碳排放配額與容量電費對Y天然氣熱電聯產項目經營損益的影響分析

【摘" 要】隨著國家“雙碳”目標的加快推進，化石能源發電逐步從主力電源轉變為備用電源，國家同步推行碳排放配額與容量電費相關政策也在加速這一進程。天然氣熱電聯產項目因具有供熱任務而無法完全退出市場，碳排放配額與容量電費對其經營結果有利有弊，給項目的經營決策帶來了不確定的重大影響。論文以Y天然氣熱電聯產項目為例，分析碳排放配額與容量電費對項目經營損益的影響，旨在為經營決策提供參考。

【關鍵詞】碳排放配額；容量電費；天然氣；熱電聯產

【中圖分類號】F426" " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " 【文獻標志碼】A" " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " "【文章編號】1673-1069（2024）10-0139-04

1 背景

1.1 政策背景

1.1.1 宏觀環境

2020年9月我國明確提出2030年“碳達峰”與2060年“碳中和”目標。開始階段，天然氣作為相對煤炭更為潔凈的化石能源，將逐步取代煤炭成為供電、供熱、供冷的主力能源。然而，2022年“俄烏沖突”打響，引發了歐洲能源危機，全世界范圍內天然氣資源進入前所未有的緊張狀態，價格以倍數增長。鑒于我國“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦，為了保障能源安全，國家強調煤炭在經濟中的壓艙石作用，“煤改氣”的步伐暫緩。新的形勢下，為了確保“雙碳”目標的實現，國家對新能源發電加大了支持力度。在政策的強有力扶持下，社會各界共同發力，新能源發電在研發和生產上一路高歌猛進。技術的進步使得新能源發電設備造價急速下降，邊際發電成本也大大降低，使新能源發電的商業化運營具備了經濟可行性，從而得到迅速推廣。

政治、經濟環境的變化使得天然氣發電失去了大量優勢，其資源穩定性及環保屬性均處于煤炭和新能源之間，資源價格居高不下使其經濟性嚴重受挫。為此，天然氣純發電機組逐步轉入調峰運行，而天然氣熱電聯產機組由于必須履行為周邊用戶供熱的任務，無法停止運行。在眾多不利的外部環境下，如何保持盈利成為天然氣熱電聯產項目生存的關鍵，必須在經營預算中作出充分的考慮。

1.1.2 容量電費政策

雖然以風能、太陽能為代表的新能源發電得到蓬勃發展，并且在政策上得到優先消納的支持，但是在時間、空間上與用能單位的錯配使得現階段新能源無法成為穩定的能源來源，因此化石能源仍將在長時間內作為補充性基礎能源而存在，新能源的極其不穩定性由化石能源來調節，新能源不足時由化石能源來補充。為此，化石能源機組配備量需要達到全社會用電的最大值，但利用率較低，項目的投資及經營期的固定成本無法通過電能量交易回收。

國家為此進一步出臺了容量電費政策，使化石能源機組能按發電能力獲得定額補償，適當彌補投資成本和固定成本，以長久保持穩定健康的備用狀態，以便在用電需求來臨時能有效響應。國家能源局明確提出：“煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元；通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024-2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%?！痹趶V東省，氣電容量電費按照煤電的標準執行。

1.1.3 碳排放配額政策

緊緊圍繞國家“雙碳”目標，2021年，全國碳排放權交易市場成立，電力行業成為首個被納入的重點排放行業。在此基礎上，國家不斷完善碳排放權配額和交易規則，進一步出臺了《2023、2024年度全國碳排放權交易發電行業配額總量和分配方案》（以下簡稱《方案》）。

《方案》把發電機組劃分了4個類別，為每個類別分發電和供熱制定了碳排放基準值。每年重點排放企業可根據實際電、熱產量及碳排放基準值及后期公布的調整系數得出平衡值，按一定算法由省級生態環境主管部門核定，從而獲得碳排放配額。當重點排放企業經核查排放量大于擁有的配額量時，需從市場上購買不足的配額量以完成清繳；當重點排放企業經核查排放量小于擁有的配額量時，剩余的配額量可在市場上出售獲得收入。

