深圳火電行業碳排放現狀、減排成本與配額分配

【摘要】火電行業是深圳碳交易的重要部門，2011年火電裝機比重為51%，計劃到2015年該比重為54%。在深圳火電行業中，煤電發電量約占46%，碳排放量占62%。目前深圳火電行業的碳強度已屬先進水平，減排潛力有限。在借鑒國外電力行業碳配額分配經驗的基礎上，深圳市根據碳排放強度分配原則、區別分類原則和稀缺性原則，制定了符合市情的火電行業碳配額分配方案。

【關鍵詞】火電行業 碳排放 減排成本 碳配額

【中圖分類號】F205 【文獻標識碼】A 【文章編號】1004-6623（2013）03-0088-6

【作者簡介】王清華（1989-），女，河南信陽人，北京大學深圳研究生院環境與能源學院碩士研究生，研究方向：環境管理、環境政策、環境金融、碳交易；許敬涵（1990-），女，滿族，黑龍江哈爾濱人，北京大學深圳研究生院環境與能源學院碩士研究生，研究方向：環境管理、環境政策、環境金融、碳交易；馬曉明（1962-），黑龍江齊齊哈爾人，北京大學深圳研究生院環境與能源學院教授，研究方向：環境規劃與管理、環境金融、碳交易。

深圳火電行業是直接碳排放量最大的部門，2011年火電行業二氧化碳排放量1551萬噸，約占深圳市直接碳排放的27%。隨著深圳經濟的不斷增長，電力需求也在持續擴大，如果保持現有排放強度，火電行業的溫室氣體排放量還將進一步增加。對火電行業的排放量現狀、減排潛力及減排成本開展研究，有助于深圳市碳排放權交易體系的建立。

一、深圳火電行業現狀分析

（一）深圳火電廠基本情況

深圳市電廠主要分為火電、核電和垃圾焚燒發電三類。2011年，深圳境內電廠總裝機容量為1270萬千瓦，比2005年的887.22萬千瓦增長了43.14%。其中，核電總裝機容量為612萬千瓦，占48.19%；氣電438.3萬千瓦，占34.51%；煤電184萬千瓦，占14.49%；油電23.5萬千瓦，占1.85%；其它新能源發電裝機12.2萬千瓦，占0.96%。按電壓層級分，500kV電源裝機612萬千瓦，占48.19%；220kV電源裝機436萬千瓦，占34.33%；110kV電源裝機212.2萬千瓦，占16.71%；10kV電源裝機9.8萬千瓦，占0.77%。

根據規劃，到2015年，深圳境內電廠總裝機容量將達到1500萬千瓦。其中，核電612萬千瓦，占40.80%；氣電626.8萬千瓦，占41.79%；煤電184萬千瓦，占12.26%；其它新能源發電裝機77萬千瓦，占5.15%。

本期碳交易暫不考慮核電廠與垃圾發電廠。深圳市有火電廠8座，其中燃煤電廠1座、燃機電廠（深圳為燃氣電廠）7座。

（二）深圳近三年火電行業碳排放分析

經過對碳核查數據的分析，得到2009、2010、2011年火電行業8家電廠的發電量、能源消耗量、碳排放量等基本數據。

近3年，各家電廠每年發電量變化比較平穩。在8家電廠中，媽灣電廠3年發電量占深圳火電發電總量的46%，其次是廣前電力和能源集團的東部電廠，鈺湖電力發電量最小。碳排放量情況與之相仿，只是因為媽灣電廠為煤電因素，碳排放量占所有火電廠總碳排放量的比重更高，達到了62%。

3年中，碳強度變化比較平穩，媽灣電廠碳強度最高，達到每度電排放二氧化碳897克；廣前電廠最低，每度電排放二氧化碳393克。

考慮到單位增加值的碳排放量，情況有所變化，雖然媽灣電廠依然最高，但南山熱電由于燃氣價格高的因素，企業虧損經營，其單位增加值的碳排放已然為負，其它企業碳強度基本持平。如果按年份進行分析，2010年最低，2011年最高。

