李乔楚 陈军华 唐 荔

（1.西南石油大学经济管理学院，四川 成都 610500；2.四川华油集团有限责任公司，四川 成都 610213）

0 引言

中国在第75届联合国大会上提出，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和（以下简称“双碳”目标）。近年来，以化石能源为主体的能源系统所产生的碳排放问题日显突出，应对气候变化成为人类社会面临的巨大挑战。中国能源系统碳排放占全社会碳排放总量的约87%（全球能源互联网发展合作组织，2021），能源系统低碳转型是中国实现“双碳”目标的必由之路。四川省是全国重要的优质清洁能源基地，但多年来煤、油消费所占的比重一直在60%左右，能源消费的高碳特征给经济社会发展及生态环境保护带来了巨大压力。向“双碳”目标迈进的过程中，要避免“碳冲锋”和“一刀切”的做法，如何将能源资源禀赋优势转化为实现“双碳”目标的驱动优势，是四川省低碳发展亟需关注的焦点问题。

科学测算能源系统碳排放清单是准确把握碳减排的重要基础。然而，现有研究在构建能源碳排放清单时大多着眼于燃料燃烧、煤炭开采和矿后活动溢散等过程［1-5］，忽略了石油和天然气系统溢散、电力调入调出等排放单元，且目前结合智能化手段开展碳排放清单核算的研究几乎处于空白状态；国内学者的研究对象主要集中于京津冀、长三角、珠三角等我国中东部区域［6-10］，鲜有研究关注西部地区能源系统的碳排放特征。随着“成渝地区双城经济圈建设”上升为国家战略，将成为中国实现“双碳”目标的重要动力源和增长极，而四川省作为我国“清洁能源示范省”，能源系统低碳转型是关键一招［11］。在此背景下，结合IPCC清单算法从燃料燃烧、溢散排放、区域电力交易三个方面构建能源系统碳排放核算框架体系，结合Visual Studio集成开发工具编制“区域能源系统碳排放分析软件”，基于此测算四川省能源系统2019年的碳排放清单并研判主要排放源，以期推动能源系统率先达峰。

1 研究方法

1.1 研究对象与数据来源

二氧化碳能够吸收并释放红外线辐射，在温室气体排放总量中占比高达85%以上［12］，是全球极端气候事件的主要诱因。选择四川省能源系统作为研究对象，以2019年作为研究期限，将四川省能源系统碳排放来源划分为燃料燃烧、溢散排放、区域电力交易三个单元。研究的活动水平数据主要来源于2020年《中国统计年鉴》《中国能源统计年鉴》《中国环境年鉴》《四川统计年鉴》的统计数据。针对各个单元的碳排放因子，主要参考了文献［13-15］的推荐取值，并参照了《中华人民共和国气候变化第三次国家信息通报》（2019）对碳排放清单的编制思路。

1.2 估算方法

1.2.1 燃料燃烧

燃料燃烧碳排放是指在为某流程提供热量或机械功时，设备内或设备外燃料在有意氧化过程中产生的碳排放，主要包括能源加工及转换二氧化碳排放、终端能源消耗二氧化碳排放。

能源加工及转换的核算范围包括发电厂、热电联产以及热能工厂碳排放的总和，以及在次级和三级产品（炼焦、制气、天然气液化、煤制品加工等）生产中，燃料消耗产生的碳排放；终端能源消耗的核算范围包括国民经济主要行业（工业、建筑业、农业、交通运输业、服务业、居民生活和其他）在消耗化石燃料过程中产生的二氧化碳［16］，不同品种化石燃料的净发热值及单位热值含碳量汇总于表1～表3，具体计算方法见式（1）。

表1 各品种化石燃料净发热值表 单位：kJ／kg

表3 各品种化石燃料燃烧碳氧化率表

式中：Crs为燃料燃烧二氧化碳排放总量，104t；Fi，为能源加工转换或终端能源消耗过程中第i类燃料的消耗量，104t；Ni为第i类燃料的净发热值，kJ／kg；Ti为第i类燃料单位热值的含碳量，t／TJ；Ri为第i类燃料的碳氧化率。

1.2.2 石油和天然气系统溢散排放

溢散排放是指石油和天然气系统（包括生产、收集、处理或提炼和将天然气及石油产品送往市场所需的一切基础设施）溢散过程中产生的二氧化碳，排放来源主要包括设备泄漏、蒸发损失、泄放、喷焰燃烧和意外释放等，不同流程发生溢散现象时的碳排放因子汇总于表4，具体计算方法见式（2）。

表4 石油和天然气系统溢散碳排放因子

式中，Cys为溢散排放二氧化碳排放总量，104t；i为石油和天然气系统不同流程的序号，主要包括钻井、测试井、井维修、石油生产（常规石油、重油/冷沥青、导热油、合成原油）、天然气生产、天然气处理、液态天然气运输等流程，i=1，2，…7；Mi为石油和天然气系统第i流程的活动水平值，104t或108m3；Si为石油和天然气系统第i流程发生溢散时的碳排放因子，Gg／104t或Gg／108m3。

