碳排放配额与容量电费对Y天然气热电联产项目经营损益的影响分析

【摘" 要】随着国家“双碳”目标的加快推进，化石能源发电逐步从主力电源转变为备用电源，国家同步推行碳排放配额与容量电费相关政策也在加速这一进程。天然气热电联产项目因具有供热任务而无法完全退出市场，碳排放配额与容量电费对其经营结果有利有弊，给项目的经营决策带来了不确定的重大影响。论文以Y天然气热电联产项目为例，分析碳排放配额与容量电费对项目经营损益的影响，旨在为经营决策提供参考。

【关键词】碳排放配额；容量电费；天然气；热电联产

【中图分类号】F426" " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " 【文献标志码】A" " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " "【文章编号】1673-1069（2024）10-0139-04

1 背景

1.1 政策背景

1.1.1 宏观环境

2020年9月我国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标。开始阶段，天然气作为相对煤炭更为洁净的化石能源，将逐步取代煤炭成为供电、供热、供冷的主力能源。然而，2022年“俄乌冲突”打响，引发了欧洲能源危机，全世界范围内天然气资源进入前所未有的紧张状态，价格以倍数增长。鉴于我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，为了保障能源安全，国家强调煤炭在经济中的压舱石作用，“煤改气”的步伐暂缓。新的形势下，为了确保“双碳”目标的实现，国家对新能源发电加大了支持力度。在政策的强有力扶持下，社会各界共同发力，新能源发电在研发和生产上一路高歌猛进。技术的进步使得新能源发电设备造价急速下降，边际发电成本也大大降低，使新能源发电的商业化运营具备了经济可行性，从而得到迅速推广。

政治、经济环境的变化使得天然气发电失去了大量优势，其资源稳定性及环保属性均处于煤炭和新能源之间，资源价格居高不下使其经济性严重受挫。为此，天然气纯发电机组逐步转入调峰运行，而天然气热电联产机组由于必须履行为周边用户供热的任务，无法停止运行。在众多不利的外部环境下，如何保持盈利成为天然气热电联产项目生存的关键，必须在经营预算中作出充分的考虑。

1.1.2 容量电费政策

虽然以风能、太阳能为代表的新能源发电得到蓬勃发展，并且在政策上得到优先消纳的支持，但是在时间、空间上与用能单位的错配使得现阶段新能源无法成为稳定的能源来源，因此化石能源仍将在长时间内作为补充性基础能源而存在，新能源的极其不稳定性由化石能源来调节，新能源不足时由化石能源来补充。为此，化石能源机组配备量需要达到全社会用电的最大值，但利用率较低，项目的投资及经营期的固定成本无法通过电能量交易回收。

国家为此进一步出台了容量电费政策，使化石能源机组能按发电能力获得定额补偿，适当弥补投资成本和固定成本，以长久保持稳定健康的备用状态，以便在用电需求来临时能有效响应。国家能源局明确提出：“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。”在广东省，气电容量电费按照煤电的标准执行。

1.1.3 碳排放配额政策

紧紧围绕国家“双碳”目标，2021年，全国碳排放权交易市场成立，电力行业成为首个被纳入的重点排放行业。在此基础上，国家不断完善碳排放权配额和交易规则，进一步出台了《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》（以下简称《方案》）。

《方案》把发电机组划分了4个类别，为每个类别分发电和供热制定了碳排放基准值。每年重点排放企业可根据实际电、热产量及碳排放基准值及后期公布的调整系数得出平衡值，按一定算法由省级生态环境主管部门核定，从而获得碳排放配额。当重点排放企业经核查排放量大于拥有的配额量时，需从市场上购买不足的配额量以完成清缴；当重点排放企业经核查排放量小于拥有的配额量时，剩余的配额量可在市场上出售获得收入。

现阶段燃气机组拥有豁免机制，即“当燃气机组年度经核查排放量大于根据配额分配技术指南核定的配额量时，应发放配额量等于其经核查排放量；当燃气机组年度经核查排放量小于核定的配额量时，应发放配额量等于核定的配额量”。

