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，20114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
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，火电行业的温室气体排放量还将进一步增加。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%；220kV电源装机436万千瓦，占34.33%；11OkV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2009、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。2009～2011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。
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#1、#2、#3、#4、#5、#6机组。2007年12月#5、#6机组由300MW扩容为2×320MW，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（I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CO2e，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a%，即能生产P*（1+a%）度电。那么，每生产一度电，采用传统技术的温室气体排放量为吨
CO2e/kWh，采用先进技术的温室气体排放量为对于传统技术的温室气体排放系数减少量为：
吨CO2e/kwh，先进技术相
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