建设项目环境影响评价中温室气体排放核算方法——以火电项目为例

吴艺楠，李冬，赵芳，唐微，孟冲

生态环境部环境发展中心

气候变化目前已经成为人类面临的全球性挑战之一[1]，国内外众多研究[2-6]表明，环境影响评价制度作为我国源头预防的基础性制度，可以充分发挥对温室气体排放的管控作用。为实现碳达峰碳中和目标，推动实现减污降碳协同增效，生态环境部2021 年1 月出台《关于统筹和加强应对气候变化与生态环境保护相关工作的指导意见》（环综合〔2021〕4 号），要求推动将气候变化影响纳入环境影响评价（简称环评），2021 年11 月《中共中央 国务院关于深入打好污染防治攻坚战的意见》中进一步明确将温室气体管控纳入环评管理。2021 年7 月，生态环境部印发《关于开展重点行业建设项目碳排放环境影响评价试点的通知》（环办环评函〔2021〕346 号），组织开展了9 个省（市）200 余个重点行业建设项目碳排放环评试点工作，提出开展建设项目碳排放环评技术体系建设，构建基于碳排放节点的建设项目能源活动、工艺过程碳排放量核算方法。

温室气体排放量核算是开展温室气体管控、量化温室气体排放水平、衡量温室气体减排的前提，但目前我国温室气体排放核算标准规范尚不健全[7]。温室气体排放的核算方法主要包括排放因子法、物料衡算法和实测法。排放因子法是指通过获取排放源的活动数据及对应的碳排放系数核算碳排放量的方法。活动数据可以是燃料消耗量、原料投入量、产品输出量等，用以量化某行为的活动水平。碳排放系数是指单位活动水平的碳排放量，可以包括1 种碳排放气体，也可以是不同温室气体转换成的二氧化碳当量。物料衡算法是基于生产系统中输入输出物料质量守恒建立的核算方法。实测法是指通过科学合理的采样分析，获取某排放源具有代表性的烟气流量及各污染物排放浓度，进而核算污染物排放量的方法[8]。受制于技术难度及技术普及程度，我国现阶段在核算温室气体排放时极少使用实测法。国内外针对省份[9]、行业[10-11]、企业[12-15]层面温室气体排放核算方法和标准开展了一系列研究，初步建立了温室气体排放环评评价方法体系[16]，为了更好地将现行温室气体排放核算方法纳入建设项目环评，需系统梳理现行温室气体排放核算方法，分析其在环评过程中的适用性，以期为推动将温室气体管控纳入建设项目环评管理提供技术支撑。

1 我国现行主要行业、企业温室气体排放核算体系梳理

近年由于不同管理需求，国家发展和改革委员会、生态环境部等相关部委借鉴国际经验，以排放因子法和物料衡算法为基础，陆续出台了行业、企业的温室气体排放核算方法标准和指南。笔者通过系统梳理和分析相关标准和指南后发现，现有方法应用在环评制度中尚存在一定问题，因此以火电行业为例，提出了火电建设项目环评碳排放核算方法，技术路线见图1。

图1 技术路线Fig.1 Technical roadmap

1.1 行业温室气体清单编制核算方法

2013—2015 年，国家发展和改革委员会为有效落实《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出的建立完善温室气体统计核算制度，逐步建立碳排放交易市场的目标，加快构建国家、地方、企业三级温室气体排放核算工作体系，先后印发了24 个行业的碳排放核算指南（简称《行业指南》），涵盖发电，电网，钢铁，电解铝，化工，镁冶炼，平板玻璃，水泥，陶瓷，石油化工，焦化，煤炭生产，石油和天然气生产，氟化工，工业其他行业，公共建筑运营，矿山，陆上交通运输，食品、烟草及酒，饮料和精制茶，造纸和纸制品生产，其他有色金属冶炼和压延加工业，电子设备制造，机械设备制造等行业类别。

2015—2018 年，国家标准化管理委员会出台“1+12”碳排放核算标准，包括1 个《工业企业温室气体排放核算和报告通则》及发电、电网、化工、钢铁、铝冶炼、镁冶炼、平板玻璃、水泥、陶瓷、民航、煤炭生产和纺织服装12 个重点行业的《温室气体排放核算方法与报告要求》（简称《行业标准》）。