媽灣電廠每度電供電煤耗327克，只比亞臨界320克的國家先進水平略高2%，但與采用更先進燃煤技術的超超臨界機組的300克還有一定差距。

深圳各火電廠的供電標準煤耗均低于亞臨界國內平均供電煤耗水平。2009～2011年，深圳火電行業平均碳強度總體呈緩慢下降趨勢，燃機電廠每年平均降低接近4%，燃煤電廠碳強度卻呈現小幅波動。

燃機機組發電效率受裝機容量、機組技術水平影響很大，容量越大，技術水平越高，發電效率越高，相應的碳排放強度（每度電碳排放量）越低。同一機組的發電效率，也會受到運行狀況、環境溫度、運行維護等嚴重影響。運行越平穩，環境溫度越低，發電效率越高。綜合來看，對燃機發電效率的評價比較復雜，國內外文獻都沒有查到統一權威的標準。

二、深圳火電行業主要減排技術及減排成本

（一）燃煤電廠主要減排技術

深圳燃煤電廠僅媽灣電廠一家，其各項能耗指標在全國同類型同容量機組中處于比較先進的水平。但與目前一些新建電廠的設備、技術相比，還有繼續挖潛增效的空間。所以本研究中以媽灣電廠為例，對燃煤電廠進行了節能減排技術分析。媽灣電廠原為6臺300MW凝汽式汽輪機組，編號為#l、#2、#3、#4、#5、#6機組。2007年12月#5、#6機組由300MW擴容為2×320MW，目前媽灣電力有限公司總裝機容量為1840MW。媽灣電廠能源消耗主要集中在汽輪機、鍋爐、電氣三大部分。具體節能減排措施包括凝結水泵變頻改造、發電機組增容改銘牌、汽輪機通流技術改造、機組提高安全和經濟性改造、鍋爐智能吹灰改造、溴化鋰吸收式制冷系統、鍋爐空預器技術改造、超臨界超超臨界機組發電、整體煤氣化聯合循環（1克CC）等。

在深圳市燃機電廠中，廣前電廠采用的是目前國內最先進的大發電機組——M701F型燃氣——蒸汽聯合循環發電機組，發電效率已達50%以上，配套電機已采用變頻改造技術，供電煤耗最低，節能減排空間幾乎沒有。在其他9E機組中，深圳南山熱電現有的節能減排方案多，供電煤耗低，所以本研究中對燃機電廠節能減排的分析以深圳南山熱電為例。

南山熱電廠擁有3套9E燃機蒸汽聯合循環發電機組，裝機容量54.9萬千瓦，目前的主要產品有電力、管道供熱、移動供熱和污泥干化用熱。

（二）減排成本

本文所述減排成本是一種增量成本，是指減排情景相對于基準情景的成本增加量，即實現如上的減排潛力時需付出的成本量。

某項減排技術的單位減排成本，等于該技術的總減排成本除以其減排量，其中總減排成本是采用某項新技術或某項技術改造所投入的總成本，減排量是設備使用年限內每年的減排量之和，設備每年的減排量是基準情景（所需電力由傳統發電技術提供時所排放的二氧化碳量）減去減排情景（采用節能減排技術改造之后提供同等電力所排放的二氧化碳量）所得的二氧化碳排放量。設備使用年限：燃煤電廠取30年，燃機電廠取40年。根據各技術的單位減排成本及減排量，可以繪制減排成本曲線。

（三）減排量計算

通過上述計算方法可計算出火電行業各項減排技術的減排量及減排成本。其中超臨界、超超臨界機組和IGCc技術的年減排量計算比較復雜，具體計算過程如下：

超臨界和超超臨界發電、IGCC技術，通過提高煤轉化效率，減少單位發電量的耗煤量，從而減少單位發電量的溫室氣體強度。假定其他條件不變，可認為采用這些技術時發電效率提高的百分比等于溫室氣體強度降低的百分比。也即采用這些技術時的單位發電量的減排量，等于采用傳統技術單位發電量的溫室氣體排放量乘以效率提高的百分比。具體推導過程如下：

