《生态环境部应对气候变化司有关负责人就《关于发布2024年电力碳足迹因子数据的公告》答记者问》

  • 来源专题:光电信息技术
  • 编译者: 王靖娴
  • 发布时间:2025-10-26
  • 【内容概述】据智能制造网10月25日报道,近日,生态环境部联合国家统计局、国家能源局发布了《关于发布2024年电力碳足迹因子数据的公告》(以下简称《公告》)。生态环境部应对气候变化司负责同志就《公告》相关情况回答了记者提问。

    问:2023年电力碳足迹因子发布后,围绕2024年电力碳足迹因子数据研究开展了哪些工作?

    答:为建立电力碳足迹因子常态化更新机制,及时提供产品碳足迹测算所需的电力碳足迹基础数据,生态环境部会同国家统计局、国家能源局组织中国电力企业联合会等单位开展以下工作:一是稳步推进电力碳足迹因子深化研究工作。在2023年电力碳足迹因子研究工作的基础上,进一步扩大量化工作支撑团队,夯实数据基础,开展深入研究,组织企业量化形成2024年各发电类型及全国电力平均碳足迹因子。二是持续完善电力碳足迹标准体系。加快推动电力产品碳足迹国家标准立项和编制,对功能单位、系统边界、阶段划分、取舍原则、数据质量等相关技术要求作出规范,为因子测算提供了标准化支撑。三是推动电力碳足迹国际交流与合作。积极组织参与电力碳足迹因子相关国际交流活动,加强与国际数据库、相关国际组织沟通,推动电力碳足迹因子国际互信。

    问:新发布的2024年电力碳足迹因子包含哪些内容,有什么特点?

    答:今年,生态环境部联合国家统计局、国家能源局组织中国电力企业联合会等单位,在量化方法与2023年保持一致的基础上,进一步丰富案例数据,加强数据迭代,量化形成2024年燃煤发电、燃气发电、水力发电、核能发电、风力发电、光伏发电、光热发电、生物质发电碳足迹因子,以及输配电碳足迹因子和全国电力平均碳足迹因子等11项碳足迹因子数据集。

      今年量化工作的特点在于大幅增加了案例样本数量,进一步提高实测数据比例,尽可能体现电力结构优化和绿色转型发展实际。如,参与测算企业案例数量相较于去年增长近一倍,案例在技术代表性、地域典型性上进一步提升;煤电运营量化数据超过99%来源于实测数据,水力发电水库碳通量、核燃料来源及废物处置环节均采用了实测数据。

    问:2024年全国电力平均碳足迹因子值与2023年相比有何变化,原因是什么?

    答:2024年全国电力平均碳足迹因子为0.5777千克二氧化碳当量每千瓦时,较2023年全国电力平均碳足迹因子0.6205千克二氧化碳当量每千瓦时下降6.9%。主要原因是:一是电源结构持续优化。根据《中华人民共和国2024年国民经济和社会发展统计公报》数据,2024年,风电、太阳能、水电发电量分别比上年增长12.5%、43.6%、10.9%,清洁能源发电量快速增长,电源结构持续优化。二是间接排放电力因子更新。2024年燃煤、气电、风电等所有类型发电因子量化过程中均采用官方发布的2023年全国电力平均碳足迹因子(0.6205千克二氧化碳当量每千瓦时),相较之前所用因子有所下降,计算得出的发电因子数值普遍下降。全国电力平均碳足迹因子下降是我国电力行业清洁低碳转型发展的重要体现,客观反映了我国电源结构优化、技术创新发展的实际成效。

    问:下一步还将开展哪些工作?

    答:下一步,生态环境部将继续会同相关部门组织中国电力企业联合会持续常态化开展电力碳足迹因子工作。一是继续深化电力碳足迹因子研究,基于数据代表性、科学性、可追溯性等核心原则,进一步扩大测算覆盖范围,丰富案例样本,加强因子数据迭代,提高碳足迹因子的科学性、准确性、代表性。探索丰富电力碳足迹因子品种,选取典型区域探索开展区域碳足迹因子研究。二是持续更新发布后续年度电力碳足迹因子,提升电力碳足迹数据质量和代表性。三是持续完善电力碳足迹标准体系,加快制定电力产品碳足迹系列国家标准。四是加强国际交流与合作,多渠道推进电力碳足迹因子国际互信,提升因子数据的适用性和影响力。


