全国碳市场元素碳含量“高限值”政策的影响分析及相关建议

准确可靠的碳排放数据是全国碳市场有效规范运行的生命线，从目前已经披露的部分碳排放数据造假案件看来，不少问题都与燃煤元素碳含量检测及其背后煤样采制、煤质化验、检测报告编制等关键环节有关。燃煤电厂元素碳含量检测，特别是相关煤样采样、制样、留存、送检等环节是排放数据造假集中发生的高危环节，对此问题产生的背景、带来影响及其深层次原因展开分析、总结，也就自然而然成为当前查漏补缺提升碳市场数据质量工作的一个关注点。

一、燃煤元素碳含量基本概念及“高限值”政策的引入

燃煤元素碳含量是指煤样中碳元素在所有元素中的质量百分比，是首批纳入全国碳市场的发电行业适用的核算指南中计算碳排放量的重要参数。按照发电行业核算指南的相关规定，电厂使用的化石燃料燃煤燃烧的排放量可按照如下公式计算：

燃煤消耗量×低位发热量×燃煤的单位热值含碳量×碳氧化率×（44/12）

由此可见，元素碳含量是燃煤燃烧碳排放量核算的重要参数。

2019年12月底，生态环境部在其下发的《关于做好2019年度碳排放报告与核查及发电行业重点排放单位名单报送相关工作的通知》（环办气候函〔2019〕943号）中规定，对2019年没有开展燃煤元素碳含量实测的企业，单位热值含碳量按33.56 tC/TJ（每太焦耳热值含碳33.56吨）计算（详见上述通知附件二下子表二的脚注7）。

33.56 tC/TJ这一数值，是从国内近10种常见煤种（无烟煤、烟煤、褐煤、型煤等）（如下表所示）的单位热值含碳量缺省值中挑选出来数值最高的型煤的缺省值，也被行业人士俗称为“高限值”，这一“高限值”和实测值的差异在20%-30%左右。

对一个年排放量在200万吨左右的中小规模电厂，这种差异会给电厂增加40~60万吨左右的碳排放；而对于一个年排放量在1000万吨左右的规模以上的电厂来说，这种差异引起的碳排放量计算结果将达到200-300万吨左右。如果按照第一个履约周期50元左右的碳价估算，这部分差异带来的经济影响将从数千万元不等到亿元以上。

也就是说，两家类似的电厂，一家进行了元素含碳量实测，一家没有开展实测，没有实测的电厂和实测的电厂比起来，最终不得不在履约的时候多承担数千万元至上亿元的履约成本。正因为如此，这一“高限值”也被业内普遍认为是一种带有比较严厉惩罚性的缺省值。

二、燃煤元素碳含量“高限值”政策不合理，且国际国内碳交易实践中未有过先例

碳排放数据核算的最重要原则是“真实”和“准确”，如果企业因为某项参数没有实测值，通行的做法是可以采用该项参数的行业缺省值。国际上IPCC国家温室气体清单指南、欧盟碳市场相关核算指南，国内碳排放核算相关标准（GB/T 32151.1-2015），都采用这一通行做法。

“高限值”虽然也是一种缺省值，但由于其采纳的是明显高出实际情况的最为保守的估值，导致企业的碳排放数据比实测值高出20%-30%，这实际上是大幅高估了企业实际排放量，已经偏离了“真实、准确”的核算原则。

中国电力企业联合会前专职副理事长王志轩也在《做好碳排放统计核算，强化碳达峰碳中和工作基础保障》的署名文章中指出，在国家碳排放权交易市场的碳核算中，对未实测碳元素含量的燃煤发电机组采用惩罚性高限值本身就不具有科学性和准确性，建议调查发电用燃煤碳元素含量，根据我国煤种特点，通过广泛抽样调查，统计归纳提出更加科学合理的、更有代表性的单位热值含碳量等排放因子数据。

