碳市场下火电统一碳排放基准与减排效应分析

第39卷第1期 2018年1月 电 力 建设 Electric Power Construction V01．39．No．1 Jan．．201 8 碳市场下火电统一碳排放基准与 减排效应分析 刘铠诚1，孙嘉赣2，周任军2，何桂雄1，郭炳庆1 1．中国电力科学研究院，北京市100192； 2．智能电网运行与控制湖南省重点实验室长沙理工大学，长沙市4101 14 摘要为提高火电中低碳电源的竞争力，在现有低碳技术与碳市场运行经验的基础上，文章提出考虑常规燃煤、碳捕 集燃煤和燃气机组3类火电电源排放强度的统一碳排放基准计算方法，将3类火电电源纳入统一的碳配额分配机制 中。以火电燃料成本及碳交易成本的综合成本最小化为目标，对各火电机组发电量进行分配。同时文章分析碳捕集煤 电发电比例与未来碳价水平对火电行业综合成本和碳排放量的影响，为实现中国碳减排目标提供合理建议。 关键词碳捕集；碳交易；统一排放基准线；电量分配 A Unified Carbon Emission Benchmark for Fossil．Fueled UniIs and Its E骶ct on Carbon Emission Reduction in Carbon Market LIU Kaicheng 1，SUN Jiagan2，ZHOU Renjun2， HE Guixion91，GUO Bingqin91 1．China Electric Power Research Institute，Beijing 100192，China；2 Smart Grids Operation and Control Key Laboratory of Hunan ProvinceChangsha University of Science and Technology，Changsha 4101 14，China ABSTRACTTo enhance the competitiveness of lowcarbon units in fossilfueled power industry，a unified emission benchmark of emission allocation for all fossilfueled units is put forward，including conventional coalfire units，carbon capture coalfired units and gasfired units．A model aimed at minimizing the total cost of both fuel and carbon emission is built to allocate electricity among various fossil-fueled units in the future．Then，the influence of both carbon capture coal fired power generation ratio and future carbon price on the comprehensive COSt and carbon emission of thermal power industry is analyzed．In the end，proper advice is given for the realization of the carbon emission reduction goal in China． KEYWORDScarbon capture；carbon trading；unified emission benchmark；electricity allocation 中图分类号TM 732 文献标志码A 文章编号100072292018010011306 DOI10．3969／j．issn．1000-7229．2018．01．015 O 引 言 尽管当前新能源占比不断提高。但在一段时期内 煤炭发电仍将作为发电领域的主导方式[1]，因此，煤 电的低碳化对我国实现2030年碳排放达峰值承诺具 有重要意义。其中，碳捕集与封存carbon capture and storage．