【摘" 要】隨著國家“雙碳”目標的加快推進，化石能源發(fā)電逐步從主力電源轉(zhuǎn)變?yōu)閭溆秒娫?，國家同步推行碳排放配額與容量電費相關政策也在加速這一進程。天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目因具有供熱任務而無法完全退出市場，碳排放配額與容量電費對其經(jīng)營結(jié)果有利有弊，給項目的經(jīng)營決策帶來了不確定的重大影響。論文以Y天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目為例，分析碳排放配額與容量電費對項目經(jīng)營損益的影響，旨在為經(jīng)營決策提供參考。

【關鍵詞】碳排放配額；容量電費；天然氣；熱電聯(lián)產(chǎn)

【中圖分類號】F426" " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " 【文獻標志碼】A" " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " "【文章編號】1673-1069（2024）10-0139-04

1 背景

1.1 政策背景

1.1.1 宏觀環(huán)境

2020年9月我國明確提出2030年“碳達峰”與2060年“碳中和”目標。開始階段，天然氣作為相對煤炭更為潔凈的化石能源，將逐步取代煤炭成為供電、供熱、供冷的主力能源。然而，2022年“俄烏沖突”打響，引發(fā)了歐洲能源危機，全世界范圍內(nèi)天然氣資源進入前所未有的緊張狀態(tài)，價格以倍數(shù)增長。鑒于我國“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦，為了保障能源安全，國家強調(diào)煤炭在經(jīng)濟中的壓艙石作用，“煤改氣”的步伐暫緩。新的形勢下，為了確?！半p碳”目標的實現(xiàn)，國家對新能源發(fā)電加大了支持力度。在政策的強有力扶持下，社會各界共同發(fā)力，新能源發(fā)電在研發(fā)和生產(chǎn)上一路高歌猛進。技術(shù)的進步使得新能源發(fā)電設備造價急速下降，邊際發(fā)電成本也大大降低，使新能源發(fā)電的商業(yè)化運營具備了經(jīng)濟可行性，從而得到迅速推廣。

政治、經(jīng)濟環(huán)境的變化使得天然氣發(fā)電失去了大量優(yōu)勢，其資源穩(wěn)定性及環(huán)保屬性均處于煤炭和新能源之間，資源價格居高不下使其經(jīng)濟性嚴重受挫。為此，天然氣純發(fā)電機組逐步轉(zhuǎn)入調(diào)峰運行，而天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)機組由于必須履行為周邊用戶供熱的任務，無法停止運行。在眾多不利的外部環(huán)境下，如何保持盈利成為天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目生存的關鍵，必須在經(jīng)營預算中作出充分的考慮。

1.1.2 容量電費政策

雖然以風能、太陽能為代表的新能源發(fā)電得到蓬勃發(fā)展，并且在政策上得到優(yōu)先消納的支持，但是在時間、空間上與用能單位的錯配使得現(xiàn)階段新能源無法成為穩(wěn)定的能源來源，因此化石能源仍將在長時間內(nèi)作為補充性基礎能源而存在，新能源的極其不穩(wěn)定性由化石能源來調(diào)節(jié)，新能源不足時由化石能源來補充。為此，化石能源機組配備量需要達到全社會用電的最大值，但利用率較低，項目的投資及經(jīng)營期的固定成本無法通過電能量交易回收。

國家為此進一步出臺了容量電費政策，使化石能源機組能按發(fā)電能力獲得定額補償，適當彌補投資成本和固定成本，以長久保持穩(wěn)定健康的備用狀態(tài)，以便在用電需求來臨時能有效響應。國家能源局明確提出：“煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元；通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉(zhuǎn)型情況等因素確定，2024-2025年多數(shù)地方為30%左右，部分煤電功能轉(zhuǎn)型較快的地方適當高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%?！痹趶V東省，氣電容量電費按照煤電的標準執(zhí)行。

1.1.3 碳排放配額政策

緊緊圍繞國家“雙碳”目標，2021年，全國碳排放權(quán)交易市場成立，電力行業(yè)成為首個被納入的重點排放行業(yè)。在此基礎上，國家不斷完善碳排放權(quán)配額和交易規(guī)則，進一步出臺了《2023、2024年度全國碳排放權(quán)交易發(fā)電行業(yè)配額總量和分配方案》（以下簡稱《方案》）。

《方案》把發(fā)電機組劃分了4個類別，為每個類別分發(fā)電和供熱制定了碳排放基準值。每年重點排放企業(yè)可根據(jù)實際電、熱產(chǎn)量及碳排放基準值及后期公布的調(diào)整系數(shù)得出平衡值，按一定算法由省級生態(tài)環(huán)境主管部門核定，從而獲得碳排放配額。當重點排放企業(yè)經(jīng)核查排放量大于擁有的配額量時，需從市場上購買不足的配額量以完成清繳；當重點排放企業(yè)經(jīng)核查排放量小于擁有的配額量時，剩余的配額量可在市場上出售獲得收入。