  • 原文来源:https://www.gkzhan.com/news/detail/186472.html
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    • 中新网12月12日电 据“生态环境部”微信公众号消息,生态环境部气候司相关负责人就《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》答记者问。 2024年12月1日,生态环境部和国家市场监督管理总局联合发布了新修订的《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》(GB 21522—2024)(以下简称《排放标准》)。《排放标准》是基于2008年首次发布的《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准(暂行)》(GB 21522—2008)进行的首次修订。新标准强调,在满足安全生产的前提下,通过更加严格的排放控制要求和监测要求,强化甲烷排放控制,积极应对气候变化,改善生态环境质量。 问:请简要介绍一下《排放标准》的修订背景。 答:一是应对气候变化的迫切需求。控制温室气体排放是我国积极应对气候变化的重要任务,甲烷是全球第二大温室气体,具有增温潜势高、寿命短的特点。积极稳妥有序控制甲烷排放,兼具减缓全球温升的气候效益、能源资源化利用的经济效益、协同控制污染物的环境效益和减少生产事故的安全效益。加强甲烷排放控制,是应对全球气候变化的重要举措,我国及时修订并发布《排放标准》,有力展示了我国积极应对全球气候变化负责任态度。 二是落实《甲烷排放控制行动方案》的具体举措。2023年11月生态环境部联合有关部门发布了《甲烷排放控制行动方案》(以下简称《方案》),《方案》是我国首份甲烷控排顶层设计文件。《方案》提出一系列目标和任务,在建立完善技术标准上要求“适时进一步完善煤矿瓦斯、油气甲烷泄漏的甲烷排放标准”。本次《排放标准》的修订既是落实《方案》的具体行动和举措,又符合我国推动全面绿色转型、控制温室气体排放的大方向。 三是修订《排放标准》的条件已较为成熟。在《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准(暂行)》(GB 21522—2008)最初制定时,主要目的是为了控制煤矿瓦斯事故、促进煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用,并且当时的低浓度瓦斯(甲烷体积分数小于30%的瓦斯)和风排瓦斯利用技术不成熟,所以仅对煤层气和浓度大于30%的抽采瓦斯提出了强制性要求,未对低浓度瓦斯提出排放控制要求。近年来,随着我国对煤炭行业开采技术迭代升级,煤矿瓦斯抽采利用技术不断突破,甲烷浓度高于8%的低浓度瓦斯抽采利用技术已经成熟。从当前技术发展水平来看,提高瓦斯排放控制要求既能满足新的温室气体排放控制需求,也可以充分发挥我国瓦斯利用技术的作用。 问:《排放标准》主要修订了哪些内容? 答:本次修订完善了抽采要求、排放控制要求、监测要求和实施与监督等方面内容。 一是提高了煤层气(煤矿瓦斯)的排放控制要求。本次修订中下调了煤矿瓦斯的排放限值,并引入抽采纯量作为判定指标。修订要求甲烷体积浓度高于8%且抽采纯量高于10立方米每分钟的煤矿瓦斯禁止排放。这是本次修订的关键。一方面通过降低排放限值和引入新的判定指标,加强对甲烷排放的管控力度,有效减少煤炭开采行业的温室气体排放;另一方面,修订也充分考虑了当前煤炭行业在瓦斯抽采和利用技术方面的发展现状,确保煤矿企业能够利用现有的成熟技术来满足各项要求,在促进瓦斯的高效利用的同时也保障企业的经济性和操作的安全性。 二是以保证安全生产为首要前提。修订坚持安全第一、生命至上的原则,将安全生产列为标准执行的前提,确保所有活动首先满足安全生产的要求。修订中引用相关强制性安全标准,简化井工煤矿瓦斯抽采要求,并新增低浓度瓦斯管理规定(按GB 40881标准执行)。更明确要求《排放标准》执行过程中,各单位应首先满足安全生产相关的要求。同时,《排放标准》也增加了豁免情形,在发生安全事故、涉及安全生产等紧急情况下,企业可以按相关规定先排放,优先遵循安全生产有关规定进行处理,再按照《排放标准》要求报告。 三是完善了排放控制、监测、瓦斯利用、实施和监督等方面要求。本次修订明确了甲烷浓度和抽采纯量为24小时均值和计算公式,调整了不同浓度煤矿瓦斯的利用和销毁要求,增加了执行标准的监控位置,要求在煤层气集输站场放空管、增压站放空管、压缩站放空管、井工煤矿瓦斯抽采泵站放空管、瓦斯利用储存和销毁设施的排放管道和应急排放管道,以及回风井筒等设施的甲烷排放管道设置传感器,监测甲烷浓度、流量、压力、温湿度或标准状态流量等相关排放参数。也新增了对于各排放口监测应参考的标准和不同类型传感器的技术指标要求。增加了实施和监督中的紧急情况豁免要求。 问:《排放标准》从什么时候开始执行? 答:自2025年4月1日起,在满足安全生产要求的基础上,新建井工煤矿及煤层气地面开发系统的煤层气(煤矿瓦斯)排放执行本《排放标准》所规定的排放控制要求。 自2027年4月1日起,在满足安全生产要求的基础上,现有井工煤矿及煤层气地面开发系统的煤层气(煤矿瓦斯)排放执行本《排放标准》所规定的排放控制要求。 问:实施《排放标准》的预期效果如何? 答:本次修订下调煤矿瓦斯排放限值可以有效减少甲烷的排放,有助于减缓气候变化。据测算,标准实施后每年可减少甲烷排放约五千万吨二氧化碳当量。
