如何正确计算电力间接排放

作者 | 白文浩

来源 | 中创碳投

3月15日，生态环境部发布《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》（环办气候函〔2022〕111号），将全国电网排放因子由0.6101 tCO2/MWh调整为0.5810 tCO2/MWh。

本文梳理了中国用于核算排放量与减排量两种目的，适用于地区、企业、项目与产品四类主体的主要电网排放因子，回顾了其由来，辨析了主要区别，分析了现状与存在的问题，并对未来的演变方向做了展望。

电力在使用过程中隐含的排放称为“电力间接排放”，意指该排放并非发生在电力使用主体设施边界内，而是由于使用主体的需求间接导致在生产电力的过程中燃烧化石能源产生了碳排放。与其他工业产品的不同之处在于，电力渗透到了经济社会的方方面面，是最为重要的二次能源。未来电力在终端能源消费中的比重会持续提高，而相应的碳排放将出现逐步从终端用能部门向发电行业转移的趋势。

为控制发电行业碳排放，可以在生产和消费两个环节采取措施。在生产侧要提高能源加工转换效率、优化电源结构，降低供电碳排放强度；在消费侧要提升用电效率、节约用电，避免非必要的电力需求。

电力间接排放实质上是将碳排放责任分配到了消费侧，这样的制度设计通过统筹生产与消费，在公平分担碳排放责任的同时扩大了气候政策的管控范围，有助于实现气候目标。

对于中国来说，核算电力间接排放的重要性尤为突出。其一，发电行业占中国碳排放的比重超过40%，是减碳的关键所在。其二，中国电力体制的特点使管控电力消费侧成为控制和减少发电行业碳排放的必然选择。经过多年电力市场化改革，直到2021年，中国电力市场才适度放开发电侧电价向终端用户的传导。在此之前，由于电价浮动空间有限以及工商业用户未全部进入电力市场，即便发电企业由于碳管控引起发电成本上升，用户侧电价也无法充分反映碳成本的变动，难以对电力消费形成有效约束。

对电力生产和消费侧实施气候政策管控的前提是准确核算相应的碳排放，电网排放因子则是核算电力消费侧碳排放的重要参数。对于核算电力消费隐含碳排放的一个常见担忧是认为会导致重复计算，这种担忧不无道理。事实上，核算电力消费隐含碳排放的目的并不在于盘点物理意义上实际产生的碳排放，而可以理解为是确定各类主体的“碳排放责任”，旨在为气候政策管控提供“抓手”。

因不同气候政策管控对象与管控目的需要，各类名称相近却用途各异的“电网排放因子”陆续发布。按管控对象从宏观到微观，有地区、企业、项目与产品四类主要主体；按管控目的可分为核算碳排放量与碳减排量两类。与之相关的“电网排放因子”主要有：全国电网平均排放因子、试点碳市场电网排放因子、区域电网平均二氧化碳排放因子、省级电网平均二氧化碳排放因子、区域电网基准线排放因子、电力碳足迹排放因子。各类“电网排放因子”的主要信息如下图所示。

全国电网排放因子用于核算纳入全国碳市场的企业履约边界的电力间接排放，最早由国家发改委在2017年发布了2015年的数据（0.6101 tCO2/MWh），在八大行业的核查工作中从2016年开始一直沿用至2020年。2021年12月，生态环境部印发《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2021年修订版）》（征求意见稿），将全国电网排放因子更新为0.5839 tCO2/MWh，在（2022年修订版）中正式更新为0.5810 tCO2/MWh（相比2015年下降了4.77%）。

在履约边界采用统一的全国电网排放因子是一种较为稳妥和公平的选择，不会对行业现有竞争格局造成过大影响，又能将减排的责任和选择权更大程度上赋予控排企业。在统一的电网排放因子下，减少电力消费是控排企业缩小与行业先进间接排放水平差距的主要途径。

不过，全国电网排放因子的统一更新却可能会对企业产生不同的影响。对于以基准法分配配额的行业，电网排放因子下调后，为避免配额过量发放，基准值在修订时会将电网排放因子的变化考虑在内，按照行业平均的电力间接排放占比进行调整。企业电力间接排放占比越高于行业平均水平，其产品碳强度的降幅就越大，受益越大；对于以历史强度法和历史法分配配额的行业，电网排放因子下调后，可以根据最新电网排放因子调整历史电力间接排放数据，再依据修正后的历史基准排放结合控排系数确定配额。企业当前电力间接排放在总排放量中的占比相较历史时期越高，受益越大。