假設燃燒1噸煤，排放溫室氣體為x噸C0₂e，采用傳統技術可生產P度電；若改用先進技術（超臨界、超超臨界或IGCC），可使發電效率提高n%，即能生產P*（1+α%）度電。那么，每生產一度電，采用傳統技術的溫室氣體排放量為一噸CO₂e/kWh，采用先進技術的溫室氣體排放量為x/p（1+α%）噸CO₂e/kWh，先進技術相對于傳統技術的溫室氣體排放系數減少量為：

也即單位發電量的溫室氣體排放減少量，等于采用傳統技術的溫室氣體排放系數乘以采用先進技術時發電效率的提高量。

因此，總的減排量等于采用先進技術生產的電量、采用傳統技術的溫室氣體排放系數與發電效率的提高量三者的乘積。

減排情景中已經設定了超臨界和超超臨界機組、IGCC機組的新增裝機容量，要計算生產的電量，還需要年運行時間數據，可根據現有火電機組設備年利用小時數進行估計。近年來火電發電設備利用小時數波動較大且并無明顯的上升或下降趨勢，平均為5267h，取該值作為本文中發電機組年運行時間。

超臨界和超超臨界機組相對于傳統亞臨界機組只是鍋爐蒸汽的溫度、壓力等狀況不同，對年運行時間并無太大影響。而IGCC與之不同，其運行過程要求各種設備和系統合理配置、密切配合，以提高整體循環效率，這樣雖提高了能量利用效率，但也使系統復雜性增加，運行過程中各設備互相牽制，影響了IGCC機組的運行時間，使得IGCC相對于常規的燃煤發電系統在可靠性方面有相當大的差距。按照美國能源部（DOE）、美國電力研究院（EPRI）等機構專家的預測，商業化的IGCC電站性能將在未來不斷改善，到2010年可用率達到85%以上。2015年將超過90%。考慮到中國與美國在技術方面尚存在一定差距，預計中國2015年IGCC電站可用率達到85%。

結合以上分析，本文取超臨界和超超臨界機組年運行時間為5300小時，IGCC機組運行時間為其85%，即4505小時。根據研究，深圳煤電溫室氣體生命周期排放系數約為1000克CO₂e/kWh，以此作為采用傳統技術的溫室氣體排放系數。

現在傳統的亞臨界燃煤技術熱效率大概在38%左右，該技術已很成熟，進一步發展的潛力很有限。綜合考慮超臨界和超超臨界技術、IGCC技術的發展現狀及相關學者的研究，本文初步預測到2015年，超臨界和超超臨界技術的平均發電效率達到45%，IGCC技術的發電效率達到48%，那么，相對于傳統燃煤技術，超臨界和超超臨界技術、IGCC技術發電效率分別提高7%、10%。

綜合以上分析，2015年，采用超臨界和超超臨界技術替代傳統燃煤發電技術單臺機組產生的CO₂減排量為11.1萬噸，采用IGCC技術替代傳統燃煤發電技術單臺機組產生的C02減排量為13.5萬噸。

（四）減排成本

根據以上分析，得到深圳火電行業減排成本（見表3、表4）。

三、深圳火電行業碳配額分配

借鑒國外經驗，結合深圳具體情況，我們確定配額分配的原則如下：

1.排放強度分配原則

國外發電行業的配額基本都是采用祖父法分配的，而深圳經濟目前還處于快速發展階段，對能源的需求還將持續增加，特別是主要發電廠最近3年的運行狀況還遠遠沒有達到最大負荷，因此不能采取祖父法進行分配，應該按照以排放強度為基準進行分配。

2.區別分類原則

深圳火電行業碳配額分配方案采用相對總量控制目標，也即碳強度目標對企業進行約束，根據發電機組類型分為燃煤電廠、燃機9F機組和燃機9E機組三類，每類特點一致、不同類別很難比較，需針對每個類別機組的特征分別制定配額分配方案。