（二）以欧盟碳市场（EU-ETS）为典型代表的国际碳市场并未采用燃煤元素碳含量“高限值”政策，而是采取了分类管理、循序渐进、适度保守的更加精细化的管理方式。

从2005年1月1日开始第一阶段运行的欧盟碳市场（EU-ETS）目前已经进入第四个运行阶段。

EU-ETS确定履约主体（控排设施）的碳排放数据可以通过两种方法确定：基于核算的方法和基于连续在线监测系统直接测量（CEMS）的方法。实践中，绝大多数控排设施（大约98.5%）使用的是基于核算的方法得到碳排放量，且排放量核算中，燃煤元素碳含量同样是一个非常重要的计算参数。

EU-ETS规定按照控排设施排放量的大小，从低到高分成四个层级，低层级的控排设施燃煤元素碳含量无需实测，直接采用一个国际上或者国内核算温室气体清单指南上通用的缺省值即可，层级比较高的控排设施必须使用实测值。但对于应实测却没实测或者实测数据不满足要求的高层级控排设施，EU-ETS并未采用燃煤元素碳含量“高限值”的政策，而是按照适度保守的原则，针对不同品种的燃煤类型，从统计学意义上取其元素碳含量平均值在95%置信区间的上限值作为估算值，这样就既保证了适度保守的原则，又确保估算值和实测值的差异不至于过大。

通过对IPCC指南中不同煤种的实测平均值和95%置信区间上限值之间的差异进行统计，可以发现这种差异通常在5%~10%左右，其中无烟煤的差异最低（2.6%），电厂常用的动力煤品种烟煤的差异也就不过5%左右（如下表所示），最高的型煤的差异也不过11%左右（电厂一般不会用型煤）。

从2013年迄今，国内7个主要试点省市的碳交易体系已经顺利运行将近10年，在碳排放核算过程中对燃煤元素碳含量参数的处理方式，基本趋同：北京虽然鼓励控排企业采用实测值，但是也允许没有实测的企业选取缺省值；上海、天津和重庆既允许企业选择缺省值，也认可企业的实测值，二选一即可；广东、湖北和深圳规定优先选择经主管机构认可的检验机构出具的实测值，如无法实测亦可采用缺省值。实测值和缺省值之间的差距并不大。从实践来看，7个碳交易试点运行将近10年，至今并未出现过类似规模化的碳排放数据造假事件。

综上所述，无论是以欧盟碳市场为典型代表的国际碳市场，还是国内7个主要的碳交易试点省市，在燃煤元素碳含量取值方面，虽然都鼓励实测以提高碳排放核算的准确度，但对没有实测或者不具备实测条件的企业，采用的是与实测值相差不大的缺省值替代，并没有过引入“高限值”的相关实践。上述缺省值和“高限值”最大的差别在于，缺省值虽然也在一定程度上高估了企业排放，但这种适度的高估具有合理性，且被国内外同行所广泛接受。

（一）燃煤元素碳含量“高限值”政策的引入和实施都比较仓促，这也为碳排放数据造假埋下了隐患。

“高限值”相关的政策是在2019年12月底才予以明确并下发，实际上，不少煤电企业因为对这一政策缺乏预期而并未做好实测的准备，尤其是接近年底才正式下发通知，此时19年碳排放管理工作已经接近尾声，没法追溯重新开展从年初1月份到12月份每个月燃煤元素碳含量实测工作。

相反，政策的仓促实施反倒为部分合规意识不强的控排企业和唯利是图的服务机构铤而走险篡改数据，留下了巨大的利益空间，也就此埋下了数据造假的隐患。这在2021年下半年以来陆续曝光的多起全国碳市场排放数据造假案中得到了验证。2022年3月14日，《南方能源观察》发表了以《全国碳市场首个履约期：火电得与失》为题的报道，深度剖析了“高限值”的政策初衷虽然是想推动实测，但却在实践中变相激励了数据造假。

