电力调整器

4月22日，开元仪器召开2013年年度股东大会，尽管公司去年业务和净利双双下滑，但董事长罗建文仍乐观表示虽然钢铁、煤矿行业低迷，公司业务受一定影响，但目前火电、第三方检测业务势头良好。经过公司战略调整，今年利润将会提高。　　火电业务空间大　　2013年，公司实现营收2.8亿，同比减少6.44%，实现净利4871万，同比减少17.31%。是公司上市以来业绩和净利首次出现下滑。　　据年报显示，公司称2014年将完成销售收入3.6亿元，净利润6500万元的目标。　　在此次股东大会上董事长罗建文承认利润有所下降，但他也表示将吸收动力和资本，为以后发展奠定基础。　　罗建文说到，公司所生产的仪器主要是针对煤炭、钢铁、火电、第三方检测这四大板块，而且这四块业务都有一定的经济周期性，目前煤炭、钢铁行业相对低迷，但火电和第三方检测目前市场还是不断有需求，所以公司将根据行情，调整经营战略。　　从开元仪器近两年的客户，便可看出公司业务的周期性。2012年度开元仪器前5大客户多是煤炭企业，而去年开始则变更为发电企业。　　目前，国内有1600家发电厂，其中大多为国企，其次是地方供热。现在的状态是国企大多把淘汰的产品转给地方供热。根据国都证券研报显示，火电企业按每家企业配置两台中子活化在线检测装置计，市场容量即超过160亿元。　　中国国际金融有限公司研究部高级经理廖明兵表示公司所占市场份额大约为20&mdash 30%。若按此计算公司在火电企业中则有30亿&mdash 40亿的潜在业务。　　罗建文也表示电力行业和煤炭行业业务一般销售数额比较大，利润一旦提上去一个点，利润空间也是相当大。　　据2012年统计，公司电力业务占比38%、煤炭业务占比20%、第三方检测和其他业务为剩余占比。根据罗建文表述，电力业务这一占比还将有所提高。　　国际市场目标3000万　　除了调整战略提高公司净利润，董事长罗建文还称今年仪器业务要继续拓展海外区域，计划今年在海外销售额达到3000万。　　2013年公司海外营业收入为1714万，主营成本为607万，毛利率达到64.57%，比国内毛利率高出12%。而目前中国煤炭是进口多，出口少，主要是用于火力发电，周边的蒙古、印度尼西亚又都是产煤大国，罗建文首先就把目标瞄准了亚洲板块。　　他表示：&ldquo 公司的仪器检测水平达已到先进发达国家水平，公司今年将进驻全球七个区域，稳步拓展外海市场。&rdquo 　　不过，他也表示公司将稳步推进，并未有设立海外子公司和并购想法。　　目前公司募投项目中&ldquo 自动化机械采样装置升级扩能项目&rdquo 和&ldquo 中子活化在线检测分析装置产业化项目&rdquo 及&ldquo 研发中心建设项目&rdquo ，由于拆迁问题并未竣工，罗建文称今年年底将建成，将增大自动化仪器的供货能力。

【 报告原文 】　　改造燃煤锅炉4100蒸吨,基本取消五环路以内的燃煤锅炉。全面建成四大燃气热电中心 全年削减燃煤260万吨,退出污染企业300家 抓好重污染日应急预案实施。　　【 权威解读 】　　亮点一　　PM2.5年均浓度降低5%左右　　2014年,本市将全力治理大气污染。据了解,本市将坚持源头控制、过程管理与末端治理并重,强化工程节能减排作用,强化节能环保产业支撑,强化京津冀区域的联动合作,着力改善空气质量。2014年,PM2.5年均浓度降低5%左右,二氧化硫和氮氧化物减排目标均为5%。　　从亚运村到洋桥,一座座曾经吐出二氧化硫和氮氧化物等污染物,造成居民困扰的燃煤锅炉房正在从北京市民的生活中逐渐消失。替代这些燃煤锅炉的,大多是以天然气为燃料的发电厂,与燃煤电厂相比,它不使用锅炉,而是用燃气轮机代替了锅炉,同时其排放污染较小,能源利用效率较高。目前,本市已建成运营燃气电厂7座。2014年,五环内将基本取消燃煤锅炉使用。　　建设四大燃气热电中心替代现有燃煤电厂,是本市加快能源结构调整、优化能源设施布局的重要举措。2014年,四大燃气热电中心将全面建成。　　