全国电网排放因子及时更新有利于碳市场引导企业节能减排。煤、油、气、电、热都有相应的碳排放折算系数，其中电力的碳排放折算系数（电网排放因子）会随时间发生显著变化，总体上呈下降趋势。选择更加低碳的能源是控排企业减排的途径之一，长期来看电气化是工业企业减碳的重要举措。通过及时发布更新后的全国电网排放因子，可以将这一积极信号传递给控排企业，引导企业有序提升电气化水平。这与双碳目标下能源绿色低碳转型的路径一致。

2021年，我国开展了首次绿电试点交易。未来消费绿电有望成为一种能够被全国碳市场认可的减排方式。2022年1月七部委印发的《促进绿色消费实施方案》指出“要研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”。据了解，生态环境部征求意见的电解铝和水泥熟料两个行业的碳排放核算指南中已经作出相关规定：绿电排放因子被认定为为0 tCO2/MWh。这一规定将在正式发布时得到确认。

当绿电被单独区分出来不计算碳排放时，电网剩余电量的平均排放因子应为发电行业碳排放总量与全网剩余电量的比值，应比原先全国电网排放因子更高。现阶段绿电交易规模还比较小，对全国电网平均排放因子影响微弱。当新能源电量占比到达一定比例且全面参与市场交易时，对电网排放因子的影响将再难忽略。在这一过程中，应适时调整全国电网排放因子的计算方式以做好与绿电交易的政策衔接。

区域电网平均二氧化碳排放因子（简称“区域电网排放因子”）将全国电网划分为六个区域电网，其计算方法为区域电网本地所有发电厂化石燃料碳排放与净调入电量、净进口电量隐含的碳排放之和除以区域电网总供电量。区域电网排放因子相比全国电网排放因子更能反映不同区域电量构成的差异，但在发布了2010-2012三个年度后，至今一直没有更新。

区域电网排放因子主要在企业和地区两个层面使用。企业层面有两种用途，一是我国核算指南规定法人边界应当采用国家主管部门最近年份公布的区域电网排放因子计算净购入电力隐含的碳排放；二是在2013-2015年八大行业碳排放核查中，补充数据表边界曾采用区域电网排放因子计算电力间接排放（自2016年开始，更改为采用全国电网排放因子计算）。

地区层面，区域电网排放因子主要被用于在早些年的温室气体清单编制工作中核算电力调入调出的排放量。2011年发布的《省级温室气体清单编制指南（试行）》推荐采用2005年区域电网平均供电排放因子计算电力调入调出排放，但由于该排放因子过于滞后，2010-2012年区域电网排放因子便在实践中成为了一种替代选择。此次全国电网排放因子的更新使原本就滞后的区域电网排放因子陷入了更加尴尬的境地。作为一项广泛适用的重要参数，确有必要及时更新。

对于非控排企业来说，滞后、偏高的区域电网排放因子会使得企业碳排放结果失真、偏大，存在损害企业竞争力的潜在弊端。我国核算指南明确核算电力间接排放要采用最近年份公布的区域电网排放因子（核算指南同样适用于非控排企业），但因为区域电网排放因子迟迟不更新，据了解在当前非控排企业的碳排放盘查工作中采用全国电网排放因子、省级电网排放因子、试点碳市场排放因子的情况也时有出现。企业自行采用其认为更符合实际情况的电网排放因子，作为一种补充手段的确能起到一定效果，但这又会导致核算结果可比性差、参考难度大，不利于企业、公众、投资者对标评估决策。

对于地区而言，温室气体清单编制规定电力调入调出的排放作为信息项披露，不计入排放总量。编制温室气体清单的导向是尽可能符合实际和科学地盘点清楚地区的各项排放，作为信息项披露的电力调入调出排放，自然也存在采用最近年份电网排放因子进行核算的基本需要。但同样由于区域电网排放因子暂停更新，这一基本需要在近些年逐步转向了另外一种相对较好的替代选择——省级电网平均二氧化碳排放因子。

省级电网平均二氧化碳排放因子（简称“省级电网排放因子”）是按照省级行政区域边界将全国电网进行划分，计算思路与区域电网排放因子大致相同。文献《省级电网温室气体排放因子研究》指出，电网覆盖范围越小，相应地电网排放因子越接近单位电力实际间接排放，与区域电网排放因子相比，省级电网排放因子核算结果更为准确。据笔者调研，目前公开发布的省级电网排放因子有2010、2012和2016三个年度。