表2 各品种化石燃料单位热值含碳量表 单位：t／TJ

1.2.3 区域电力交易

化石燃料燃烧过程涵盖了火力发电引起的二氧化碳排放，为了避免重复计算，故结合电力外省（区、市）调入及四川省调出的差额电量核算能源系统电力交易过程中二氧化碳的间接排放量，具体计算方法见式（3）。

式中：Cdj为区域电力交易二氧化碳排放总量，104t；Ap为外省（区、市）调入与四川省调出的差额电量，107kW·h；Q为区域电网供电平均碳排放因子，考虑到四川省“西电东送”工程具有减排项目属性，因此参照中国华中区域电网基准线排放因子取为0.858 7 t／（MW·h）。

2 区域能源系统碳排放分析软件编制

结合上文构建的区域能源系统碳排放核算体系以及Visual Studio集成开发工具进行“区域能源系统碳排放分析系统”的编制，从而实现能源系统碳排放核算的智能化、高效化。

软件旨在完成能源系统主要排放源的碳排放核算。基于联合国政府间气候变化专门委员会及我国生态环境部对能源系统碳排放清单的编制思路，确定适宜研究区域能源系统实际状况的碳排放因子，在输入不同排放单元的基础核算数据后，软件将自行对不同部门、不同流程的二氧化碳排放量进行计算，并以可视化的形式输出，便于直观了解和把握区域能源系统的碳排放现状和重点排放源。软件总体编制思路如图1所示。

图1 软件总体编制思路图

3 四川省能源系统碳排放水平分析

依据构建的区域能源系统碳排放核算方法体系，结合编制的“区域能源系统碳排放分析软件”，以四川省为例构建能源系统碳排放清单，具体如表5所示。

表5 四川省2019年能源系统碳排放清单

依据所编制的四川省能源系统碳排放清单，四川省能源系统2019年二氧化碳净排放量为23 787.62×104t，其中碳源排放总量为35 664.30×104t，碳汇吸收总量为11 876.68×104t。其中，燃料燃烧过程中产生的二氧化碳排放量为34 097.68×104t，占全年碳源排放总量的95.61%；石油和天然气系统溢散过程中产生的二氧化碳排放量为570.53×104t，占全年碳源排放总量的1.60%，对四川省能源系统碳排放的贡献相对较小；四川省电力外省（区、市）调入过程中产生的二氧化碳排放量为996.09×104t，电力调出过程中抵消的二氧化碳排放量为11 876.68×104t，分别占碳源排放总量的2.79%、33.30%。由此可见，燃料燃烧是四川省能源系统二氧化碳排放的主要来源，区域电力交易能够有效对冲能源系统自身碳排放，石油和天然气系统溢散对碳排放的贡献较小。

燃料燃烧的二氧化碳排放主要来源于能源加工及转换和终端能源消耗两大过程。从能源活动的消费品种上看，四川省各能源品种中以煤为燃料燃烧产生的二氧化碳排放量所占比例最大，高达69.04%，而天然气燃烧产生的二氧化碳排放量所占比例最小，仅为13.28%（图2）。这与四川省的能源消费结构相符合，尽管四川省的探明煤炭资源储量仅有126.92×108t，其中可采资源储量仅有41.36×108t（截至2018年底），但煤炭在一次能源消费中所占的比重仍然偏高，能源的结构性问题导致温室气体排放强度较高，优质清洁能源基地优势转化为节能降碳实效有待增强。近年来，随着能源系统升级转型以及低碳环保意识日益普及，四川省针对工业、交通、建筑等重点领域全面提高电气化水平，着力提升清洁能源在终端能源消费中的比重，但2019年四川省煤炭消费量仍高达7 713.5×104t，占化石能源消费总量的44.71%，“煤改气”“以电代煤”政策有待进一步推进。

图2 四川省不同种类化石燃料燃烧二氧化碳排放构成图

从能源活动的部门构成上看，以钢铁、建材、化工、机械等为主的工业能源消耗是燃料燃烧碳排放的关键部门，共排放二氧化碳14 460.65×104t，占燃料燃烧碳排放总量的42.41%，因此在工业生产过程中，如果能够通过非电煤炭使用部门的电气化和燃料替代不断提升电煤消费比重，将对四川省能源系统的节能降碳成效产生显著的影响。与此同时，四川省火力发电、交通运输以及居民生活在能源系统碳排放清单中也占据了较为重要的地位，在燃料燃烧碳排放总量中的占比分别为10.14%、9.12%、8.09%（图3），这主要源于上述部门在日常运行中依赖于煤炭、汽油、柴油等非清洁化石能源的消耗，因此不可避免地导致大量温室气体的排放。“十四五”期间，四川省应立足资源禀赋优势走出一条“减煤、稳油、增气、大力开发新能源”的清洁低碳转型与高质量发展之路，持续推进煤炭清洁化利用，日益提升终端电气化水平［17］，不断加强天然气与多种能源融合，从源头上转变能源利用方式、推动能源消费革命、促进能源清洁化发展。