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    • 编译者:武春亮
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    • 近日,国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建 新型电力系统 行动方案(2024—2027年)》(发改能源〔2024〕1128号,以下简称《行动方案》)。为便于各方准确理解和把握政策内容,国家能源局电力司主要负责同志接受采访,回答了记者提问。 问:请介绍一下《行动方案》出台的背景和意义。 答:习近平总书记先后在中央财经委员会第九次会议和中央全面深化改革委员会第二次会议上就构建新型电力系统作出重要指示。党中央、国务院在《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》中,对加快推进新型电力系统建设作出部署。新形势下,加快构建新型电力系统意义重大,是助力实现“双碳”目标的关键载体、是长远保障我国能源安全的战略选择、是应对好电力转型挑战的有效举措。 近年来,国家发展改革委、国家能源局会同有关单位扎实推进新型电力系统建设,在统筹协调、明确方向、夯实基础等方面开展了系列工作。加强行业统筹,进一步明确有关单位工作分工,有序推进各项任务。针对“双碳”目标实现过程中电力系统持续发生的结构、形态、特性变化,组织开展专题研究,发布《新型电力系统发展蓝皮书》,指导电力行业转型发展。召开新形势下全国电力系统安全稳定工作会议,印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》(发改能源〔2024〕187号)、《关于做好 新能源 消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》(国能发电力〔2024〕44号)等文件,强化稳定管理、打造新型配电系统、完善新能源消纳政策措施。 为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神和党中央、国务院有关要求,进一步加大工作力度,在关键环节取得突破,国家发展改革委、国家能源局、国家数据局在前期研究的基础上总结提炼,将有关工作考虑进一步明确为具体任务,联合印发了《行动方案》,加快推进新型电力系统建设取得实效,为实现碳达峰目标提供有力支撑。 问:《行动方案》对推进新型电力系统建设有何总体考虑? 答:新型电力系统建设时间跨度长、涵盖领域广、涉及方面多,各发展阶段侧重点不同,需统筹推进实施。《行动方案》着重从三个方面推进新型电力系统建设。一是切实落实新型电力系统建设的总体要求。围绕“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”二十字方针,分别从不同角度对应提出专项行动,统筹推进新型电力系统协调发展。二是力求解决近期关键问题。立足当前发展阶段,聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域,明确2024—2027年重点任务,务求尽快取得成果,服务当前电力系统转型发展实际需要。三是采用先行先试的工作方法。在各项关键领域中,选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索,发挥好试点的引领带动作用,以“小切口”解决“大问题”。 问:《行动方案》重点部署了哪些任务,主要解决哪些问题,将达到哪些效果? 答:《行动方案》提出,2024—2027年重点开展9项专项行动。 一是电力系统稳定保障行动。新型电力系统“双高”(高比例可再生能源和高比例电力电子设备)特性日益凸显,安全稳定运行面临较大风险挑战。针对电力系统生产结构、运行机理和功能形态转变过程中可能出现的系统稳定问题,《行动方案》提出着力优化加强电网主网架、提升新型主体涉网性能、推进构网型技术应用、持续提升电能质量,为新型电力系统建设提供安全稳定保障。 二是大规模高比例新能源外送攻坚行动。目前,在运跨省区输电通道主要输送 煤电 、水电等传统电力,新能源电量占比较低。随着“沙戈荒”大型风电光伏基地、水风光综合基地的有序建设,新能源外送消纳需求将进一步增加。