我国碳市场建设从地方试点起步，在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳，两省五市开展了碳排放权交易地方试点工作。全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）于2021年7月宣布开市，目前仅有发电行业纳入全国碳市场交易。回顾近年发电行业碳排放核算，煤中元素碳含量如何取值是碳排放核算与核查工作中存在较多争议和问题的环节，企业是否按照生态环境部《企业温室气体排放核算与报告指南 发电设施》的严格要求开展元素碳化验，对排放量核算结果影响较大。本文主要分析煤的元素碳含量检测值和缺省值对发电行业温室气体核算的影响。

元素碳含量（C）是指试验煤样测定的碳元素在所有元素中的质量百分比。生态环境部于2022年12月颁布了最新版《企业温室气体排放核算与报告指南 发电设施》（以下简称指南），《指南》中元素碳含量为收到基元素碳含量，根据企业是否检测煤的元素碳含量给出了不同的核算方法：

（1）对于开展燃煤元素碳含量实测的，其收到基元素碳含量采用以下公式计算：

（2）对于未开展燃煤元素碳含量实测或实测不符合指南要求的，其收到基元素碳含量采用以下公式计算：

未开展燃煤元素碳实测或实测不符合《指南》要求的，单位热值含碳量取缺省值。低位发热量不符合《指南》要求的，燃煤收到基低位发热量取缺省值。

在碳排放核算时，若企业未开展燃煤元素碳实测或实测不符合《指南》要求，对发电行业温室气体核算结果影响存在较大差距。

3.1基础情况

根据市生态环境局对重庆市纳入2022年度全国碳市场配额管理重点排放单位名录的公示，重庆共计30家企业纳入发电行业管理（具体名单详见附表），其中1家为燃气机组，其余29家均为燃煤发电机组。29家燃煤机组中，14家自备电厂，占比48%；9家主力电厂，占比31%；6家园区热岛等其它电厂占比21%。各类型机组企业数量占比情况见下图：

3.2不同类型发电企业的差距

据初步调研，不同类型发电企业在碳排放计量、管理上差距较大:

（1）主力电厂：管理规范，人员专业能力强，对《指南》理解较好，在碳排放核查中基本能正确采用元素碳含量实测值。

（2）其他电厂：管理较为规范，人员专业能力较主力电力电厂尚有部分差距，部分单位即使送检了煤样，仍在煤的采样、制样规范性上存在认识不足，在送检报告参数采用基值的选择上存在误解：如某电厂送检煤样，检测报告中直接出具了煤中元素碳的收到基，未按《指南》要求，检测报告应出具元素碳的干燥基或空干基，再根据企业每日测量的收到基水分、空干基水分的月度加权平均值计算出月度煤中元素碳的收到基值。

（3）自备电厂：管理水平参差不齐，部分企业其发电机组仅为单位内部管理部门，未对机组相关指标按照发电行业标准严格考核。在煤的采样、制样、送检等环节和《指南》要求均存在较大差距，如某自备电厂在采用频次上存在误解，混淆了《指南》入炉煤每月送检、入厂煤每批次送检的频次要求，导致其碳排放核查量较其实际值差距大。

4.1元素碳含碳检测的影响

《指南》对元素碳含量实测值的要求较高，在煤炭的采、制、送、检上均有严格规定。不论企业自测或外送检测均需要求检测实验室具备CMA或CNAS资质。未开展燃煤元素碳含量实测或实测不符合《指南》要求的，常规燃煤机组单位热值含碳量缺省值为0.03085tC/GJ，非常规燃煤机组单位热值含碳量缺省值为0.02858tC/GJ。按照烟煤经验数据0.02618tC/GJ，缺省值相对经验数据偏大18%。

以2家不同类型发电企业实际数据为例：入炉煤为烟煤、常规燃煤发电机组，某机组2022年某月实际数据对比如下：

注：1. 1#企业为主力电力，2#企业为其它类型电厂。

2. 《指南》中煤的收到基元素碳含量单位为tC/t，缺省值为单位热值含碳量，表中元素碳含量缺省值根据企业实测发热量进行计算。

3. 表中元素碳含量*2为发热量实测、元素碳未实测时计算的煤的收到基元素碳含量；

4.表中元素碳含量*3为元素碳实测时企业的真实水平。

根据上述数据分析：

若企业实测煤的元素碳不满足要求，但煤的发热量满足要求时，2家企业燃煤燃烧产生的CO2排放量比其实测值偏大17.78%，行业经验数据比缺省值计算偏大18%，样本分析结果相当。

4.2叠加发热量未实测的影响

《指南》在低位发热量的实测值要求上规定了测试对象、测试频次、测试标准，可企业自测或送检。企业自测未要求其检测实验室具备CMA或CNAS资质。纳入发电行业碳排放配额管理的企业多数具备低位发热量自测能力或送检满足《指南》要求。但尚有少部分自备电厂未购置量热仪，采用工业分析的方法检测低位发热量，未按《指南》要求采用GB/T213 《煤的发热量测定方法》进行测试，亦未按规定送检，在碳排放核算中燃煤收到基发热量缺省值为26.7GJ/t（即6377kal/kg），较重庆市多数企业入炉煤设计值偏高。若企业元素碳含量未实测，再叠加发热量未实测的影响，对碳排放核算结果影响很大。

仍以上述2家企业实际数据为例：入炉煤为烟煤、常规燃煤发电机组，其某机组2022年某月实际数据对比如下表：

注：1.表中元素碳含量*1为发热量、元素碳均未实测时计算的煤的收到基元素碳含量；

2. 表中元素碳含量*2为发热量实测、元素碳未实测时计算的煤的收到基元素碳含量；

3. 表中元素碳含量*3为元素碳实测时企业的真实水平。

根据上述数据分析：

2家企业燃煤低位发热量缺省值26.7GJ/t较企业实测值分别偏大32.62%、34.95%；若企业管理不善，实测煤的元素碳、发热量均不满足《指南》要求时，根据现行电力行业碳排放核算方法，2家企业燃煤燃烧产生的CO2排放量比其实际值分别偏大55.30%、59.85%，影响巨大。

（1）按全国碳排放权交易市场发电行业现行指南，企业元素碳含量检测对碳排放量核算影响较大。若企业元素碳含量未进行实测或实测不满足要求，采用烟煤为原料的常规燃煤机组其燃煤燃烧产生的CO2排放量核算值较企业真实水平偏大约18%。

（2）若企业管理不善，在元素碳含量未进行实测或实测不满足要求的情况下，叠加发热量未进行实测或实测不满足要求的影响，部分采用烟煤为原料的常规燃煤机组其燃煤燃烧产生的CO2排放量核算值较企业真实水平偏大50%以上，排放企业重视碳排放核算指南，提高自身检测、统计等基础管理能力十分必要。

（3）检测、统计等基础管理工作的差距将导致企业排放量核算值差距较大，这种差距可能是部分企业难以承受的，建议考虑进一步细化指南的核算方法，如按照煤种和发热量的范围给出更详细的单位热值含碳量的区间，替代现有直接给出一个缺省值的算法。

（4）受限于企业检测和管理水平，发电、水泥、化工等用煤量较大的行业，现行核算方法其CO2排放量核算值或较企业实际水平偏高。