CCS是目前唯一经实践证实能够实现燃 煤电厂CO，减排90％的技术手段[2]，其在煤电行业 的减排前景被寄予厚望。然而，CCS技术的引人将使 基金项目国家自然科学基金项目51277016；国家电网公司科技项 目YDBl7201600049 Project supported by the National Natural Science Foundation of China 51277016 碳捕集电厂carbon capture power plant，CCP基础建 设成本显著增加，并增加约30％的额外能耗[2]，高昂 的成本是当前阻碍CCS技术推广的重要因素。 碳交易是碳减排的市场手段。2005年建立的欧 盟排放交易体系European Union Emission Trading System，EU ETS是全球首个最大的国际排放交易体 系。EU ETS前2阶段2005--2012年的运行虽总 体取得很大成效，但由于初期各成员国自行设定的排 放量配额上限过高导致配额过剩，加之经济危机影 响，排放配额交易价格曾在2007年降至0．影响了碳 市场发展与减排技术的进步[3]。此外，EU ETS初期 阶段以祖父法grandfathering为依据的免费初始碳 配额方式使得某些大型垄断行业借机盈利．历史排放 万方数据 量越高获得的免费分配配额越大，违反了“污染者付 费”这一基本的公平效率原则[4j。在总结前2阶段 经验的基础上。第3阶段2013--2020年的主要特 征在于采用一个单一的欧盟范围内的排放配额上 限，代替过往体系里的各围家上限默认以拍卖形式 分配配额，而依然是免费分配的配额则由统一分配规 则分配涵盖更多的产业和温室气体通过NER300 计划融资发展可再生能源创新技术和CCS技术。同 时，为防止市场滥用和其他违规行为．欧盟理事会和 欧洲议会出台并修改了一系列相关指令和条例。 我国当前碳交易试点对电力行业普遍采用基准 法benchmarking进行免费初始配额分配，但其对基 准的选取由各试点自行制定北京市基于历史排放强 度进行碳配额核定，通过控排系数加以调节b]．但排 放系数需根据历史数据与当前政策、经济等多种因素 综合确定，其具体制定细则并未对外公布广东省近2 年采用同定不变的火电机组容量基准线分配碳配 额。“川，难以促进电源低碳化的持续发展；上海市采取 随时间动态递减的碳排放基准线[8]，但其以机组容量 为区分的设置方法仅会对同一容量段内的高排放机组 产生减排压力，无法对火电行业整体低碳化产生较大 影响；湖北省采用历史基数及标杆值分别进行排放配 额的预分配及调节分配旧]，灵活的交易机制使其成为 全国最活跃的碳交易市场。以上分配方法差异也是当 前各试点配额无法实现跨区流通的原因之一。 我国即将启动全国碳排放权交易市场，当前试点 以不同机组燃料类型和容量参数为划分的分配基准 无法更好地体现低碳火电机组的减排价值，且尚未有 文献对于将不同燃料类型与容量参数的火电机组纳 入同一分配体系的统一基准进行研究。因此，借鉴国 内试点与EU ETS第3阶段经验，并借助先进的减排 手段在火电行业设计推行各类型各参数机组均适用 的统一分配基准，以提高低碳火电电源市场竞争力。 1 统一碳排放基准下的配额交易 1．1 火电碳配额交易机制设计 1．1．1 分配形式 EU ETS计划自2013年取消电力碳配额的免费 发放，逐步转向拍卖形式，但为使电力行业现代化，部 分成员国仍采用免费发放形式。我国目前试点地区 对于火电行业碳配额主要实行免费发放形式。因此 在全国碳市场建成初期，电力碳配额仍有可能继续实 行免费发放。 1．1．2分配方法 由于电力部门的公益属性．对其碳排放量更适合 从相对总量上进行控制，而非绝对总量。经验表明， 皿http／／www．cepc．corn cn 在免费分配形式下基准法相对于祖父法更符合“污 染者付费”这一基本理念，即沿用基于排放强度基准 法的碳配额分配方法更显合理。 火电碳配额交易机制如图1所示。 历史数据 统计 基准线 计算 碳配额 发放 碳配额 交易／清缴 图1火电碳配额交易机制 Fig．1 Carbon trading mechanism for fossil-fuel fired units 1．