現(xiàn)階段燃氣機組擁有豁免機制，即“當燃氣機組年度經(jīng)核查排放量大于根據(jù)配額分配技術(shù)指南核定的配額量時，應發(fā)放配額量等于其經(jīng)核查排放量；當燃氣機組年度經(jīng)核查排放量小于核定的配額量時，應發(fā)放配額量等于核定的配額量”。

1.2 項目背景

位于廣東省的Y天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目（以下簡稱“Y項目”），是專為廣東某工業(yè)園用戶供熱的天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目，配備一套400 MW的背壓機組，運行最低供熱流量是150 t/h，最高流量可達450 t/h，所發(fā)電量統(tǒng)一進入電網(wǎng)交易。由于是專門為熱電聯(lián)產(chǎn)配置的機組，增加供熱流量時發(fā)電功率將下降，而綜合能源利用效率將上升。熱用戶實際用熱總需求是138萬 噸/年，用熱流量需求是170～300 t/h。因宏觀環(huán)境的變化，該項目以常規(guī)的運行方式通過電能量、售熱交易獲得的收益出現(xiàn)大幅下降。本文通過測算分析碳排放配額與容量電費對天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目經(jīng)營預算的影響，為項目公司經(jīng)營決策提供依據(jù)。

2 經(jīng)營預算分析

2.1 邊界條件

①基準值。Y項目機組在不同運行工況下電、熱產(chǎn)能不一樣，相應的變動成本也不一樣，為了對不同工況下的預算結(jié)果進行比較，必須選擇一個基準值作為一切預算的基礎。作為熱電聯(lián)產(chǎn)項目，其生產(chǎn)遵循“以熱定電”原則，即一切由用戶供熱需求出發(fā)，再決定運行工況，產(chǎn)能水平，計算收支及損益。Y項目的熱用戶的固定需求138萬噸/年，應作為測算產(chǎn)能的基準值。從熱電聯(lián)產(chǎn)工藝上看，本質(zhì)是天然氣的能量轉(zhuǎn)化為電能量和蒸汽的熱量；碳排放量核查與配額核定均以消耗的天然氣量為基礎，所以天然氣的氣耗速率應作為測算效率的基準值，本文選取Y項目機組額定功率下的氣耗速率48 027 m3/h。

②產(chǎn)能調(diào)節(jié)范圍。Y項目的產(chǎn)能調(diào)節(jié)范圍應以熱用戶的需求為基礎，在機組性能允許的情況下決定。用戶需求的流量170～300 t/h均在機組性能允許的區(qū)間內(nèi)，且根據(jù)機組熱平衡圖，在此供熱區(qū)間內(nèi)，隨著供熱流量的連續(xù)上升，發(fā)電功率連續(xù)下降，綜合能源利用效率連續(xù)上升，其變動軌跡接近線性。因此，只需分別測算供熱量為170 t/h及300 t/h兩種工況下的經(jīng)營損益，其中較優(yōu)的工況即為預算應選擇的最佳工況。

③機組性能參數(shù)。供熱300 t/h工況下，發(fā)電功率為184.44 MW；供熱170 t/h工況下，發(fā)電功率為207.24 MW。購入使用能源排放量取實踐數(shù)據(jù)，為化石燃料燃燒排放量的0.1%。

④轉(zhuǎn)化比率。蒸汽平均焓值，取實測值2.864 GJ/t；天然氣平均低位熱值，取實測值373 GJ/萬方；單位熱值含碳量取規(guī)定值0.015 32 tC/GJ；碳氧化率99%；二氧化碳與碳分子量比率44∶12。

⑤價格參數(shù)。售電均價取氣電市場價0.65元/千瓦時；供熱價格取Y項目當?shù)厥袌鰞r200元/噸；天然氣均價取市場價3元/方；碳排放配額價取2024年全國交易市場價105元/tCO2；容量電費標準考慮未來政策的變化，按執(zhí)行至50%取值，即165元/千瓦；稅率按照國家現(xiàn)行規(guī)定取值；其他變動成本按Y項目運營經(jīng)驗取0.1元/千瓦時（不含稅）；固定成本按Y項目運營經(jīng)驗取1.5億元/年（不含稅）。

2.2 常規(guī)經(jīng)營損益測算

首先計算不含容量電費和碳排放配額交易損益時的經(jīng)營損益，此時Y項目通過消耗天然氣以及少量其他變動成本產(chǎn)生電能量和蒸汽熱量以出售。

機組產(chǎn)能測算結(jié)果如表1所示。

常規(guī)經(jīng)營損益測算如表2所示。

根據(jù)測算結(jié)果，在目前的宏觀環(huán)境下，Y項目無論采用哪種工況，僅僅通過售電售熱都將出現(xiàn)虧損，導致項目持續(xù)經(jīng)營基礎受到損害。由于給周邊用戶供熱是Y項目存在的基礎，具有法定義務的性質(zhì)，如果無法避免，則只能按照虧損較少的預算方案執(zhí)行。相比之下，由于用戶供熱需求總量固定，供熱170 t/h比供熱300 t/h工況，雖然理論上綜合能源利用效率低，但是運行時間高出近3 600小時，通過出售多生產(chǎn)的電量獲得更多邊際收益，從而使凈虧損減少約581萬元。因此，選擇按照按供熱170 t/h的方進行決策為佳。