《行业标准》是对《行业指南》执行效力的升级，二者计算体系保持一致。覆盖行业方面，《行业标准》中除纺织服装企业外，其他行业均在《行业指南》之列。《行业指南》和《行业标准》均以企业法人为核算边界（即包括主要生产系统、辅助生产系统和附属生产系统等）核算燃料燃烧、生产过程、调入调出电力热力等范围的温室气体排放，核算因子为6 种温室气体。《行业指南》和《行业标准》结合行业的温室气体排放特点，提供了排放因子法或物料衡算法。同时，二者皆把燃料、生产原料的实际排放特性纳入考虑，细化了参与温室气体排放量计算的特性参数（如燃料元素碳含量、碳氧化率、低位发热量、物料纯度等），并建议企业使用实测值，或使用推荐的缺省值。

1.2 配合碳排放权交易市场的温室气体核算方法

2021 年7 月，全国碳排放权交易市场正式启动。根据《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），纳入市场的发电行业企业需按照生态环境部发布的《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2022 年修订版）》（简称《发电设施指南》）要求，以设施为边界核算年度化石燃料燃烧产生的二氧化碳直接排放和购入使用电力产生的间接排放，核算因子仅为二氧化碳。与《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》和《工业企业温室气体排放核算和报告 发电企业》相同，在核算化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量时，《发电设施指南》要求排放因子优先根据燃料特性参数（如燃煤的单位热值含碳量、元素碳含量、低位发热量）的实测值进行测算，或使用《发电设施指南》规定的缺省值。

综上，根据不同管理需求和应用目的，现行温室气体排放量核算方法在管理层次、核算边界、核算范围、核算温室气体种类和计算方法等方面存在差异，相关对比见表1。

表1 现行温室气体排放核算体系对比一览Table 1 List of comparison of existing GHG emissions accounting systems

2 现行核算方法在环评制度中应用差异

现行温室气体排放核算方法主要用于现状企业碳排放量核算，环评主要测算新建项目，现行温室气体排放核算方法直接应用于环评尚有困难，存在无法准确获取核算参数、推荐缺省值有误差等问题。建设项目环评的对象是单一项目，而同一企业法人下可能同时存在多个项目，现行温室气体排放核算边界主要为企业法人边界或设施边界，和项目环评的评价对象不完全一致，因此现行指南和标准中的核算边界难以直接用于环评。

2.1 现行指南和标准间部分参数缺省值存在差异

各指南和标准出台年份不同，数据取值来源不同，管理要求不同，提供的部分参数缺省值不同。例如，发电行业《行业指南》《行业标准》《发电设施指南》中消耗燃料同为焦炉煤气时，不同指南和标准间低位发热值和单位热值含碳量各不相同，《行业指南》中焦炉煤气平均低位发热值和单位热值含碳量分别为127.26～179.81 GJ/(104Nm3)和13.58 t/TJ，《行业标准》中分别为179.81 GJ/(104Nm3)和13.58 t/TJ，《发电设施指南》中分别为173.54 GJ/(104Nm3)和12.1 t/TJ。

另外，计算外购电力碳排放时需使用的电网排放因子参数也存在差异，详见表2。在计算耗电量较大项目的碳排放量时，采用不同因子计算结果将差异较大，以湖北电力建设项目碳排放计算为例，《省级温室气体清单编制指南（试行）》（简称《省级指南》）中的华中区域排放因子为0.801 kg/(kW·h)，根据国家应对气候变化战略研究和国际合作中心发布的数据，2012 年的华中区域排放因子为0.525 7 kg/(kW·h)，2012 年湖北 平均排 放因子 为0.352 6 kg/(kW·h)，《发电设施指南》排放因子为0.581 0 t/(MW·h)，最大计算偏差可达1 倍以上。因此，为统一评价基准，在建设项目环评碳排放核算中需要明确选取计算参数的标准和原则。

表2 现行电网排放因子对比一览Table 2 Comparison list of current power grid emission factors

2.2 环评阶段无法准确获得各指南和标准中要求的核算温室气体排放量计算参数

《行业标准》《行业指南》《发电设施指南》中采用的活动水平数据（如化石燃料的消耗量和低位发热量等指标）和排放因子数据（如单位热值含碳量和碳氧化率等指标）均需通过实测获得，在无实测条件时可利用缺省值。而在建设项目环评工作阶段，此类参数主要来自可行性研究或工程设计报告中的工程设计数据，设计值与实测值存在一定偏差，会导致预测碳排放量不准确，对有效评价碳排放水平带来挑战。