四大热电中心建成后将在三个方面发挥显著作用。一是优化能源结构,燃煤电厂关停后,可直接削减电厂燃煤920万吨。二是保障热电能源安全供应。城市的四角建成热电源点,将形成对中心热网和城市电网的主力支撑,可有效缓解北京供热瓶颈,增强本地电源支撑。三是实现中心热网清洁供热。新增本地清洁发电能力720万千瓦,新增清洁供热能力1亿平方米,城市中心热网供热和本地电力生产全部实现清洁化。　　亮点二　　企业退出奖励政策即将发布　　近年来,为加快高污染、高耗能、高耗水的企业调整退出,本市制定了一系列相关政策和奖励办法,取得了很好成效。2013年,本市又调整退出中小型污染企业和劳动密集型企业288家。　　2014年,本市计划调整退出300家污染企业。按照2013-2017年清洁空气行动计划的要求,本市正在研究制定新的不符合首都功能定位的企业调整退出奖励政策,新政策拟于近期发布实施。　　【 马上就访 】　　主动停产换来更多绿色收益　　现在走进位于顺义区的顺发水泥公司和位于平谷区的平谷水泥公司,原本每天轰隆作响、吃进燃煤吐出黑烟的燃煤窑炉已偃旗息鼓。早在去年年底前,这两个水泥公司就已经全部实现停产。　　企业停产,固然会减少经济收益,但这是北京的主动选择。因为,这种转型将带来更多的绿色收益:两家水泥企业的停产,可每年减少煤炭消耗11万吨,减少二氧化硫排放约140吨,减少氮氧化物排放约1600吨,减少烟粉尘排放约390吨。　　这仅仅是北京绿色转型的一个案例。市发改委提供的数据显示,去年全市已经调整退出200家污染企业。其中,建材行业中的建筑渣土烧结砖生产线全部关停,金隅顺发水泥、平谷水泥实现停产,减少水泥产能150万吨。

2021年8月，国家碳达峰碳中和工作领导小组办公室成立碳排放统计核算工作组，负责统筹做好碳排放统计核算工作，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系，彰显了我国对碳排放数据核算及数据质量的高度重视。在企业温室气体排放核算实务中，对于购入使用电力产生的二氧化碳排放核算最常用的是排放因子估算法，即用购入使用电量乘以电网碳排放因子得出对应的碳排放量。因此，电网碳排放因子作为连接电力消费量与碳排放量的重要参数，其使用是否合理、取值是否恰当，极大程度影响着温室气体排放的核算质量，对于能否精准评估各地区、各企业、各项目的碳排放量(或碳减排量)，以及能否制定高质量的碳达峰、碳中和实施方案具有重要意义。当前，电网碳排放因子存在更新不及时、时空分辨率体现不够、绿色环境价值尚未体现、无法引导企业主动调整用电行为等问题，亟需建立客观、直观、精准的电网碳排放因子体系，为监测碳排放动态、落实减碳行动提供科学数据参考。　　碳排放核算主要方法　　碳排放核算可以直接量化碳排放数据，还可以通过分析各环节碳排放数据，找出潜在的减排环节和方式，对碳资产管理和碳市场建设至关重要。目前，碳排放核算主要有两种方法：碳计量和碳监测。碳计量数据是基于现有数据计算而来，碳监测数据是直接从排放端测量而来。相对而言，碳计量是目前发展相对成熟的碳排放核算方法，国家发展改革委发布的24个行业排放核算报告指南仅包含“基于计算”的碳计量法，“基于测量”的碳监测法是未来的发展趋势，可以避免核算过程人为因素干扰造成的数据失真。　　碳计量计算方式可以概括为两种：排放因子法(Emission-Factor Approach)和质量平衡法(Mass-Balance Approach)。排放因子法是联合国政府间气候变化专门委员会(Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC)提出的一种碳排放估算方法，可以简单理解为能源消耗量附加一个排放因子，排放因子是与能源消耗量相对应的系数。在碳质量平衡法下，碳排放由输入碳含量减去非二氧化碳的碳输出量得到。相对而言，排放因子法是目前适用范围最广、应用最为普遍的方法。　　