本文原载《绿证与碳资产管理》第16期
2024年12月26日，生态环境部对外发布2022年度全国电力二氧化碳排放因子数据。根据公告，2022年全国电力平均二氧化碳排放因子，全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量），以及全国化石能源电力二氧化碳排放因子均有不同程度下降。
其中，全国电力二氧化碳排放因子（单位为：kgCO₂/kWh ，下同）为0.5366，与2021年的0.5568相比，实现3.62%的降幅；全国不包括市场化交易的非化石能源电量的排放因子为0.5856，相比202年的0.5942有所下降；全国化石能源电力二氧化碳排放因子为0.8325，比2021年的0.8426降低0.0101，降幅1.2%。
电力排放因子是控排企业核算碳排放重要指标。上述因子数据为各地区、各部门、相关企业的碳排放核算提供参考，为全国碳市场的碳排放配额分配、交易等提供了基础支撑，有助于确保碳市场的公平、公正和有效运行。统一的电力排放核算方法也是推动国内碳市场与全球碳市场协同的关键。
1、华北地区全国电力排放最高，西南地区最低
从区域电力排放因子数据看，华北地区仍然是电力高排放地区，其因子最高，为0.6776；西南地区最低，为0.2268。与2021年度相比，东北、华东、南方区域的电力平均碳排因子明显下降，分别为0.5564、0.5617、0.3869；华北、西北有所下降；而华中与西南的电力平均碳排因子则略微上升。
从各区域特点看，东北、华东、南方区域由于可再生能源的开发利用、能源结构调整以及节能减排技术应用等方面可能取得了较好的进展，电力碳排放因子明显下降。
华北地区火电占比较大，是推高电力排放因子的主要因素。华中与西南地区，受湖北、重庆、四川、陕西与青海等的电力平均碳排因子上升影响，拉高区域平均值。西南地区因水资源丰富，电力排放因子最低，其中四川、云南只有0.1404、0.1073。
由于各省电力装机结构、电源结构不同，各省电力排放因子数据差异较大。从各省电力排放因子分布看，河北、山西、天津、内蒙古、安徽分列前五，分别为0.7252、0.7096、0.7041、0.6849、0.6782；福建、广西、青海、四川、云南分列后五，分别为 0.4092、0.4044、0.1567、0.1404、0.1073。因子最小的云南不到因子最大河北的14.8%。截至2024年6月底，云南省发电装机容量达 1.36亿千瓦，其中清洁能源装机1.23亿千瓦，占全省总装机比重超过90%。其中，水电总装机达到8270万千瓦，新能源装机容量突破4000万千瓦。
2、电力排放因子公布存在滞后性
截至目前，我国电力排放因子已正式更新3次。2015年，国家发改委首次发布全国电力排放因子，为0.610；2021年，生态环境部、国家统计局公布2021 年全国、区域和省级电力平均二氧化碳排放因子；第三次是本2024年12月26日，发布2022年电力二氧化碳排放因子。
我国电力排放因子公布存在一定滞后性。主要原因包括：（1）数据收集涉及多地区多企业，来源广泛且需严格审核，耗时久；（2）能源结构变化快，核算要考虑多种因素，方法需不断调整完善，过程复杂；（3）涉及多部门及地区间协调合作，各部门职责、地区情况有差异，沟通平衡工作繁杂；（4）外部政策持续调整、国际标准更新，需适配新要求、借鉴经验。
为了降低电力排放因子公布的滞后性，提高其及时性、准确性和实用性，可从以下几个方面着手：
为提升电力排放因子公布的及时性、准确性与实用性，降低滞后性，建议：
（1）提高数据收集与管理质量与效率。搭建统一自动化采集平台，对接电力企业系统，实现实时自动采集；规范数据标准口径并培训企业；建立实时质量监控体系，保障数据质量。
（2）优化核算方法优化。组建技术团队跟踪能源结构等变化，定期评估改进核算方法；简化流程，运用先进技术模型，建立公开透明机制。
（3）推动跨部门与跨地区协作。建立由生态环境部、国家统计局、国家能源局等相关部门组成的常态化沟通协调机制，定期召开联席会议，协同关键环节工作；全国统筹规划地区排放因子核算，搭建经验交流平台。
（4）建立发布机制。明确电力排放因子的发布周期，如按年度或季度发布，形成稳定的发布预期。提前制定发布计划，确保数据核算、审核和发布工作按计划有序进行。同时，及时向社会公开发布信息，提高透明度，满足各行业对排放因子数据的及时性需求。
（5）开展国际交流与合作。积极参与国际碳排放核算领域的交流与合作，与国际组织、其他国家分享经验和技术。借鉴国际先进的核算方法和管理经验，结合我国实际情况进行本土化应用。通过国际合作，提升我国电力排放因子核算工作的国际化水平，增强在全球气候治理中的话语权。
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