今天分享的是储能系列报告 ：《基于CCER规则的抽水蓄能碳减排计算方式研究报告》报告出品方： 《
今天分享的是储能系列报告 ：《基于CCER规则的抽水蓄能碳减排计算方式研究报告》报告出品方： 《国网新源控股有限公司》
当前我国碳排放权交易市场大致上可以分为两种类型:基于总量控制的碳配额交易与基于项目的自愿减排量交易，前者的交易对象是国家在控制碳排放总量基础上分配给各控排行业的碳排放配额!2]:后者的交易对象则是行业通过开展自愿碳减排项目、经有关部门对项目减排效果进行量化核证后取得的国家核证自愿减排量(CCER)。CCER是基于清洁发展机制(Clean Development Mechanism,CDM)模式延伸得到的、具有中国特色的核证减排量，能够适用于抵销碳配额，其交易及抵销机制是对碳配额交易的重要补充[13]。
第一种碳配额交易市场分为全国碳市场和试点碳市场:全国碳市场目前只纳入了电力行业，共2162家企业，当前正值第二个履约周期，目前没有抽水蓄能电站被纳入全国碳市场;试点碳市场则分别在制度体系、管理体系以及交易买卖平台能力建设等方面做各自的探索[14]，现有的9个试点碳市场中有7个试点省市行政区域内含有抽蓄电站，根据各试点生态环境厅(局)公布内容，其中北京碳市场将抽蓄电站纳入重点排放单位名单，如表1所示。
北京市生态环境局规定年二氧化碳直接排放与间接排放量5000吨(含)以上的企业列入重点碳排放单位(京政发(2015)65号[15]，由于将十三陵电站作为一个用电单位，仅考虑了十三陵电站抽水用电，自2014年至今每年都将十三陵电站纳入重点排放单位名单。十三陵电站按照北京市相关规定完成排放报告、核查报告和履约工作。第二种CCER交易市场自从2017年暂停受理备案申请后，今年迎来了各项制度和基础设施建设的加快推进，2023年3月30日，生态环境部发布《关于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函》(环办便函(2023)95号)，向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议[16]。2023年6月29日生态环境部气候司表示:力争今年启动温室气体自愿减排交易市场。无论是国际的CDM还是国内以往备案的200个CCER方法学，均未涉及抽水蓄能领域的相关内容。
目前风电光伏的绿色低碳特性已得到大众广泛认可，但是抽蓄为提高新能源消纳率、充分的发挥减排作用而做出的消纳贡献，国内外都没有相关的科学认定，甚至还出现了将抽蓄列入重点碳排放单位名单的情况。
事实上，风电光伏等新能源是清洁能源，但是有着非常明显的随机性、波动性与反调峰特性[7，如图1图2所示，在用电低谷的时段大发、而在用电高峰时段小发。但是发电与负荷需要实时平衡，而电能不可存储，所以反调峰时段发出的新能源电量若无法即刻利用，会发生弃风弃光现象，无法接入电网也就无法再带来减碳效益。一定要通过储能将新能源电量进行时空转换，将负荷低谷时段的新能源电量转移到负荷高峰时段，才能使新能源电量接入电网并实现清洁能源替代，从而发挥减碳作用。
目前发展成熟且利用率最高的储能方式是抽水蓄能，系统中抽水蓄能的存在提升了清洁能源的系统接入率，减少了火电出力和碳排放，辅助实现了电力系统节能降碳，其降碳作用不应当被忽视。当前我国正围绕“双碳”目标加快新型电力系统建设，关于抽水蓄能碳减排的机理、碳减排计算方式的研究要进一步深入研究，合理评估和科学量化其绿色减排效益，推进抽水蓄能CCER方法学开发。
前文描述能够正常的看到，电力系统实时平衡的要求与新能源随机性、波动性的特性存在一定矛盾，产生了新能源大发的时候负荷需求很小易产生弃风弃光、负荷需求大的时候新能源很少发电需要大量火电顶峰的现状，解决这样的矛盾就需要抽水蓄能将风光弃电存储起来、在负荷高峰时段实现清洁能源替代，以减少新能源弃电、同时降低火电碳排放，从而发挥碳减排作用。其过程如图3所示
图3的三幅图均为东北地区某典型日日内功率曲线，从上到下分别是风电出力与负荷对比曲线、光伏出力与负荷对比曲线MW抽水蓄能电站工作曲线。其中蓝块是负荷低谷而新能源大发时段，此时抽蓄进行抽水，吸收系统内多余新能源电量:红块是负荷高峰而新能源小发时段，此时抽蓄进行发电，将存储的电量释放以补充系统内电量缺口。从图中能够准确的看出，抽蓄密切配合系统负荷与新能源发电，灵活调节系统内平衡，保障新能源充分消纳，并在高峰时段释放储存的电能替代火电出力，以降低系统碳排放量。
CCER方法学是指导温室气体自愿减排项目开发、实施、审定和减排量核查的主要是根据，对减排项目的基准线识别、额外性论证、减排量核算和监测计划定制等具备极其重大的规范作用[8]。方法学包括
适用条件、基准线情景、额外性论证、减排量计算、监测等几大要点，基础原理是将项目情景与基准线情景下的温室气体排放量作比较，所得差值即为通过项目实现的温室气体减排量。以下就基于CCER项目开发思路来论证抽水蓄能碳减排机理。在基准线情景中，系统内不含抽蓄电站:在负荷低谷时段，也就没有抽蓄进行抽水，进而没有电能消耗和碳排放;在负荷高峰时段，由于没有抽蓄进行顶峰出力，则需要其他电源进行顶峰出力，此时系统的碳排放量为原本应由抽蓄发出的电量乘以区域电网排放因子。
在项目情景中，系统内含有抽蓄电站:在负荷低谷时段，抽蓄吸收系统内多余电量，碳排放量为抽水蓄能抽水电量乘以当时时段碳排放因子，由于负荷低谷时段系统中电量含有新能源、火电等多种电源发出的电能，其中新能源的排放因子为0，因此仅需计算其中火电碳排放，所以低谷时段的抽水碳排放为抽水蓄能抽水电量x火电发电量占系统总电量比例x火电排放因子:在负荷高峰时段，抽蓄进行顶峰出力，发出的为清洁水电，碳排放为0。2.3统计结果
通过统计由国调中心获取的2022年全国各区域电量数据，计算各区域全年火电发电量占比，并结合各区域抽水蓄能电站上班时间，计算抽水时段区域火电发电量占比，结果如表3所示。根据统计计算结果，华东、华中和东北地区的火电电量占比较低，在60%-69%之间，华北区域火电电量占比最高，达到80%。同时，电站抽水时段火电占比相对全年平均值略低，只有华东是抽水时段火电占比更高。
从华东、华中、华北和东北四个区域各选取一个典型抽蓄电站，应用前文建立的数学模型，计算各个电站2022年全年的减排量。
按照2.1节中公式(1)计算方式:公式中涉及到的排放因子，目前我国有多种电力平均排放因子，“全国电网平均排因子””大多数都用在全国碳市场企业核算电力间接排放进行履约;“区域电网基准线排放因子”大多数都用在开发CDM项目或者CCER项目时核算项目的减排量;“省级电网平均排放因子”以省级行政区域边界为划分，支撑编制省级温室气体排放清单以及省内各级政府碳强度下降目标考核09。此处选用区域电网排放因子进行计算。关于区域电网排放因子，生态环境部最新发布到2019年，如表4所示，因此使用2019年的组合排放因子，华东区域为0.6908tCO/MWh。
（本文仅供参考，不代表我们任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