現階段燃氣機組擁有豁免機制，即“當燃氣機組年度經核查排放量大于根據配額分配技術指南核定的配額量時，應發放配額量等于其經核查排放量；當燃氣機組年度經核查排放量小于核定的配額量時，應發放配額量等于核定的配額量”。

1.2 項目背景

位于廣東省的Y天然氣熱電聯產項目（以下簡稱“Y項目”），是專為廣東某工業園用戶供熱的天然氣熱電聯產項目，配備一套400 MW的背壓機組，運行最低供熱流量是150 t/h，最高流量可達450 t/h，所發電量統一進入電網交易。由于是專門為熱電聯產配置的機組，增加供熱流量時發電功率將下降，而綜合能源利用效率將上升。熱用戶實際用熱總需求是138萬 噸/年，用熱流量需求是170～300 t/h。因宏觀環境的變化，該項目以常規的運行方式通過電能量、售熱交易獲得的收益出現大幅下降。本文通過測算分析碳排放配額與容量電費對天然氣熱電聯產項目經營預算的影響，為項目公司經營決策提供依據。

2 經營預算分析

2.1 邊界條件

①基準值。Y項目機組在不同運行工況下電、熱產能不一樣，相應的變動成本也不一樣，為了對不同工況下的預算結果進行比較，必須選擇一個基準值作為一切預算的基礎。作為熱電聯產項目，其生產遵循“以熱定電”原則，即一切由用戶供熱需求出發，再決定運行工況，產能水平，計算收支及損益。Y項目的熱用戶的固定需求138萬噸/年，應作為測算產能的基準值。從熱電聯產工藝上看，本質是天然氣的能量轉化為電能量和蒸汽的熱量；碳排放量核查與配額核定均以消耗的天然氣量為基礎，所以天然氣的氣耗速率應作為測算效率的基準值，本文選取Y項目機組額定功率下的氣耗速率48 027 m3/h。

②產能調節范圍。Y項目的產能調節范圍應以熱用戶的需求為基礎，在機組性能允許的情況下決定。用戶需求的流量170～300 t/h均在機組性能允許的區間內，且根據機組熱平衡圖，在此供熱區間內，隨著供熱流量的連續上升，發電功率連續下降，綜合能源利用效率連續上升，其變動軌跡接近線性。因此，只需分別測算供熱量為170 t/h及300 t/h兩種工況下的經營損益，其中較優的工況即為預算應選擇的最佳工況。

③機組性能參數。供熱300 t/h工況下，發電功率為184.44 MW；供熱170 t/h工況下，發電功率為207.24 MW。購入使用能源排放量取實踐數據，為化石燃料燃燒排放量的0.1%。

④轉化比率。蒸汽平均焓值，取實測值2.864 GJ/t；天然氣平均低位熱值，取實測值373 GJ/萬方；單位熱值含碳量取規定值0.015 32 tC/GJ；碳氧化率99%；二氧化碳與碳分子量比率44∶12。

⑤價格參數。售電均價取氣電市場價0.65元/千瓦時；供熱價格取Y項目當地市場價200元/噸；天然氣均價取市場價3元/方；碳排放配額價取2024年全國交易市場價105元/tCO2；容量電費標準考慮未來政策的變化，按執行至50%取值，即165元/千瓦；稅率按照國家現行規定取值；其他變動成本按Y項目運營經驗取0.1元/千瓦時（不含稅）；固定成本按Y項目運營經驗取1.5億元/年（不含稅）。

2.2 常規經營損益測算

首先計算不含容量電費和碳排放配額交易損益時的經營損益，此時Y項目通過消耗天然氣以及少量其他變動成本產生電能量和蒸汽熱量以出售。

機組產能測算結果如表1所示。

常規經營損益測算如表2所示。

根據測算結果，在目前的宏觀環境下，Y項目無論采用哪種工況，僅僅通過售電售熱都將出現虧損，導致項目持續經營基礎受到損害。由于給周邊用戶供熱是Y項目存在的基礎，具有法定義務的性質，如果無法避免，則只能按照虧損較少的預算方案執行。相比之下，由于用戶供熱需求總量固定，供熱170 t/h比供熱300 t/h工況，雖然理論上綜合能源利用效率低，但是運行時間高出近3 600小時，通過出售多生產的電量獲得更多邊際收益，從而使凈虧損減少約581萬元。因此，選擇按照按供熱170 t/h的方進行決策為佳。