企业间接碳排放概念　　根据2012年世界可持续发展工商理事会和世界资源研究所发布的《温室气体核算体系：企业核算与报告标准(修订版)》(以下简称《企业标准》)、2018年国际标准化组织ISO发布的《ISO 14064-1:2018组织层面温室气体排放及消减的量化及报告指导性规范》(以下简称ISO 14064-1)定义，依据企业是否拥有或控制排放源，温室气体排放可以分为直接排放和间接排放。其中，直接排放被划定为范围一排放，指由企业直接控制或拥有的排放源所产生的排放。间接排放是指由企业活动导致的、但发生在其他企业拥有或控制的排放源的排放。《企业标准》将间接排放进一步区分为范围二排放和范围三排放。范围二排放是指企业外购的电力、蒸汽、热力或冷力产生的温室气体排放(在ISO 14064-1中称为“能源间接排放”)，范围三排放则包括其他所有间接排放(ISO 14064-1中称为“其他间接排放”)。　　《企业标准》和ISO 14064-1要求企业核算范围一和范围二排放，因此外购电力排放因子(即范围二电网碳排放因子)是企业进行温室气体核算时必不可少的关键数据。　　电网碳排放因子分类　　电网碳排放因子指电网覆盖区域单位电量的碳排放水平。根据使用场景和管控目的不同，主要分为两类：第一类是计算温室气体排放量，采用的排放因子为电网年平均排放因子。该因子主要有三种：全国电网排放因子、区域电网排放因子、省级电网排放因子。第二类是计算温室气体减排量，采用的排放因子为区域电网基准线排放因子。　　全国电网排放因子　　全国电网排放因子指全国范围内电网平均排放因子，该数据主要用于核算纳入全国碳市场的企业履约边界的电力间接排放。2017年12月，国家发展改革委办公厅印发《关于做好2016、2017年度碳排放报告与核查及排放监测计划制定工作的通知》(发改办气候〔2017〕1989号)，在附件“重点企业2016(2017)年温室气体排放报告补充数据表”中，明确2015年全国电网排放因子为0.6101吨二氧化碳/兆瓦时，这是国家部委层面首次公布全国电网排放因子取值。此后，我国八大行业的碳核查从2016年开始一直沿用该数值至2020年。全国采用统一的平均排放因子，主要是为了参与全国碳市场交易的企业能够在公平的场景下交易，避免不同区域的企业由于排放因子不同而造成不公平的情况。　　2021年12月，生态环境部办公厅印发《关于公开征求企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施(2021年修订版)》(征求意见稿)》(环办便函〔2021〕547号)，全国电网平均排放因子调整为0.5839吨二氧化碳/兆瓦时。2022年3月，生态环境部应对气候变化司印发《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》(环办气候函〔2022〕111号)，并以附件形式更新了《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)》，全国电网排放因子调整为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时。这是继2017年国家部委层面公布全国电网排放因子以来的第一次正式更新，引起社会高度关注。　　电网排放因子与可再生能源、火电机组单位供电标煤耗密切相关。从理论上讲，可再生能源比例越高，火电机组单位供电标煤耗越低，电网排放因子越小。近年来，我国可再生能源发电装机容量和消纳比例不断提升，截至今年5月底，我国可再生能源发电总装机达到11亿千瓦，同比增长15.1%，占总装机规模的45.5% 其中，风电、光伏、生物质发电等新能源发电装机突破7亿千瓦。今年1～5月，全国可再生能源发电新增装机4349万千瓦，占全国发电新增装机的82.1%，已成为我国发电新增装机的主力。火电企业持续进行节能改造，供电标准煤耗不断降低，2021年全国供电标准煤耗302.5克/千瓦时，较2011年下降26.5克/千瓦时。