为适应新能源快速发展需要,《行动方案》提出提高在运输电通道新能源电量占比、开展新增输电通道先进技术应用,依托先进的发电、调节、控制技术,实现大规模高比例新能源外送。 三是配电网高质量发展行动。近年来,雨雪冰冻、台风、洪涝等自然灾害频发,用户供电可靠性受到影响;分布式新能源、电动汽车充电设施等新型主体大规模并网,对配电网承载力提出更高要求。针对新型电力系统对配电网在电力保供和转型方面的新要求,《行动方案》提出组织编制建设改造实施方案,健全配电网全过程管理,制定修订一批配电网标准,建立配电网发展指标评价体系,实现与源、荷、储的协调发展。 四是智慧化调度体系建设行动。随着大量新型主体接入,电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节,控制规模呈指数级增长,调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变,调控技术手段和智能化水平亟待升级。为优化完善适应新型电力系统的调度系统,《行动方案》提出加强智慧化调度体系总体设计,着力创新新型有源配电网调度模式。 五是新能源系统友好性能提升行动。目前,风电在电力规划中参与平衡的比例较低,负荷晚高峰时段光伏参与平衡的比例基本为零,新能源可靠出力水平亟待提升。为提升新能源系统友好性能、创新风光储互补及源网荷储协同发展模式,《行动方案》提出着力打造一批系统友好型新能源电站,实现新能源置信出力提升至10%以上;探索实施一批算力与电力协同项目,提高数据中心绿电占比;因地制宜建设一批智能微电网项目,提升新能源发电自发自用比例。 六是新一代煤电升级行动。未来一段时期,煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源,实现碳达峰目标要加快低碳化改造,进一步提升运行灵活性。针对新型电力系统对煤电加快转型升级的要求,《行动方案》以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务,开展新一代煤电试验示范;应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线,促进煤电碳排放水平大幅下降;推动新一代煤电标准建设,重点完善系统设计及设备选型标准体系。 七是电力系统调节能力优化行动。近年来,部分地区的新能源短期内快速发展,灵活调节资源与新能源在建设规模、时序上相互衔接不足,新能源消纳压力逐渐增加。针对新型电力系统调节能力需求持续增长的实际,在用好常规调节措施的基础上,《行动方案》提出充分发挥新型储能调节能力,通过建设一批共享储能电站、探索应用一批新型储能技术,加快实现新型储能规模化应用,同步完善调用和市场化运行机制。 八是电动汽车充电设施网络拓展行动。随着我国新能源汽车发展驶入“快车道”,保有量的大幅增加对配套充电基础设施建设提出了更高要求。同时,电动汽车电池作为储能资源,为电力系统灵活调节提供了更多选择。针对电动汽车大规模充电需求及储能资源的有效利用,《行动方案》提出完善充电基础设施网络布局,加强电动汽车与电网融合互动,建立健全充电基础设施标准体系,加快推动电动汽车与能源转型融合发展。 九是需求侧协同能力提升行动。负荷侧灵活调节资源的充分调用,有助于缓解尖峰负荷问题、促进低谷时段新能源消纳。针对新型电力系统供需协同、灵活智能的建设要求,《行动方案》提出开展典型地区高比例需求侧响应,充分激发需求侧响应活力,典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上,具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右;利用源荷储资源建设一批虚拟电厂,建立健全标准体系,完善相关规则,提升电力保供和新能源就地消纳能力。 问:如何保障《行动方案》各项任务有效落地? 答:新型电力系统建设是一项系统性工程,需要源网荷储各环节统筹推进、电力行业各方面协同配合。为推动《行动方案》落实落地,国家发展改革委、国家能源局会同国家数据局建立健全工作机制,统筹推进全国新型电力系统建设,加强指导协调,强化评估问效。针对《行动方案》提出的9项专项行动,进一步深化研究,根据需要出台专项行动的实施方案,高效有序推进各项行动落实落地。及时总结提升,形成可复制可推广可持续的工作推进模式,具备条件的加快扩大实施范围。研究完善配套支持措施,做好后续政策衔接,鼓励多元主体参与项目投资建设,增强社会各界对新型电力系统建设的参与度和支持度。 省级能源主管部门、相关企业等承担新型电力系统建设具体任务的单位,要切实履行主体责任,结合职责做好各项工作,加强沟通协调,推动解决关键问题,保障各项任务扎实开展。结合本地区、企业的发展现状和实际需求,进一步细化工作安排,制定具体工作方案。精心优选项目,扎实推动实施,尽快形成一批建设成果。推动先进成熟技术推广应用、相关技术标准制修订、调度运行及市场机制优化完善,支撑新型电力系统建设,助力电力领域新质生产力发展。