2火电机组碳排放因子 火电机组排放因子表征生产单位电能火电机组 排放的CO，质量，其数值与所用燃料的热值、含碳量 及燃烧效率有关，一般呈现逐年降低的趋势。前两者 由燃料本身属性决定，后者则由生产加工技术决定。 参照联合国政府间气候变化专门委员会 Intergovemmental Panel on Climate Change，IPCC 推荐的各种燃料CO，排放系数[1 0I，可计算各类火电 机组碳排放因子。 1．2。1 常规燃煤机组碳排放因子 e。．，7。。P。。 1 式中y。表示折标煤供电煤耗，g／kwh；p。。为标 煤的碳排放系数，取推荐值2．46 kg CO／kg标煤。 1．2．2燃气机组碳排放因子 P纠0．717 4y州P。 2 式中y。表示天然气发电气耗，m3／kWh；p。为 天然气的碳排放系数，取推荐值2．688 kg CO，／kg天 然气。 1．2．3碳捕集机组碳排放因子 由于碳捕集机组在碳捕集过程中需要消耗大量 能量，在净输出电量相同的情况下，碳捕集机组的供 电煤耗相比常规燃煤机组供电煤耗要高。根据碳排 放因子定义可计算碳捕集机组排放系数如下 e唧．，h，Q。。叫Q。。1一卢，]／Q。叫 P。1一卢，1Q。。／Q。。， 3 式中成为碳捕集比率；Q。。为碳捕集系统额外消耗 电能；Q。，为碳捕集机组净发电量。由文献[11]可 得碳捕集系统功耗如下 P。。，A卢。e。。P。。、。。P。M。／1一A卢。e。．。4 万方数据 假设碳捕集电厂额定出力全部用于x,-f夕t．供电及 碳捕集，即 P№11。P。，，P。， 5 则有点。，器若丽‰-1。1 6 式6表明碳捕集机组的捕集能耗占比6由碳捕集 率卢、捕集系统维持能耗P。。M和捕集单位CO所消 耗的热功率碘同决定。 1．3统一碳排放基准设置 由于各燃料的含碳属性不同，其碳排放因子差异 较大，因此很难用统一碳排放标准约束不同燃料类别 的火电机组碳排放量。当前试点市场多基于静态或 动态的火电机组容量基准线确定碳配额。该配额发放 标准充分考虑了不同燃料燃煤、燃气和容量亚临 界、超临界、超超临界机组的排放特性差异，以保证 配额发放的公平性。但在CCS技术的发展下，碳捕 集燃煤机组的排放强度可远低于当前较清洁的燃气 机组．因此将不同燃料类别和容量参数的火电机组纳 入统一标准体系进行评价是可行的。 参考国家发改委发布的“区域电网基准线排放 因子”一12]计算方法，设计出包含常规燃煤、碳捕集燃 煤和燃气3种火电机组的火电行业统一碳排放基准 如式7所示，由于燃油发电在我国火力发电中的份 额很小，为简便计算在此忽略不计。 ∑Q。H‰H ％r 2专五■I ∽’eH，r 2弋_■一 L，J 』J Y m，一 式中e。，表示第t年火电行业碳排放基准， L／Mwh，其取值与第f1年各火电机组的发电 量与排放因子有关；Q。川和e。川分别为各火电机 组第t一1年净发电量与平均碳排放因子，下标m E {C，ccp，g}表示常规燃煤机组、碳捕集机组或燃气 机组。 以发电量加权平均方式求取的统一碳排放基准， 可以保证在高碳排放的常规燃煤发电量占优的初期． 计算出的统一碳排放基准不会大幅偏离现行燃煤机 组平均碳排放基准。从而给予常规燃煤机组一定的减 排改造Hf．3同时对低碳电源给予高于现行以机组燃 料类型和容量划分标准的减排收益。逐年滚动更新 的基准也有助于推动火电行业低碳化。 或天然气购置费用．用下式表示 Ch。，Y。。Q。P。 8 式中7。，表示供电煤耗或气耗；p。，为对应的煤炭价 格或天然气价格。显然。碳捕集机组的煤耗要高于常 规燃煤机组。根据供电煤耗的定义可得 y。。t兰二；掣7。t16。t9 』【111 n ， ＼一 一“ ， 、 ， V“m t 式中y。。表示常规机组供电煤耗；6。，为碳捕集机组 捕集能耗占比；Q。，和Q。。。，分别表示碳捕集系统额 外消耗电能以及碳捕集机组净发电量。 2．2火电碳交易成本 根据1．1节中设计的电力碳配额交易机制，分配 给控排企业的碳排放配额是免费的，超出配额的排放 量需在碳交易市场中购买．未使用完的配额则可出 售。火电企业碳配额由其实际发电量与排放基准确 定，由此可定义各火电机组碳排放成本如下 C。。，PEA．tQ。，e。，一em， 10 式中PEA．t为碳排放权交易价格。 2．3火电综合成本模型 在全国碳交易市场建成后．