图3 四川省不同部门燃料燃烧二氧化碳排放构成图

四川省石油和天然气系统的溢散排放主要源于溢散设备泄漏、蒸发损失、泄放、喷焰燃烧和意外释放。其中，钻井过程中的二氧化碳排放量占溢散排放总量的0.16%，测试井过程占14.20%，井维修过程占0，石油生产过程占56.92%，天然气生产过程占0.83%，天然气处理过程占27.89%，液态天然气运输过程占0.01%（图4）。由此显示，四川省石油和天然气系统溢散过程中的二氧化碳排放具有显著的“聚集”特点，主要集中在测试井、石油生产以及天然气处理三个过程，因此四川省溢散排放领域的碳减排工作应聚焦于化石能源开采、生产、加工等重点流程，出台低碳节能改造技术指南，支持能源行业加速研发和应用固碳技术，探索高碳工艺流程的碳封存方式和先进技术路径。在“十四五”期间，四川省应准确把握“双碳”目标和“成渝地区双城经济圈建设”新契机，认清四川资源优势与产业优势，围绕绿色低碳优势产业链部署创新链，强化能源清洁低碳化利用关键核心技术供给和成果转化应用，大力提升能源系统全产业链安全清洁运营能力［18］，打造全国能源转型升级示范样本。

图4 四川省溢散过程二氧化碳排放部门构成图

区域电力交易主要通过将多余的可再生能源发电量外输从而间接降低能源系统的二氧化碳排放水平。近年来，四川省积极响应“西电东送”能源战略，通过水电外输有效保障了我国能源供应安全并显著缓解了能源系统的碳排放强度。从资源禀赋上看，四川省境内河流众多，依据2015年四川省水力资源复查成果，全省流域面积50 km2及以上河流共2 824条，水力资源理论蕴藏量1.47×108kW，年发电量可达12 870×108kWh；与此同时，四川省水力资源技术可开发量1.48×108kW，年发电量6 764×108kWh，占全国总量的22.20%，仅次于自然条件优越的西藏自治区，位居全国各省区第二位。因此，在“十四五”期间，四川省应通过持续加快特高压电网建设、不断提高调峰能力、加强优化调度运行，有效推动四川清洁能源省内统筹优先消纳以及跨省（区、市）协同消纳，以点带面发挥引领带动作用，着力提升成渝地区乃至全国的能源清洁低碳化利用水平。

4 推动四川省能源系统碳减排的建议

（1）布局碳技术，打造全国能源转型升级示范样本。作为能源生产和消费大省，四川省应依托成渝综合性科学中心、西部（成都）科学城、中国（绵阳）科技城高端创新资源，把四川建设成为全国重要的能源绿色低碳技术创新“策源地”，在油气勘查开采、生产加工、管网运营等方面选择重点突破方向，着力突破低成本二氧化碳捕集利用、非常规天然气勘探、智能安全高效钻井、炼化污染物“监测-处理-利用”一体化处理、能源互联网等关键核心技术和装备研究，通过绿色油气田、绿色炼化产业、绿色储运体系建设助力四川能源系统迈向清洁低碳发展。

（2）以页岩气开发、运营体制改革为着力点，探索非常规油气发展新模式。四川盆地的页岩气具有储量丰富、厚度大、丰度高、埋藏适中等特点。面对从高碳到低碳，由低密度到高密度的能源转型趋势，四川省应坚持资源开发与生态保护并重，政府引导与市场主导并举，自营与对外合作协同推进等原则，着重处理好中央政府与地方政府、政府与企业、企业与民众、企业之间等关系，优化页岩气投资运行机制，加强页岩气勘探、开发、运营过程中的监管工作，注重建立行业标准，充分发挥页岩气低碳清洁高效的优势，积极推动页岩气在工业、民用、CNG、LNG、页岩气制氢和天然气分布式能源等行业的应用，促进四川非常规油气产业向“零碳排放”和高附加值方向发展。

（3）持续提升电气化水平，为“四川蓝”做贡献。“十四五”期间，四川省应大力推行天然气“替煤代油”工作，通过积极推广锅炉煤改气工程、逐步推进交通油改气工程，大力发展分布式能源项目，不断加强天然气与多种能源融合；同时，加快提升偏远及农村地区天然气通达能力，不断完善能源基础设施建设以控制燃煤、燃油使用量，同时在煤炭清洁化利用、天然气替代、清洁能源项目方面给予土地使用、税费优惠等政策支持，多措并举推动能源系统优化升级，助力打造清洁、低碳、安全、高效的能源利用体系。

（4）积极争取国家可再生能源配额制和水电绿色证书交易政策落地，加快推进构建全国统一电力市场，打破省（区、市）间壁垒，完善市场交易规则，充分挖掘现有川电外送通道的输送能力，扩大水电外送。建立健全市场化消纳机制，加快实施电能替代，鼓励实施“煤改电”，扩大本地电力消费。积极稳妥推进“专线供电”“直供电”试点，降低中间环节成本，建设甘孜、攀枝花、雅安、乐山等水电消纳产业示范区，以可再生能源的资源禀赋优势助力成渝地区乃至中国能源系统的清洁低碳化转型。