2.3 碳排放环境影响评价核算边界尚需进一步明确

无论是《行业标准》《行业指南》采用的企业法人边界，还是《发电设施指南》采用的设备边界的核算方法，直接应用于建设项目环评均会存在一定问题。一方面，同一个企业法人下可同时存在多个建设项目，采用企业法人边界进行核算时，可能存在拟建项目、现状项目辅助生产系统（如动力、供电、供水）和附属生产系统（如生产指挥系统）共用的情形，导致拟建项目碳排放核算边界不清晰。此外，在项目环评阶段核算辅助生产系统和附属生产系统碳排放是否必要也尚需论证。另一方面，采用设备边界进行核算时，未考虑污染物末端处理设备（如脱硫、脱硝）环节的碳排放，不利于“减污降碳”措施的实施。因此，建设项目碳排放环评的核算边界尚需进一步研究和明确。

3 火电项目环境影响评价碳排放核算

以上海、浙江、广西、吉林、内蒙古、新疆等地共100 家发电企业作为典型样本，分析了不同边界、范围及计算参数下的二氧化碳排放量，选取企业碳排放量报告均通过省级生态环境主管部门核查，可看作企业实际排放量。样本选取详情见表3。

表3 火电项目样本选取说明Table 3 Sample selection instructions for thermal power projects

3.1 核算边界及碳排放源的确定

现行温室气体排放核算指南规定的核算边界存在差异（图2）。《行业指南》和《行业标准》规定为企业法人边界，主要涉及生产系统，包括主要生产系统、辅助生产系统及附属生产系统。核算范围包括化石燃料燃烧的二氧化碳排放、脱硫过程（碳酸盐分解）的二氧化碳排放和企业购入使用电力产生的二氧化碳排放等3 方面。其中化石燃料燃烧包括燃煤或燃气发电煤或天然气消耗，以及燃油消耗2 方面。《发电设施指南》规定为发电设施边界，主要包括燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统和脱硫脱硝等装置的集合，但不包括厂区内辅助生产系统以及附属生产系统。核算范围包括化石燃料燃烧的二氧化碳排放和企业购入使用电力产生的二氧化碳排放2 方面。从核算边界来看，为便于后续衔接碳排放权交易管理，建议环评阶段，采取与《发电设施指南》相一致的核算边界，即发电设施边界。

图2 核算边界示意Fig.2 Schematic diagram of accounting boundary

从纳入考虑的碳排放源来看，通过统计100 家发电企业（包括96 家燃煤电厂和4 家燃气电厂）温室气体排放核查报告数据后发现，发电行业企业主要排放均来自化石燃料燃烧排放中的发电机组燃料消耗（即燃煤排放或燃气排放），占比为93.5%～99.8%，平均占比达99.2%；脱硫过程（碳酸盐分解）的二氧化碳排放占比为0～3.3%，平均为0.6%；企业购入使用电力排放占比为0～6.5%，平均为0.1%；化石燃料燃烧排放中的燃油排放（来自厂区内叉车、铲车、点火柴油等）、移动源排放等排放占比为0～1.4%，平均为0.1%。因此，建议在环评阶段重点考虑化石燃料燃烧排放中的发电机组燃料消耗产生的碳排放，点火燃油消耗、移动源燃料消耗产生的二氧化碳排放，脱硫过程（碳酸盐分解）产生的二氧化碳排放与企业购入使用电力产生的二氧化碳排放可以忽略不计。

3.2 核算结果

现行指南中，火电行业化石燃料燃烧排放核算方法有2 种。一是依据《行业指南》《行业标准》进行核算（简称方法一），计算公式如下：

二氧化碳排放量=燃料消耗量×低位发热量×单位热值含碳量×碳氧化率×44/12

二是《发电设施指南》中新增的核算方法（简称方法二），计算公式如下：

二氧化碳排放量=燃料消耗量×元素碳含量×碳氧化率×44/12

2 种核算方法中，影响二氧化碳排放量的核算结果的主要参数包括碳氧化率、低位发热量、单位热值含碳量、元素碳含量。

碳氧化率从获取途径来看，该参数可由企业根据GB/T 212—2008《煤的工业分析方法》和DL/T 567.6—1995《飞灰和炉渣可燃物测定方法》的要求实测得到，也可采用缺省值，环评阶段无法实际测量。从影响程度来看，根据火电企业碳排放核查报告统计结果，燃煤电厂碳氧化率均为98%～100%，燃气电厂碳氧化率为99%左右，总体而言，碳氧化率参数的差异对温室气体排放量核算影响不大，建议在环评阶段直接选用《发电设施指南》的缺省值，即99%。