火电机组的减排压力 将增加。从火电行业整体利益出发，以计及燃料成本 和碳交易成本的综合成本最小为目标．分析火电行业 对不同电源电量的分配策略。其综合成本模型目标函 数如下 min{∑∑ch。，c。。，} 11 约束条件如下 Q。，Q。。，Q。，Q， 12 Q。川㈣≤Q。，Q。。，≤Q。川。。。 13 Q引。。≤Q川≤Q纠。。 14 Q。。，一Q。。H／Q。。川≤f 15 式12表示每年火电发电总量应满足预测需求；式 13、14分别表示国家每年对于燃煤和燃气发电 量的引导并留有一定调整空间；式15考虑到CCS 年捕集能力限制、市场对于CCS的预期水平以及政 府对于低碳技术的推进力度与相应的市场监管．碳捕 集机组发电量或交易量年均增率会存在一定上限值。 为方便预测分析，假设初期低碳机组盈余碳配额可被 高碳机组、其他高碳工业企业完全收购或政府回购． 即不考虑因配额过剩导致的价格波动影响，碳配额不 进行跨年转结。 3算例分析 2 火电综合成本模型 3．1 参数设置 2．1 火电燃料成本 以2016--2030年为规划期，应用所提模型对火 对于各火电机组，其燃料成本为用于发电的煤炭 电低碳电源电量进行分配。由文献[12]、[1215]可 htlp／／www．cepc corn cn啁 万方数据 得相关预测数据如表1所示。 表1 2020年及2030年相关预测数据 Table 1 Forecast data in 2020 and 2030 注表示煤电和气电发预测电量在给定参考值0．5％范围内调整。 由文献[2]可预测2016年碳捕集电厂容量占 比不超过1％，因此假设2016年碳捕集电量不超过 当年煤电发电量1％。在国家碳减排承诺和降低煤 炭产能的背景下，取2030年低碳政策和强低碳政 策碳价分别为100、300元／t，规划期内碳价按年均 增率上涨；为保守估计，取碳捕集率及燃料价格为 固定值。 3．2减排效应影响因素分析 3．2．1 CCP电量增率对减排效应的影响 受CCS技术产能影响，同时为了防止火电企业 的投机行为对碳市场发展的影响，政府需对CCP的 建设速度与规模加以控制。表现在CCP年发电量年 增长率保持在某一可控范围内。在2030年碳价 100形t水平的低碳政策下．分别取CCP电量年均增 率上限为10％～50％，每5％间隔为一个情景进行模 拟，所得规划期内火电总碳排放量及成本数据见 表2。 随着CCP电量增率上限的提高。火电综合成本 总体呈现下降趋势，但火电碳排放量呈现先下降后上 升的趋势，且在CCP电量年均增率上限为50％时可 使规划期内火电碳排放总量达最小值．约439．7亿t。 为深入分析火电碳排放量随CCP电量增率上限 提高而呈现的先下降后上升的趋势．选取CCP电量 年均增率上限45％和55％情景对照分析，所得逐年 数据如图2、图3所示。 在CCP电量年均增率上限45％情景下，CCP在 2030年已能承担约50％煤电电量。为了能在碳减排 收益更大的“十五五”期间多获利．煤电企业会在 2016年设置相对于55％情景更高的CCP电量。以保 皿hap／／www．cepc．corn．cn 表2 CCP电量年均增率上限对火电排放总量及成本影响 Table 2 Effect of CCP annual electricity production limit on total emission and cost of fossil-fuel fired power units 图2设定CCP电量年均增长率上限情景下 煤电电量分配 Fig．2 Electricity allocation of coal-fired units under two given CCP annual electricity production limits 图3设定CCP电量增长率上限情景下煤电排放成本 Fig．3 Carbon emission cost under two given CCP annual electricity production limits 万方数据 证后期CCP电量占据一定优势。 当CCP电量年均增率上限大于50％时，已能 确保CCP满足2030年全部煤电电量需求。