0.6101吨二氧化碳/兆瓦时反映的是2015年单位用电量蕴含的二氧化碳排放，与当前实际情况出入较大。将全国电网排放因子调整为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时，体现出近几年我国风电、光伏等清洁能源的迅猛发展和火电厂平均供电标准煤耗的不断降低，更符合当前我国电力结构的实际情况，能够及时、准确、客观评估企业消耗电力的实际碳排放水平。　　区域电网排放因子　　从理论上说，电网覆盖范围越小，相应的电网排放因子越接近单位电力实际间接排放。区域电网排放因子将全国电网划分为六个区域电网，其计算方法为区域电网本地所有发电厂化石燃料碳排放与净调入电量、净进口电量蕴含的碳排放之和除以区域电网总供电量。　　2013年10月，国家发展改革委应对气候变化司、国家气候战略研究和国际合作中心首次发布2010年区域及省级电网平均排放因子，旨在为地区、行业、企业及其他单位核算电力调入、调出及电力消费所蕴含的二氧化碳排放量提供参考。2014年9月，国家发展改革委应对气候变化司、国家气候战略研究和国际合作中心再次发布2011年和2012年区域电网排放因子。区域电网排放因子相比全国电网排放因子而言，更能反映不同区域电量构成的差异，但在发布2010～2012三个年度后，至今没有更新。　　省级电网排放因子　　省级电网排放因子是按照省级行政区域边界将全国电网进行划分，计算思路与区域电网排放因子大致相同。主要用于计算各省的调入电量和调出电量排放，也有部分省份用于计算企业级别的排放。2013年10月，国家发展改革委应对气候变化司、国家气候战略研究和国际合作中心首次发布的2010年电网平均排放因子中就包括省级电网排放因子。2016年5月，国家发展改革委应对气候变化司发布2012年省级电网排放因子。2019年4月，生态环境部印发《关于商请提供2018年度省级人民政府控制温室气体排放目标责任落实情况自评估报告的函》(环明传〔2019〕6号)，以附件形式列出2018年省级电网排放因子。　　以上海为例，2010年、2012年和2018年省级电网排放因子分别为0.7934吨二氧化碳/兆瓦时、0.6241吨二氧化碳/兆瓦时和0.5641吨二氧化碳/兆瓦时。需要说明的是，上海作为我国试点碳市场之一，电网排放因子一直取值0.788吨二氧化碳/兆瓦时(根据上海2010年能源平衡表和温室气体清单编制数据计算获得)。2022年2月，上海市生态环境局印发《关于调整本市温室气体排放核算指南相关排放因子数值的通知》(沪环气〔2022〕34号)，核算使用外购电力所导致的碳排放时，电网排放因子由0.788吨二氧化碳/兆瓦时调整为0.42吨二氧化碳/兆瓦时，体现上海近十年清洁能源和可再生能源电力占比提升的显著成效。　　区域电网基准线排放因子　　区域电网基准线排放因子表示新能源电力设施生产一度电对应减少的温室气体排放，主要用于核算CDM、CCER项目实际产生的减排量，其最新计算方法是根据联合国气候变化框架公约下清洁发展机制执行理事会(CDM EB)颁布的最新版《电力系统排放因子计算工具》(07.0版)。区域电网基准线排放因子由国家发展改革委应对气候变化司发布，从2006年开始每年更新，目前最新的是生态环境部应对气候变化司于2019年发布的数据。　　基准线排放因子由所在区域电网的电量边际排放因子(OM)和容量边际排放因子(BM)两个因子计算而来。电量边际排放因子等于本地电厂的单位电量排放因子与净调入电量的单位电量排放因子以电量为权重的加权平均值 容量边际排放因子对选定的若干个新增机组样本的供电排放因子以电量为权重进行加权平均求得。　　电网碳排放因子存在的问题　　以上几种“电网碳排放因子”名称相近但用途根本不同，由于对其内涵、外延理解得不够全面和深刻，在使用电网碳排放因子时往往存在一些误区，这会导致产生错误的减排标杆和信号，并由此产生一些不利影响，包括无法准确反映各地区可再生能源电力发展的客观情况，误导政府部门对制定碳减排措施和评估效果的分析，影响减排政策的公平性和公正性 误导企业对生产模式的选择，弱化来自能源结构较为优化地区的企业的国际竞争力等。