生物质废弃物热电联产温室气体减排量核算及讨论分析

夏磊 刘慧 梁诗敏 龙建玲 许紫荆 罗漪杨 廖汶文

(广州绿石碳科技股份有限公司，广东 广州 510630)

我国作为全球最大的温室气体排放国家，为更好地应对和引领全球气候变化、履行大国责任，通过积极建设碳排放权交易市场控制二氧化碳排放[1]。2011年，我国正式启动碳排放权交易试点工作，批准北京、天津、上海、重庆、广东、湖北和深圳等地开展碳排放权交易试点工作[2]。2016年底，福建市场启动交易，成为国内第8个地方碳市场。2021年7月，全国碳市场正式开始上线交易。全国碳市场覆盖规模约为45亿t二氧化碳，约占全国碳排放的40%左右，地方碳市场覆盖了约13亿t二氧化碳[3]。

我国温室气体自愿减排交易制度借鉴了国际清洁发展机制(CDM)项目管理经验，在国内开展温室气体自愿减排机制[4]。2012年，国家发展改革委颁布了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》[5]，明确了主管部门和管理范围，制定了温室气体自愿减排方法学、项目、减排量、交易机构、审定和核证机构申请备案的要求和程序等。经核证的自愿减排量(CCER)作为碳市场的重要补充，可用于重点排放单位进行履约，但不同碳市场对于抵消比例和要求均有所不同。截至2021年8月，全国碳市场以及各地方碳市场累计成交CCER约3.2亿t，其中广东和上海碳市场成交量占比过半[4]。

温室气体自愿减排方法学是指用于自愿减排项目基本信息描述、额外性论证、基准线确定、减排量计算、监测计划制定等的技术指南[5]，由国家主管部门委托相关技术专家评估后予以备案，目前CCER方法学来源包括国际CDM项目方法学的转化和国内自主开发的方法学，其中国际CDM项目方法学的转化占大多数。目前，我国已累计备案自愿减排方法学约200个[6]，涉及可再生能源利用、碳汇造林、生物质利用、固体废弃物处理、甲烷利用、天然气利用、公共交通、建筑、农业等诸多行业领域。《CM-075-V01生物质废弃物热电联产项目(第1版)》作为备案的方法学之一，主要适用于燃烧(或掺烧)生物质的热电厂项目活动。本文以东北某生物质热电联产项目为例，根据方法学CM-075-V01，通过核算边界确定，计算基准线排放量、项目活动排放量、项目总减排量，讨论和分析了该方法学的适用性，给出了方法学从核算层面简化和优化的建议。

1 项目概况

该生物质能热电项目为新建生物质热电联产项目，目的是通过有效利用当地秸秆等农林生物质废弃物发电和区域供热，替代以化石燃料为主的东北电网电量及燃煤锅炉的供热，从而满足当地电力和热力的需求，同时避免生物质腐烂产生的甲烷排放，减少温室气体的排放。项目建设2台75t·h-1高温高压生物质循环流化床锅炉，配套2台15MW抽凝式汽轮发电机组。项目年年发电量预计200000MWh，厂用电量20000MWh，供电量为180000MWh，供热量1200000GJ。项目活动预计年消耗柴油50t，消耗生物质废弃物干重250000t、湿重312500t，生物质热值约为0.015TJ·t-1干基，运输半径约50km。

2 核算边界

项目活动为新建生物质热电厂，根据方法学和本项目的情况，项目边界的空间范围包括：项目活动-发电厂；项目电厂所在的电力系统(电网)中的所有电厂；生物质运输到项目现场的路径；生物质废弃物弃置和腐烂的地点；项目产生的蒸汽提供给当地的用户。具体涵盖的排放源包括：基准线发电和供热排放的CO2、基准线生物质无控燃烧或腐烂排放的CH4、项目活动现场消耗的化石燃料燃烧排放的CO2、项目活动生物质废弃物场外运输产生的CO2、项目活动生物质废弃物燃烧的CH4。

确定基准线和项目排放时项目边界包括或排除的温室气体排放源如表1所示。

表1 项目边界内应包含或排除的排放源

3 减排量核算

公式：

项目减排量=基准线排放量-项目活动排放量

其中，基准线排放量=基准线发电和供热排放+基准线生物质无控燃烧或腐烂排放；项目活动排放量=项目活动现场消耗的化石燃料燃烧排放、项目活动生物质废弃物场外运输排放、项目活动生物质废弃物燃烧排放。

3.1 基准线排放量

3.1.1 基准线发电排放

项目年发电量预计200000MWh，厂用电量20000MWh，供电量180000MWh，电力排放因子根据最新年度《减排项目中国区域电网基准线排放因子》取区域电网排放因子0.6612tCO2·MWh-1。

