源部（DOE） 、美国电力研究院（EPRI）等机构专家的预测，商业化的 IGCC电站性能将在未来不断改善，到 2010年可用率达到 85%以上。2015 年将超过 90%。考虑到中国与美国在技术方面尚存在一定差距，预计中国 2015年 IGCC电站可用率达到 85%。 7结合以上分析，本文取超临界和超超临界机组年运行时间为 5300小时，IGCC 机组运行时间为其 85%，即 4505小时。根据研究，深圳煤电温室气体生命周期排放系数约为 1000克 CO2e/kWh，以此作为采用传统技术的温室气体
14、排放系数。 现在传统的亚临界燃煤技术热效率大概在 38%左右，该技术已很成熟，进一步发展的潜力很有限。综合考虑超临界和超超临界技术、IGCC 技术的发展现状及相关学者的研究，本文初步预测到 2015年，超临界和超超临界技术的平均发电效率达到 45%，IGCC 技术的发电效率达到 48%，那么，相对于传统燃煤技术，超临界和超超临界技术、IGCC 技术发电效率分别提高 7%、10%。 综合以上分析，2015 年，采用超临界和超超临界技术替代传统燃煤发电技术单台机组产生的 CO2减排量为 11.1万吨，采用 IGCC技术替代传统燃煤发电技术单台机组产生的 C02减排量为 13.5万吨。 （四）减排成
15、本 根据以上分析，得到深圳火电行业减排成本（见表 3、表 4） 。 三、深圳火电行业碳配额分配 借鉴国外经验，结合深圳具体情况，我们确定配额分配的原则如下：1.排放强度分配原则 国外发电行业的配额基本都是采用祖父法分配的，而深圳经济目前还处于快速发展阶段，对能源的需求还将持续增加，特别是主要发电厂最近 3年的运行状况还远远没有达到最大负荷，因此不能采取祖父法进8行分配，应该按照以排放强度为基准进行分配。 2.区别分类原则 深圳火电行业碳配额分配方案采用相对总量控制目标，也即碳强度目标对企业进行约束，根据发电机组类型分为燃煤电厂、燃机 9F机组和燃机 9E机组三类，每类特点一致、不同类别很难比较
16、，需针对每个类别机组的特征分别制定配额分配方案。 3.稀缺原则 作为交易体系的核心内容，配额分配工作应充分考虑企业间减排成本的差别。对于减排成本较低的企业，配额分配应该从紧，从而激励企业进行节能改造，减少排放；对于减排成本较高的企业，配额分配应适当宽松，以免企业因无法达成减排目标而只能被动接受惩罚，不仅削弱了企业的竞争力，也违背了建立碳交易体系的初衷。整体而言，配额分配要从紧，这样才能保证配额的稀缺性，在二级市场上才能形成合理的碳价格，有利于建立起企业的减排激励。 燃煤电厂仅妈湾电力一家企业，其未来 3年碳强度目标是在 20092011 年平均碳强度基础上降低 1%。燃机 9F机组电厂有广前和
17、深能源东部电力两家企业，由于机组先进、负荷大、燃料清洁、已有节能减排工作良好等原因，规定广前电力未来 3年碳强度目标，达到 20092011 年的年度碳强度最低值即可；东部电厂前期碳强度与广前有约 6%的差距，考虑到其客观环境与广前稍有差距，规定其未来 3年碳强度目标在 20092011 年的年度碳强度平均值基础上降低 3%。燃机 9E机组电厂共有 5家企业，于 2011年全部完成油改气工程，其未来 3年碳强度目标为 5家企业 2011年平均碳强度，对于9有冷热电联产的电厂，根据情况进行额外碳配额补贴。根据统计数据，2011年 5家 9E机组电厂总发电量为 549808.1万 kW?h，总碳排
18、放量为2727895tCO2-e，平均碳强度为 4.96tCO2-e/万 kW?h。 分配方法：碳排放强度=5 家电厂 2011年平均碳强度 计划签发年度碳配额=年预测发电量碳排放强度 实际确认年度碳配额=年实际发电量碳排放强度 根据经济发展对能源需求及其南方电网供电规划，我们对 2015年深圳市发电行业的生产情况进行了预测。与 2011年相比，2015 年深圳市火电行业结构发生小幅度变化，燃煤发电比例由 46%降到 43.6%；火电行业总发电量下降了 5.8%，其中燃煤发电量下降 14.7%，燃机电厂发电总量上升 2.4%。与 201 1年相比，2015 年深圳市火电行业总排放量共减少155
19、3683tCO2e，降低 9.4%。其中燃煤电厂，即妈湾电厂共减少1680921tCO2，减排比例为 15.59%，燃机电厂在发电量增加的情况下总碳排放量增加 127238.1tCO2e，增加比率为 0.77%。与 2011年相比。2015年深圳市火电行业碳强度由 6.62下降到 6.37，下降比例为 3.8%。目标碳强度低于 2011年碳强度的企业有妈湾电厂、东部电厂、中海油、南山热电，因为企业减排技术的改进，相对于碳配额分配存在一定的滞后性，所以这些企业在未来几年可能是碳交易市场的买家。目标碳强度高于2011年碳强度的企业有南天电力、宝昌电力、钰湖电力，这些企业在未来几年碳配额可能会剩余，
20、将成为碳交易市场的卖家。 深圳市火电行业的总体情况变化不大，对经济影响很小，电力缺口可以由南方电网购入外部电力来补充。 10四、结论 1.深圳市火电厂主要是燃煤和燃机两类，燃机机组都是燃气的，原有的燃油机组都已经改造为燃气。燃气机组装机容量高于燃煤机组装机容量，但 2011年发电量燃煤机组明显高于燃机机组，燃煤机组碳排放量更是占到了总体的 70%左右。 2.深圳市火电厂技术水平较高，单位发电量煤耗、单位发电量碳排放强度均居于全国先进行列，碳排放减排空间、减排潜力很小。 3.借鉴国外经验，更基于深圳市具体情况，采取以单位发电量碳排放强度为指标的基准法为配额分配办法。据测算，此配额方案对经济影响很小。