2.3 碳排放測算

碳排放測算的基本步驟是根據實際產能計算碳排放量，結合實際產能與既定政策計算可獲得的碳排放配額，二者差額為碳排放量缺口（正數為缺口，負數為盈余），再乘以預計的市場價得出碳排放損失。然而，具體的計算原理卻仍存在一定的分歧，原因在于天然氣轉化為電能量和熱量是同時進行的過程，天然氣存在損耗，而對于該損耗由電能量和熱量如何分擔的問題存在不同的算法，本文采用行業實踐中常用且核查機構采用的“好處歸熱”算法，即熱量由天然氣100%轉化，天然氣的損耗全部由電能量承擔。顯然，這種算法下供熱天然氣轉化率保持恒定，發電天然氣轉化率則隨著綜合能源利用效率的變化而加倍變化。主要計算公式如表3所示。

《方案》規定了燃氣機組碳排放基準值，其中2024年最新的發電基準值為0.328 8 tCO2/MWh，供熱基準值為0.053 3 tCO2/GJ。由于其他調整系數目前尚未明確，實踐中通常在100%左右徘徊，本文暫且按100%計算。結合表1中機組產能測算的結果，可以測算兩種工況下年度碳排放總損失金額（負數為盈余），計算情況如表4所示。

由測算結果可知，由于供熱天然氣轉化率恒定，所以無論哪種工況下單位供熱碳排放缺口都不變，鎖定了損失。而供熱300 t/h時比供熱170 t/h時的綜合能源利用效率高16.2%，意味著供熱170 t/h時發電會額外承擔大量天然氣能量損耗造成的碳排放量，進而使其單位發電碳排放缺口大增，使得最終兩種工況下理論年度碳排放總損失金額差異超過1 000萬元（此處的“理論”指該數據僅是用作對比的理論計算結果，在當前政策下，燃氣機組存在豁免權，可以不承擔該損失）。

2.4 容量電費測算

容量電費由機組容量乘以電費標準所得，只要保持機組不被考核，容量電費與運行狀況基本無關。

Y項目年度容量電費=400 MW×165元/kW×1 000 kW/MW=66 000 000元

2.5 綜合經營損益測算

合并常規經營損益測算、碳排放測算、容量電費測算的結果，得出綜合經營損益如表5所示。

根據測算結果，加入了容量電費后，損益回正，項目滿足持續經營基礎。在現行政策下，由于燃氣機組實際不需要承擔碳排放權清算損失，因此供熱170 t/h方案在碳排放方面的劣勢未得到體現，此時其損益仍占優勢。但是如果以后年度政策發生變化，燃氣機組不再獲得豁免，則供熱300 t/h方案更佳。

2.6 結論

經測算，得出如下結論：

①在煤炭作為壓艙石、新能源蓬勃發展的現階段，Y天然氣熱電聯產項目通過常規交易難以盈利。

②容量電費的獲取是Y天然氣熱電聯產項目扭虧為盈的關鍵，因此項目管理團隊應做好設備管理，使機組持續保持可用狀態，避免因被考核而丟失容量電費。

③碳排放配額政策對供熱有利，對發電不利，是否存在豁免權將扭轉不同方案下的經營損益。

3 結語

本文根據Y天然氣熱電聯產項目的實際情況，從實踐角度詳細分析得出碳排放配額與容量電費對天然氣熱電聯產項目經營損益的實際影響，為項目公司的經營決策提供依據。

文中也存在一定的不足之處，主要是由于部分邊界條件是Y項目現階段特有的，隨著市場環境的改變，結論可能會完全不同。因此，在不同時期應根據實際情況，適時調整邊界條件，正確地對項目經營損益進行測算，為經營決策提供充分、真實、準確的依據。

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