不少没有做好实测准备的企业面临两难的选择，要么“坐以待毙”被迫使用“高限值”，但为此会付出高昂的履约成本；要么与部分唯利是图的服务机构“合谋”伪造或者篡改检测报告，但一旦被查出或者曝光就会面临数据造假的违规违法风险。

前述《南方能源观察》的文章深度报道了不少面临煤炭涨价亏损严重，但同时又因为承担保供电社会责任的火电厂，仅仅因未对燃煤元素碳含量开展实测而被迫使用“高限值”使得配额出现较大缺口，徒增数千万甚至上亿的履约成本而遭遇履约困境的局面！

（三）“高限值”政策对发电行业碳排放数据核算准确程度提升的正面价值有限，难以抵消其带来的负面影响。

从另外一方面看，即使已有90%左右的电厂开展了燃煤元素碳含量的实测，且按照这90%的电厂实测数据都符合要求的理想情况做假设（实际上不可能100%满足要求），余下还有10%左右的电厂没有或者不太具备实测条件，按照惩罚性“高限值”政策的要求，这部分电厂的碳排放核算过程仍须使用“高限值”，从而仍会高估20-30%左右的排放量按照纳入全国碳市场的发电企业2200家左右的企业（总排放量约45亿吨左右）进行估算，10%左右未实测的企业数量就在200家左右，这200家企业的排放量总计约4.5亿吨，这部分排放总量如果按照“高限值”政策被高估的排放总量（按30%估）就可能高达1.35亿吨左右，这上亿吨高估出来的排放量占到了全国碳市场纳入发电行业排放总量45亿吨的3%左右。

按照第一个履约周期全国碳市场50元左右人民币估算，这部分被高估的排放量对应配额的价值超过60亿元，这部分金额是人为高估排放量带来的额外成本，即便按照200家左右电厂来进行分摊，每家电厂为此增加的履约成本也达到3000万元左右！“高限值”政策带来的额外成本，落在某一家具体的电厂身上，就是一座山——意味着为此将付出一笔数额不菲的资金成本，尤其是对当前部分承担保供电责任但经营有困难的企业，将是难上加难！

四、关于取消燃煤元素碳含量“高限值”政策的建议

由于燃煤元素碳含量“高限值”政策存在的上述问题，有必要慎重考虑是否对这一政策进行修正。前述《南方能源观察》的文章中也提及部分地方主管部门以及企业都在反思“高限值”政策的合理性，由于采样、制样、送检以及检测机构、设备等多个环节存在监管“盲区”，不少部门和单位都提出过取消燃煤元素碳含量“高限值”的建议，以缺省值取而代之（即参照国际碳市场和国内碳交易试点通行做法），消除企业造假的空间和动机，同时降低政策实施的社会成本。

2022年3月15日，主管部门最新下发的《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）》中，虽然对燃煤元素碳含量的检测做出了更多具体的规定，包括检测内容、检测过程和相关存证的细化，以及要求检测实验室从2022年4月份开始要有CNAS（中国合格评定国家认可委员会）认可或CMA（中国计量认证）认定资格且认可项包括元素碳含量等要求，但是仍然保留了33.56 tC/TJ 的燃煤元素碳含量“高限值”（只是名称从“高限值”改为了“缺省值”）。

据了解，目前包括管理相对比较先进的五大发电集团央企在内，旗下大部分的燃煤火电厂检测化验实验室目前都不具备上述CNAS或CMA条件且备案的检测项里面包含元素碳含量，短时间内也很难迅速建成符合条件的实验室，这还不计算为此增加的大量的从仪器配备、人员培训、资质申请到管理实施相关的额外成本。大量的外送检测，既会增加外送检测的成本，也会增加送样、运输或者物流过程中人为干扰的环节，因为即便是符合CNAS或者CMA条件的检测机构，也只能对送到检测机构的样本的检测结果负责，而完全无法确保送检的煤样样品本身的真实性，采样、制样、送样和测样之间，仍然存在大量人为造假和潜在监管漏洞的中间地带（如图所示），造假手段多样且比较隐匿，难以查验。