元素碳含量从获取途径来看，该参数可依据GB/T 476—2008《煤中碳和氢的测定方法》、GB/T 31391—2015《煤的元素分析》等标准要求实测获得，无缺省值，环评阶段可以根据项目设计煤种实测得到。由于《发电设施指南》于2022 年3 月发布，本次研究样本中尚无依据该参数核算二氧化碳排放量的企业。环评阶段可采用方法二开展计算。

低位发热量从获取途径来看，该参数可由企业根据GB/T 212—2008、DL/T 567.6—1995 和GB/T 11062—2020《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》等标准要求实测获得，也可采用缺省值，环评阶段可以根据项目设计煤种实测得到。从影响程度来看，根据火电企业碳排放核查报告统计结果，100 家样本企业中的所有燃煤电厂均采用实测值，取值为5.82～27.607 GJ/t（图3），平均约为16.376 GJ/t，仅为缺省值（26.7 GJ/t）的61.33%，低位发热量采用实测值或缺省值对二氧化碳排放量的核算结果影响较大。4 家燃气电厂中有2 家低位发热量为实测值，取值分别为340.13、342.19 GJ/(104Nm3)，分别较缺省值〔389.31 GJ/(104Nm3)〕低12.63%和12.10%，与缺省值间的差距较小。因此，如采用方法一开展核算，建议在环评阶段尽量避免直接使用缺省值，优先采用可研或设计文件中实测的平均低位发热值。

图3 样本企业低位发热量分布Fig.3 Low-level calorific value distribution of sample enterprises

单位热值含碳量从获取途径来看，该参数可由已运行企业根据实测的元素碳含量和低位发热值计算得出，也可采用缺省值，环评阶段由于项目未运行无法准确测量该参数。从影响程度来看，燃煤电厂单位热值含碳量实测值总体分布在0.025～0.030 t/GJ（图4），其中有50 家采用缺省值，其余企业采用实测值，平均约为0.027 38 t/GJ，为缺省值（0.033 56 t/GJ）的81.59%。燃气电厂单位热值含碳量均采用缺省值。因此，如采用方法一进行计算，只能采用缺省值，可能会造成较大误差。

图4 样本企业单位热值含碳量取值分布Fig.4 Distribution of carbon content per unit calorific value of sample enterprises

为进一步分析方法一和方法二对于环评阶段二氧化碳排放核算的适用性，选取4 家典型企业，基于环评报告中活动水平数据设置核算情景，分析不同参数条件下按照不同方法核算的温室气体排放量差异，结果见表4。从表4 可以看出，环评阶段采用方法二核算二氧化碳结果较为准确，预估值与实测值的比值为1.00～1.09，即误差不超过10%。采用方法一（低位发热量采用环评实测值）时，预估值与实测值的比值为1.18～1.30，即误差为18%～30%。采用方法一（均采用缺省值）时，会导致预估值过大，与实测值的比值为1.66～1.81，误差为66%～81%。因此，建议在火电行业温室气体排放环评当中依据元素碳含量，采用方法二开展二氧化碳排放量的核算。

表4 典型企业化石燃料燃烧二氧化碳排放量计算结果汇总Table 4 Summary of calculation results of carbon dioxide emissions from fossil fuel combustion in typical enterprises

4 结论与建议

（1）各类温室气体排放量核算方法标准和指南在核算边界、核算范围、核算因子和计算方法上均有一定差异。现行温室气体排放环评核算方法不能直接适用于建设项目环评工作，存在无法准确获取核算参数、核算边界不符合环评要求、推荐缺省值有误差等问题。

（2）对于火电行业碳排放核算，基于元素碳含量核算二氧化碳排放量结果较为准确，误差不超过10%，基于低位发热量核算误差达18%～30%，开展环评时建议基于元素碳含量开展核算。在二氧化碳排放核算边界上，建议重点考虑发电机组燃料燃烧排放，忽略其他过程排放；在核算参数上，碳氧化率建议选取《发电设施指南》缺省值，燃煤电厂的燃料消耗量建议选用环评阶段预估值，元素碳含量建议选用环评阶段设计煤样实测值，尽量避免使用《发电设施指南》低位发热量和单位热值含碳量的缺省值。