1.2 项目背景

位于广东省的Y天然气热电联产项目（以下简称“Y项目”），是专为广东某工业园用户供热的天然气热电联产项目，配备一套400 MW的背压机组，运行最低供热流量是150 t/h，最高流量可达450 t/h，所发电量统一进入电网交易。由于是专门为热电联产配置的机组，增加供热流量时发电功率将下降，而综合能源利用效率将上升。热用户实际用热总需求是138万 吨/年，用热流量需求是170～300 t/h。因宏观环境的变化，该项目以常规的运行方式通过电能量、售热交易获得的收益出现大幅下降。本文通过测算分析碳排放配额与容量电费对天然气热电联产项目经营预算的影响，为项目公司经营决策提供依据。

2 经营预算分析

2.1 边界条件

①基准值。Y项目机组在不同运行工况下电、热产能不一样，相应的变动成本也不一样，为了对不同工况下的预算结果进行比较，必须选择一个基准值作为一切预算的基础。作为热电联产项目，其生产遵循“以热定电”原则，即一切由用户供热需求出发，再决定运行工况，产能水平，计算收支及损益。Y项目的热用户的固定需求138万吨/年，应作为测算产能的基准值。从热电联产工艺上看，本质是天然气的能量转化为电能量和蒸汽的热量；碳排放量核查与配额核定均以消耗的天然气量为基础，所以天然气的气耗速率应作为测算效率的基准值，本文选取Y项目机组额定功率下的气耗速率48 027 m3/h。

②产能调节范围。Y项目的产能调节范围应以热用户的需求为基础，在机组性能允许的情况下决定。用户需求的流量170～300 t/h均在机组性能允许的区间内，且根据机组热平衡图，在此供热区间内，随着供热流量的连续上升，发电功率连续下降，综合能源利用效率连续上升，其变动轨迹接近线性。因此，只需分别测算供热量为170 t/h及300 t/h两种工况下的经营损益，其中较优的工况即为预算应选择的最佳工况。

③机组性能参数。供热300 t/h工况下，发电功率为184.44 MW；供热170 t/h工况下，发电功率为207.24 MW。购入使用能源排放量取实践数据，为化石燃料燃烧排放量的0.1%。

④转化比率。蒸汽平均焓值，取实测值2.864 GJ/t；天然气平均低位热值，取实测值373 GJ/万方；单位热值含碳量取规定值0.015 32 tC/GJ；碳氧化率99%；二氧化碳与碳分子量比率44∶12。

⑤价格参数。售电均价取气电市场价0.65元/千瓦时；供热价格取Y项目当地市场价200元/吨；天然气均价取市场价3元/方；碳排放配额价取2024年全国交易市场价105元/tCO2；容量电费标准考虑未来政策的变化，按执行至50%取值，即165元/千瓦；税率按照国家现行规定取值；其他变动成本按Y项目运营经验取0.1元/千瓦时（不含税）；固定成本按Y项目运营经验取1.5亿元/年（不含税）。

2.2 常规经营损益测算

首先计算不含容量电费和碳排放配额交易损益时的经营损益，此时Y项目通过消耗天然气以及少量其他变动成本产生电能量和蒸汽热量以出售。

机组产能测算结果如表1所示。

常规经营损益测算如表2所示。

根据测算结果，在目前的宏观环境下，Y项目无论采用哪种工况，仅仅通过售电售热都将出现亏损，导致项目持续经营基础受到损害。由于给周边用户供热是Y项目存在的基础，具有法定义务的性质，如果无法避免，则只能按照亏损较少的预算方案执行。相比之下，由于用户供热需求总量固定，供热170 t/h比供热300 t/h工况，虽然理论上综合能源利用效率低，但是运行时间高出近3 600小时，通过出售多生产的电量获得更多边际收益，从而使净亏损减少约581万元。因此，选择按照按供热170 t/h的方进行决策为佳。