3.稀缺原則

作為交易體系的核心內容，配額分配工作應充分考慮企業間減排成本的差別。對于減排成本較低的企業，配額分配應該從緊，從而激勵企業進行節能改造，減少排放；對于減排成本較高的企業，配額分配應適當寬松，以免企業因無法達成減排目標而只能被動接受懲罰，不僅削弱了企業的競爭力，也違背了建立碳交易體系的初衷。整體而言，配額分配要從緊，這樣才能保證配額的稀缺性，在二級市場上才能形成合理的碳價格，有利于建立起企業的減排激勵。

燃煤電廠僅媽灣電力一家企業，其未來3年碳強度目標是在2009～2011年平均碳強度基礎上降低1%。燃機9F機組電廠有廣前和深能源東部電力兩家企業，由于機組先進、負荷大、燃料清潔、已有節能減排工作良好等原因，規定廣前電力未來3年碳強度目標，達到2009～2011年的年度碳強度最低值即可；東部電廠前期碳強度與廣前有約6%的差距，考慮到其客觀環境與廣前稍有差距，規定其未來3年碳強度目標在2009～2011年的年度碳強度平均值基礎上降低3%。燃機9E機組電廠共有5家企業，于2011年全部完成油改氣工程，其未來3年碳強度目標為5家企業2011年平均碳強度，對于有冷熱電聯產的電廠，根據情況進行額外碳配額補貼。根據統計數據，2011年5家9E機組電廠總發電量為549808.1萬kW·h，總碳排放量為2727895tCO₂-e，平均碳強度為4.96tCO₂-e/萬kW·h。

分配方法：碳排放強度=5家電廠2011年平均碳強度

計劃簽發年度碳配額=年預測發電量×碳排放強度

實際確認年度碳配額=年實際發電量×碳排放強度

根據經濟發展對能源需求及其南方電網供電規劃，我們對2015年深圳市發電行業的生產情況進行了預測。與2011年相比，2015年深圳市火電行業結構發生小幅度變化，燃煤發電比例由46%降到43.6%；火電行業總發電量下降了5.8%，其中燃煤發電量下降14.7%，燃機電廠發電總量上升2.4%。與201 1年相比，2015年深圳市火電行業總排放量共減少1553683tCO₂e，降低9.4%。其中燃煤電廠，即媽灣電廠共減少1680921tCO₂，減排比例為15.59%，燃機電廠在發電量增加的情況下總碳排放量增加127238.1tCO₂e，增加比率為0.77%。與2011年相比。2015年深圳市火電行業碳強度由6.62下降到6.37，下降比例為3.8%。目標碳強度低于2011年碳強度的企業有媽灣電廠、東部電廠、中海油、南山熱電，因為企業減排技術的改進，相對于碳配額分配存在一定的滯后性，所以這些企業在未來幾年可能是碳交易市場的買家。目標碳強度高于2011年碳強度的企業有南天電力、寶昌電力、鈺湖電力，這些企業在未來幾年碳配額可能會剩余，將成為碳交易市場的賣家。

深圳市火電行業的總體情況變化不大，對經濟影響很小，電力缺口可以由南方電網購入外部電力來補充。

四、結論

1.深圳市火電廠主要是燃煤和燃機兩類，燃機機組都是燃氣的，原有的燃油機組都已經改造為燃氣。燃氣機組裝機容量高于燃煤機組裝機容量，但2011年發電量燃煤機組明顯高于燃機機組，燃煤機組碳排放量更是占到了總體的70%左右。

2.深圳市火電廠技術水平較高，單位發電量煤耗、單位發電量碳排放強度均居于全國先進行列，碳排放減排空間、減排潛力很小。

3.借鑒國外經驗，更基于深圳市具體情況，采取以單位發電量碳排放強度為指標的基準法為配額分配辦法。據測算，此配額方案對經濟影響很小。