如前所述，省级电网排放因子的用途之一是作为“十三五”以来地区温室气体清单编制工作中核算电力调入调出排放的另一种普遍替代选择。而其主要用途是支撑各级政府“十二五”和“十三五”时期碳强度下降目标考核。“十二五”时期采用2012年省级电网排放因子，“十三五”时期采用了2015和2016年省级电网排放因子。

关于对地区的考核， 2021年中央经济工作会议指出要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。按科学考核的原则，理论上省级电网排放因子也应该逐年更新，从而更加真实地反映各省市碳排放情况。虽然这样会使得各省市碳强度的下降并不完全由其自身努力所决定（因为还包含了电力调出省份电网排放因子变化的贡献），但换一种角度看，及时更新的省级电网排放因子能对当前各省级电网电力清洁化程度重新排序，从而指引各省增加清洁电力消纳。

在国家提出双碳目标后，为指导各省开展碳达峰行动，主管部门也在积极制定相应的指南规范。据了解，生态环境部在其制定的达峰指南中核算电力间接排放时，并未采用任何电网排放因子，而是根据各省调入煤电、气电电量和国家推荐的煤电、气电二氧化碳排放因子计算。2021年8月，碳排放统计核算工作组（国家发改委、国家统计局是牵头部门）正式成立，负责组织协调全国及各地区、各行业碳排放统计核算等工作。据悉，碳排放统计核算工作组在研究制定各省电力净调入（调出）碳排放核算方法时也采用了与生态环境部相同的思路。

从上述政策动向来看，各省电力调入调出的间接排放可能将不再采用省级电网排放因子，转而采用更加直接的化石能源电量省间调入调出数据。总体核算框架基本确定，但仍有部分细节有待完善和明确，比如电网公司与统计年鉴公布的数据存在差异。这一方法的准确度也在较大程度上取决于各省电量调入调出数据是否按照符合实际情况的口径统计并被正确采用。

从核算方法调整的影响来看，未来各省的电力间接排放将由调入（调出）电量的构成决定，对于各省加大非化石能源电力消纳力度是一个更加清晰明确的指引，与可再生能源电力消纳责任权重考核的政策目标有所趋同。

区域电网基准线排放因子用于计算CDM和CCER项目的减排量（严格来说，是用于计算基准线情景和项目情景下的电力间接排放量，进而计算减排量），包括三种排放因子：operating margin（OM，电量边际/运行边际）、build margin（BM，容量边际/建设边际）和 combined margin（CM，组合边际）。

区域电网基准线排放因子与其他电网排放因子的主要区别在于，其衡量的是减排项目在基准线情景或项目情景下的电力间接排放，需要根据其用电需求（需求侧）或发电量（供给侧）的变化对电网的影响来确定的特殊电网排放因子，而不是采用电网的平均排放因子。

以需求侧减排项目为例，用电需求的增减会影响电网调度运行和电源建设，会导致部分现有电厂发电量发生变化，也会潜在影响新电厂的建设。OM和BM分别代表这两部分电量的排放因子。

从电网调度运行角度考虑，一般假设电网是在保证基荷电厂运行的条件下优先使用发电边际成本低的电厂电量，因此用电负荷的变化会优先调度边际成本较高的电厂，即燃煤和燃气电厂。这时OM可以近似认为是燃煤和燃气电厂的加权平均供电碳强度。从电源建设角度考虑，一般假设提供电量的新建电厂与最近新建的电厂集合具有相同的排放特征。BM可以近似认为是最近新建电厂集合的加权平均供电碳强度。

对于新增可再生能源发电项目，比如风电、光伏、生物质，同样适用上述逻辑。

CM是综合考虑了减排项目对电网调度运行和电源建设两种影响，将OM和BM加权平均得到。对于风电和光伏发电项目，考虑到其间歇性和不可调度性，OM和BM的权重取0.75：0.25；对于所有其他类型减排项目，OM和BM的权重取0.5：0.5。

自2006年起，区域电网基准线排放因子每年更新，最新版本为2019年。2006-2019年，各区域电网OM下降了9.7%~31.4%，BM下降了32.1%~70.4%。未来，OM和BM有三个变化趋势：

试点碳市场电网排放因子用于核算各个试点地区企业消费电力的间接排放。我国七个试点碳市场从2013年左右相继启动，为支撑碳排放核算，采用了区域电网基准线排放因子、省级电网排放因子、自行测算等方式确定了各个试点的电网碳排放因子。