2.3 碳排放测算

碳排放测算的基本步骤是根据实际产能计算碳排放量，结合实际产能与既定政策计算可获得的碳排放配额，二者差额为碳排放量缺口（正数为缺口，负数为盈余），再乘以预计的市场价得出碳排放损失。然而，具体的计算原理却仍存在一定的分歧，原因在于天然气转化为电能量和热量是同时进行的过程，天然气存在损耗，而对于该损耗由电能量和热量如何分担的问题存在不同的算法，本文采用行业实践中常用且核查机构采用的“好处归热”算法，即热量由天然气100%转化，天然气的损耗全部由电能量承担。显然，这种算法下供热天然气转化率保持恒定，发电天然气转化率则随着综合能源利用效率的变化而加倍变化。主要计算公式如表3所示。

《方案》规定了燃气机组碳排放基准值，其中2024年最新的发电基准值为0.328 8 tCO2/MWh，供热基准值为0.053 3 tCO2/GJ。由于其他调整系数目前尚未明确，实践中通常在100%左右徘徊，本文暂且按100%计算。结合表1中机组产能测算的结果，可以测算两种工况下年度碳排放总损失金额（负数为盈余），计算情况如表4所示。

由测算结果可知，由于供热天然气转化率恒定，所以无论哪种工况下单位供热碳排放缺口都不变，锁定了损失。而供热300 t/h时比供热170 t/h时的综合能源利用效率高16.2%，意味着供热170 t/h时发电会额外承担大量天然气能量损耗造成的碳排放量，进而使其单位发电碳排放缺口大增，使得最终两种工况下理论年度碳排放总损失金额差异超过1 000万元（此处的“理论”指该数据仅是用作对比的理论计算结果，在当前政策下，燃气机组存在豁免权，可以不承担该损失）。

2.4 容量电费测算

容量电费由机组容量乘以电费标准所得，只要保持机组不被考核，容量电费与运行状况基本无关。

Y项目年度容量电费=400 MW×165元/kW×1 000 kW/MW=66 000 000元

2.5 综合经营损益测算

合并常规经营损益测算、碳排放测算、容量电费测算的结果，得出综合经营损益如表5所示。

根据测算结果，加入了容量电费后，损益回正，项目满足持续经营基础。在现行政策下，由于燃气机组实际不需要承担碳排放权清算损失，因此供热170 t/h方案在碳排放方面的劣势未得到体现，此时其损益仍占优势。但是如果以后年度政策发生变化，燃气机组不再获得豁免，则供热300 t/h方案更佳。

2.6 结论

经测算，得出如下结论：

①在煤炭作为压舱石、新能源蓬勃发展的现阶段，Y天然气热电联产项目通过常规交易难以盈利。

②容量电费的获取是Y天然气热电联产项目扭亏为盈的关键，因此项目管理团队应做好设备管理，使机组持续保持可用状态，避免因被考核而丢失容量电费。

③碳排放配额政策对供热有利，对发电不利，是否存在豁免权将扭转不同方案下的经营损益。

3 结语

本文根据Y天然气热电联产项目的实际情况，从实践角度详细分析得出碳排放配额与容量电费对天然气热电联产项目经营损益的实际影响，为项目公司的经营决策提供依据。

文中也存在一定的不足之处，主要是由于部分边界条件是Y项目现阶段特有的，随着市场环境的改变，结论可能会完全不同。因此，在不同时期应根据实际情况，适时调整边界条件，正确地对项目经营损益进行测算，为经营决策提供充分、真实、准确的依据。

【参考文献】

【1】林少娃，何妍妍，陈奕汝，等.电力现货市场容量保供下的电费结算优化机制研究[J].电气技术与经济，2024（08）：286-289.

【2】罗璇，李智博.双碳背景下天然气发电行业发展分析与思考[J].中国战略新兴产业，2024（27）：114-116.

【3】刘泽锋.容量电价补偿机制的经济学分析[J].能源，2024（03）：39-41.

【4】张志强，倪小点，卢季德.完善煤电容量电价机制促进煤电产业健康发展[J].中国经贸导刊，2024（11）：74-76.