煤电企 业会在碳价低且碳捕集能耗高的“十二五”初期设置 相对较低的CCP发电量，并在“十三五”期间压缩 CCP发电计划以控制碳捕集电厂综合成本；同时在 碳价高且碳捕集能耗低的“十五五”期间大幅增加 CCP发电份额，在碳市场上获利。表l呈现出的减 排总量随CCP电量年均增率先升后降的现象也得以 说明。在2028年后，由于CCP占据电量优势，统一 碳排放基准线降幅放缓，CCP减排收益增长放缓；同 时，尽管单位碳排放成本增加，由于常规燃煤电量份 额大幅降低，其总排放成本也转为逐年降低趋势。 煤电企业通过对CCP电量的合理分配，可实现 “十二五”后期以后碳捕集燃煤综合成本低于常规燃 煤．结果见表3。 表3煤电综合成本 Table 3 Comprehensive cost per心lowatt-hour of coal．fired units 3．2．2碳价对减排效应的影响 除CCP电量年均增率限制外，碳价也是影响火 电企业减排的重要因素。显然，碳价越高，火电企业 的碳排放成本越高，减排收益也越大。将2030年碳 价由100形t调至200影t和300面t，所得模拟结 果如图4、图5所示。 图4不同CCP电量增率上限及碳价下火电碳排放总量 Fig．4 T different CCP annual electricity production limits and carbon price O 10 20 30 40 50 60 70 CCP电量年均增率上限胍 图5不同CCP电量增率及碳价水平下火电综合成本 Fig．5 TotaI cost of fossilfuel fired units under different CCP annual electdcity production limits and carbon price 由图4可知，在同一CCP电量年均增率上限情 景下．高碳价通常得到较低的碳排放总量，但因碳价 引起的最大排放总量偏差约8．55亿t，不到规划期内 排放总量的2％．因此碳价水平对于规划期内碳排放 总量影响非常微小，CCP电量年均增率上限仍是减 排的关键。不考虑电厂节能改造以及新能源的等效 减排影响．通过CCS技术可在规划期内最大减排约 70亿t CO，5％上限排放约518亿t，50％上限排放 约448亿t。 由图5可知．火电综合成本随规划期碳价以及 CCP电量年均增率上限的提升，总体呈现下降趋势。 当CCP能够承担规划期末全年煤电发电量时CCP 年均电量增率上限大于50％左右，通过对前期CCP 电量的合理安排，煤电企业可通过碳市场大幅降低总 综合成本。 4 结论 1将不同燃料类别和容量参数的火电机组纳 入统一碳排放配额分配标准，并合理调整火电机组内 部发电份额．可使低碳机组在碳市场获得更多利益， 具有更强发电竞争力。 2从政府减排角度出发，火电碳排放总量随碳 捕集电厂电量年均增率上限提高呈V形曲线关系。 通过对碳捕集技术合理部署与交易量引导，当CCP 有能力在规划期末承担所有煤电电量时，减排效益 最佳。 3从火电整体利益考虑，碳价的提升有助于降 低火电的综合成本，但对于碳排放总量无明显影响。 因此政府在制定基础碳价时能够保证火电企业的合 理收益即可。 5 参考文献 [1]中国能源研究会．中国能源展望2030[M]．北京经济管理出版 http／／www．cepc．corn．cn皿 ●0 9 8 7 6 5 4 3 2 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 万方数据 ●雷蘑翟盆图譬圈 三兰兰 社．2016． 『2]亚洲开发银行．中国碳捕集与封存示范和部署路线网[EB／OL]． 2015-11一18．https／／www． adb． org／sites／default／files／ publication／179015／roadmap-CCSprczh．pdf． [3]欧盟排放交易体系EU ETS[EB／OL]．2017-03-31． https／／ec．europa．eu／clima／policies／etszh． 『4]熊灵，齐绍洲．欧盟碳排放交易体系的结构缺陷、制度变革及其 影响f J]．欧洲研究．20t215l划．2． XIONG Ling，QI 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