当时，区域电网排放因子和全国电网排放因子尚未发布，用区域电网基准线排放因子替代是一种可行的补充手段。但不容忽视的是，区域电网基准线排放因子并不适用于核算企业用电的间接排放。而且部分试点地区采用了OM进行计算，其数值偏高，向企业释放了关于不同能源低碳程度的错误信号。随着各地电网清洁化进程加速，这种信号误差正在进一步扩大。无论从正确核算碳排放的角度，还是引导企业减排的角度，试点碳市场所采用的电网排放因子都有必要更新，特别是采用了区域电网基准线排放因子的试点地区。

当前，试点碳市场电网排放因子有三种发展方向。一是根据本地电网实际情况，更新电网排放因子，比如上海；二是与全国核算规则接轨，如天津和湖北，都采用了所在区域电网排放因子；三是保持不变，包括北京、广东、深圳和重庆。

电网排放因子更新之后需要做好配额分配的合理衔接。以上海为例，在修订电网排放因子的文件中指出“今后本市碳排放交易配额分配涉及的历史碳排放数据确定、碳排放报告、核查、审定等相关工作，均按照最新电力、热力排放因子缺省值进行调整、核算。”

电力碳足迹排放因子是指采用生命周期评价（LCA）方法核算不同发电技术单位发电量产生的碳排放。与其他排放因子不同的是，其核算范围包含了电厂设备的生产运输、建造、燃料开采运输、废弃物处理等环节，用于计算产品碳足迹。几种常见发电技术的碳足迹排放因子见下图。

近几年，企业对于产品碳足迹评价的需求越来越大。我国现阶段在产品碳足迹核算与评价领域的制度、实践基础还较为薄弱。但在双碳目标的推动下，各部门推进的速度明显加快。2021年9月，国家能源局发布的2021年标准制定计划中就包括《光伏发电项目全生命周期碳排放量化方法及评价标准》《风力发电项目全生命周期碳排放量化方法及评价标准》两项与电力碳足迹排放因子相关的行业标准。2022年1月，生态环境部环境规划院发布了《中国产品全生命周期温室气体排放系数集（2022）》，其中包含各类发电技术“上游环节”的碳足迹系数，在一定程度上能够对工作实践提供参考。

电网连接电力生产和消费，是电力系统减碳的核心枢纽，是服务国家双碳目标实现的重要平台。当前，以新能源为主体的新型电力系统正在加快构建，将使电网排放因子的时空差异愈发明显。时间上，由于新能源出力不稳定，在电网中的占比提升之后，不同时间电网排放因子呈现更大区别（包括不同季节和日内）。空间上，既有各地区资源分布不均的自然因素限制，也有全国大电网的配置影响，各地电网电力构成的不确定性增加。

围绕新型电力系统建设，电网排放因子可以考虑在时间和空间维度做精细化的核算，以提供更加清晰及时的指引，并公平准确分担碳排放责任。时间维度，如果能够测算近实时的电网排放因子，可以把用电的负外部性更完整地考虑在内，从而在分时电价的基础上进一步增强需求侧响应的效果，促进新能源电力消纳。空间维度，可以考虑基于电力市场化交易结果核算用户的电力间接排放。当前一些企业的碳排放盘查已经部分采用了这种做法，到2030年全国统一电力市场体系基本建成后将为此提供更加完善的机制保障。

但另一方面，随着全国统一电力市场体系基本建成，全国碳市场纳入电力间接排放的动因会逐步消失，可以考虑适时将电力间接排放从全国碳市场覆盖的排放源中排除。2021年，国家发改委《关于进一步深化燃煤上网电价市场化改革的通知》放开发用电两端，扩大了电价浮动范围，为碳价向电价的传导奠定了制度基础。全国统一电力市场体系建成后，充分市场化的电价将具备有效传导碳价的条件。当通过电价对电力需求侧产生与碳市场直接管控相当的效果时，碳市场纳入电力间接排放的必要性将大幅减弱。另外，对于纳入碳市场的高耗能行业企业，不仅要承担碳排放成本，还要承担不设上限的发电企业碳成本向电价传导的成本，需要统筹考虑。国际上以EU-ETS为代表的大部分碳市场体系都未纳入电力间接排放，可以为全国碳市场提供经验借鉴。

本文作者白文浩，中创碳投（ID：Sino-Carbon）