即使使用正确，也存在以下四个方面问题。　　一是数据更新不及时。在企业温室气体排放核算实务中，电网碳排放因子主要采用国家发布的区域电网排放因子，目前仍沿用若干年前国家公布的数据，相对滞后，且更新周期长，不利于动态反映我国电力系统绿色低碳发展的趋势，也不利于客观评估我国碳减排成效及科学推进碳减排工作。　　二是时空分辨率体现不够。电网碳排放因子通常以年为发布周期，计算时长一年内只有一个指标值，取值相对固定，且仅能体现省级及以上的电碳耦合情况。　　三是清洁电力绿色环境价值尚未体现。电网碳排放因子将电力相关碳排放平摊至全部电量，无法区分不同类型电源及外送电力的绿色环境价值，无法带动全社会消纳绿电的积极性，不利于推动构建新型电力系统以及碳达峰、碳中和目标的实现。　　四是无法有效促进电碳市场融合发展。电网碳排放因子无法影响企业的用电行为及其在电力市场、碳市场的交易行为，无法带动企业灵活选择更具有清洁能源优势的生产模式。　　优化调整电网碳排放因子的有关建议　　当前，我国正在构建以新能源为主体的新型电力系统，电网碳排放因子的时空差异性愈发显著。可考虑对电网碳排放因子在时空维度进行精细化核算，提供更加清晰及时的信号指引，使企业公平公正承担碳排放责任。时间维度上，新能源发电具有较强的随机性、波动性和间歇性，在大规模、高比例新能源接入背景下，电网碳排放因子在不同时间尺度“峰谷差”越来越明显。空间维度上，东西部地区资源禀赋、能源结构差异明显，特别是随着近几年跨省跨区输电规模不断扩大，区域间的发电装机、发电量在规模和结构上变化更加显著，电网碳排放因子在不同空间尺度“地域差”越来越显著。未来可基于新能源发电装机容量的实际情况，探索构建区域动态电网碳排放因子，并逐步精确到省、市，这样可以有效引导用户通过调整用电时序实现主动碳响应，同时促进清洁能源消纳，进一步提高全社会碳效水平。　　电力大数据实时性、精准性和普遍覆盖的优势，在碳排放核算中具有不可替代的价值，可为监测碳排放动态、落实减碳行动提供重要的科学参考。在构建动态电网碳排放因子基础上，未来可以利用电力大数据来强化碳排放核算。通过云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等新一代数字技术赋能电网，利用数字电网对电能生产、传输、使用全环节的碳流进行精准监测、追踪和溯源，充分发挥电力数据要素在“双碳”目标实现过程中的独特价值。更进一步，可以考虑构建电力系统源网荷全链碳计量体系。建立以电碳流分析为基础的电碳核查标准，建设全面覆盖的电碳监测计量体系，实现碳排放量的实时跟踪和计量，推动构建与国际衔接互认的电碳认证技术与标准体系。　　“双碳”及构建新型电力系统的背景下，我国将加快实施能源绿色低碳转型，风电、光伏等新能源发电比例将进一步提升，电网碳排放因子应随着电力结构的变化及时优化调整。未来可依托电力市场交易区分用户的绿色电力消费量和化石能源电力消费量，将绿电部分核算为零排放，这样既可以充分体现绿电的环境价值，也可以进一步提升绿电采购需求，从而建立电碳市场相互促进的纽带关系。　　国际碳市场在碳排放量化和配额分配环节中不考虑间接排放，以避免总量重复计算。欧美发达国家具备比较健全、成熟的电力市场和碳市场交易体系，能够将碳价传导至火电发电成本和批发电价，影响终端用户用电成本，从而为用户端节电提供有效激励，实现用户端驱动的电力系统碳减排。当前我国电力市场与碳市场均处于逐步推进、逐步完善的阶段，短期内转嫁碳成本的时机和能力难以实现，何时转嫁、如何转嫁、转嫁多少，需要系统思维、科学论证。未来随着全国统一电力市场体系逐步建立、碳市场的逐步完善，电力市场全面放开，碳价充分有效传导，特别是碳价随着配额需求提高和减排成本上升而逐步走高，碳市场为碳减排提供经济激励、降低全社会减排成本作用充分发挥时，可以考虑适时将电力间接排放从全国碳市场覆盖排放范围中排除。