2.3 碳排放測算

碳排放測算的基本步驟是根據(jù)實際產(chǎn)能計算碳排放量，結(jié)合實際產(chǎn)能與既定政策計算可獲得的碳排放配額，二者差額為碳排放量缺口（正數(shù)為缺口，負數(shù)為盈余），再乘以預計的市場價得出碳排放損失。然而，具體的計算原理卻仍存在一定的分歧，原因在于天然氣轉(zhuǎn)化為電能量和熱量是同時進行的過程，天然氣存在損耗，而對于該損耗由電能量和熱量如何分擔的問題存在不同的算法，本文采用行業(yè)實踐中常用且核查機構(gòu)采用的“好處歸熱”算法，即熱量由天然氣100%轉(zhuǎn)化，天然氣的損耗全部由電能量承擔。顯然，這種算法下供熱天然氣轉(zhuǎn)化率保持恒定，發(fā)電天然氣轉(zhuǎn)化率則隨著綜合能源利用效率的變化而加倍變化。主要計算公式如表3所示。

《方案》規(guī)定了燃氣機組碳排放基準值，其中2024年最新的發(fā)電基準值為0.328 8 tCO2/MWh，供熱基準值為0.053 3 tCO2/GJ。由于其他調(diào)整系數(shù)目前尚未明確，實踐中通常在100%左右徘徊，本文暫且按100%計算。結(jié)合表1中機組產(chǎn)能測算的結(jié)果，可以測算兩種工況下年度碳排放總損失金額（負數(shù)為盈余），計算情況如表4所示。

由測算結(jié)果可知，由于供熱天然氣轉(zhuǎn)化率恒定，所以無論哪種工況下單位供熱碳排放缺口都不變，鎖定了損失。而供熱300 t/h時比供熱170 t/h時的綜合能源利用效率高16.2%，意味著供熱170 t/h時發(fā)電會額外承擔大量天然氣能量損耗造成的碳排放量，進而使其單位發(fā)電碳排放缺口大增，使得最終兩種工況下理論年度碳排放總損失金額差異超過1 000萬元（此處的“理論”指該數(shù)據(jù)僅是用作對比的理論計算結(jié)果，在當前政策下，燃氣機組存在豁免權(quán)，可以不承擔該損失）。

2.4 容量電費測算

容量電費由機組容量乘以電費標準所得，只要保持機組不被考核，容量電費與運行狀況基本無關。

Y項目年度容量電費=400 MW×165元/kW×1 000 kW/MW=66 000 000元

2.5 綜合經(jīng)營損益測算

合并常規(guī)經(jīng)營損益測算、碳排放測算、容量電費測算的結(jié)果，得出綜合經(jīng)營損益如表5所示。

根據(jù)測算結(jié)果，加入了容量電費后，損益回正，項目滿足持續(xù)經(jīng)營基礎。在現(xiàn)行政策下，由于燃氣機組實際不需要承擔碳排放權(quán)清算損失，因此供熱170 t/h方案在碳排放方面的劣勢未得到體現(xiàn)，此時其損益仍占優(yōu)勢。但是如果以后年度政策發(fā)生變化，燃氣機組不再獲得豁免，則供熱300 t/h方案更佳。

2.6 結(jié)論

經(jīng)測算，得出如下結(jié)論：

①在煤炭作為壓艙石、新能源蓬勃發(fā)展的現(xiàn)階段，Y天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目通過常規(guī)交易難以盈利。

②容量電費的獲取是Y天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目扭虧為盈的關鍵，因此項目管理團隊應做好設備管理，使機組持續(xù)保持可用狀態(tài)，避免因被考核而丟失容量電費。

③碳排放配額政策對供熱有利，對發(fā)電不利，是否存在豁免權(quán)將扭轉(zhuǎn)不同方案下的經(jīng)營損益。

3 結(jié)語

本文根據(jù)Y天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目的實際情況，從實踐角度詳細分析得出碳排放配額與容量電費對天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目經(jīng)營損益的實際影響，為項目公司的經(jīng)營決策提供依據(jù)。

文中也存在一定的不足之處，主要是由于部分邊界條件是Y項目現(xiàn)階段特有的，隨著市場環(huán)境的改變，結(jié)論可能會完全不同。因此，在不同時期應根據(jù)實際情況，適時調(diào)整邊界條件，正確地對項目經(jīng)營損益進行測算，為經(jīng)營決策提供充分、真實、準確的依據(jù)。

【參考文獻】

【1】林少娃，何妍妍，陳奕汝，等.電力現(xiàn)貨市場容量保供下的電費結(jié)算優(yōu)化機制研究[J].電氣技術(shù)與經(jīng)濟，2024（08）：286-289.

【2】羅璇，李智博.雙碳背景下天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展分析與思考[J].中國戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，2024（27）：114-116.

【3】劉澤鋒.容量電價補償機制的經(jīng)濟學分析[J].能源，2024（03）：39-41.

【4】張志強，倪小點，盧季德.完善煤電容量電價機制促進煤電產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展[J].中國經(jīng)貿(mào)導刊，2024（11）：74-76.