基准线发电排放量=年供电量×电力排放因子=119016tCO2

3.1.2 基准线供热排放

项目年供热量预计1200000GJ，锅炉效率取85%缺省值，燃煤CO2排放因子取缺省值0.0946tCO2·GJ-1。

基准线供热排放量=年供热量/锅炉效率×燃煤CO2排放因子=133553tCO2

3.1.3 基准线生物质无控燃烧或腐烂排放

项目年消耗生物质干重250000t，甲烷排放因子取缺省值用0.001971tCH4·t-1，甲烷的全球变暖潜值为25tCO2·tCH4-1。

基准线生物质无控燃烧或腐烂排放量=年消耗生物质量×甲烷排放因子×甲烷全球变暖潜值=供热量/锅炉效率×燃煤CO2排放因子=12319tCO2

3.2 项目活动排放量

3.2.1 项目活动现场消耗的化石燃料燃烧排放

项目活动现场消耗的化石燃料主要为锅炉点火用柴油，年消耗量约为50t，柴油热值取缺省值43.3GJ·t-1，排放因子取缺省值0.0748tCO2·GJ-1。

项目活动现场消耗的化石燃料燃烧排放量=柴油消耗量×柴油热值×排放因子==162tCO2

3.2.2 项目活动生物质废弃物场外运输排放

项目活动预计年消耗生物质废弃物干重250000t、湿重312500t，运输半径约50km。运输重量应考虑湿重312500t，同时考虑车辆往返，平均运输距离约为100km。运输车辆的平均CO2排放因子取缺省值245gCO2·tkm-1。

项目活动生物质废弃物场外运输排放量=生物质废弃物湿重×平均运输距离×运输车辆的平均CO2排放因子=7656tCO2

3.2.3 项目活动生物质废弃物燃烧排放

项目年消耗生物质干重250000t，生物质热值根据项目实际情况约为0.015TJ·t-1干基，甲烷排放因子取缺省值0.0411t·TJ-1，甲烷的全球变暖潜值为25tCO2·tCH4-1。

项目活动生物质废弃物燃烧排放量=年消耗生物质量×生物质热值×甲烷排放因子×甲烷全球变暖潜值=3853tCO2

3.3 项目减排量

项目减排量=基准线排放量-项目活动排放量=基准线发电和供热排放+基准线生物质无控燃烧或腐烂排放-项目活动现场消耗的化石燃料燃烧排放-项目活动生物质废弃物场外运输排放-项目活动生物质废弃物燃烧排放=253216tCO2

4 讨论与建议

4.1 核算范围的简化

根据上述案例核算结果可以看出，基准线排放量，发电和供热排放占比95%以上，生物质无控燃烧或腐烂排放占比不到5%；项目活动排放量中，生物质废弃物场外运输排放占比最高，约为65.60%，其次为生物质废弃物燃烧排放，约为33.01%，现场消耗的化石燃料燃烧排放占比不到2%。从排放量占比来看，如果考虑简化核算，基准线生物质无控燃烧或腐烂排放以及项目活动现场消耗的化石燃料燃烧排放可以忽略，但考虑到排放源信息一致性，项目活动生物质废弃物燃烧排放也应该忽略。综合以上考虑，按简化后的核算范围，核算的减排量为244913tCO2，原减排量为253216tCO2，相对而言也是保守的，符合减排项目核算原则。

4.2 核算方法的优化

对于减排量的核算过程中，基准线排放是占比较大的，也是影响最终减排量的关键。基准线排放中，发电和供热排放占比95%以上。发电和供热排放量的核算方法原理相同，都是采用排放因子法，其中基准线发电排放量=年供电量×电力排放因子，基准线供热排放量=年供热量/锅炉效率×燃煤CO2排放因子，公式中年供电量和年供热量为项目设计值或实测值，电力排放因子、锅炉效率、燃煤CO2排放因子均采用缺省值。

发电排放量核算中，电力排放因子采用的是主管部门公布的年度减排项目中国区域电网基准线排放因子。该排放因子分区域电网，以2019年度而言，对于相同的生物质项目，东北电网和南方电网排放因子差异约为0.15tCO2·MWh-1，相差了近20%，对于发电量大的项目其减排量差异将会很大。建议在排放因子方面，可以考虑采用全国统一的平均电网基准线排放因子，这样更能体现公平性。同时考虑科学性，建议主管部门每年更新减排项目电网基准线排放因子，近年来我国电力结构不断优化，可再生能源发电装机容量和消纳比例不断提升，每年更新更符合更能够及时准确客观评估减排效应。

供热排放量核算中，锅炉效率、燃煤CO2排放因子均采用缺省值。方法学考虑的基准线情景为燃煤锅炉直接供热，所以根据供热量、锅炉效率、燃煤CO2排放因子去计算基准线情景排放量。实际情况中，纯供热的情景不多，大多数还是燃煤热电联产。对于燃煤热电联产，该核算方法适用性就不是十分准确。建议对于供热排放量的核算可以更为简化，参考现在碳市场热力排放量的核算，跟电力一样，给出年度减排项目热力排放因子，这样核算更简化，也避免核算方法不适用于实际场景的情况发生。