湖北区域碳市场电力行业碳排放计量试点工作方案为落实《建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案》有关部署，充分发挥计量、标准的基础性、引领性作用，扎实推进湖北碳达峰碳中和标准计量体系建设，以精准“碳计量”保障“碳核算”工作顺利实施，助力“能耗双控”向“碳排放双控”转变，保障碳市场高质量发展，特制定本工作方案。一、工作目标结合电力行业特点，依托国网湖北省电力有限公司（下简称省电力公司）、中国计量科学研究院、湖北华电江陵发电有限公司（下简称江陵电厂）、黄冈大别山发电有限责任公司（下简称大别山电厂）等电力企业，北京雪迪龙科技股份有限公司（下简称北京雪迪龙）等环保仪器设备制造企业，组织开展电力企业碳排放量核算方法研究，碳排放量在线监测方法研究，以及核算方法与在线监测方法数据比对研究，构建电力行业碳排放（核算与监测）计量技术体系，探索能源计量—碳计量—碳核算工作三位一体协同发展路径。在发电企业试点推进在线碳计量，保障碳计量监测数据准确、可靠、可信、可溯源，维护碳排放权交易市场的公平性、稳定性和时效性。适时向湖北区域碳市场覆盖的其他行业推广核算数据与在线碳计量数据比对核验研究成果，以精准“碳计量”为碳排放权交易市场健康发展贡献湖北智慧。二、责任分工省市场监管局负责统筹协调。省电力公司负责牵头开展试点工作，建设省级火电机组碳排放监测管理平台；省电力公司下属国网湖北电科院负责会同相关碳计量设备厂家、试点发电企业共同确定在线碳计量技术方案，开展在线碳计量（直测法和物料平衡法）数据比对分析。中国计量科学研究院负责技术指导、相关技术规范编制及数据可信认证；中国计量科学研究院所属北京中计碳汇科技有限公司负责监测数据数字化可信认证终端设备安装及运维。湖北碳排放权交易中心有限公司负责提供碳市场及企业碳核算数据，开展碳核算与在线碳计量数据比对分析。试点发电企业负责在线碳计量设备采购、安装以及后期定期维护和校准等，建设碳计量子站，并上传数据至省级火电机组碳排放监测管理平台。北京雪迪龙负责碳计量设备选型、安装、维护、校准等。相关单位共同研究构建电力行业碳排放（核算与监测）计量技术体系（含计量技术规范体系），规范企业碳计量行为。三、主要任务（一）研究电力行业碳排放量核算方法结合《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南》，研究核算法测定碳排放量的关键影响因素，包括采样和制样方法、水分和煤的碳元素含量测量方法、煤粉制备方法等；研究并建立核算法碳排放量的不确定度评定方法。（二）研究电力行业在线碳计量技术方案调研国内外电力行业碳排放在线监测现状，梳理电力行业—2—碳排放在线监测方法关键节点、监测数据核验重点环节，研制在线碳计量监测装置，建设湖北省火电机组碳排放监测管理平台，将试点发电企业碳计量数据上传至该平台进行统一管理和分析。（三）研究碳核算数据计量监测核验技术方法研究利用区块链、数字标签等技术建立电力行业碳计量监测数据溯源体系，通过大数据分析、人工智能等技术建立直测法—物理平衡法数据核验模型、碳排放核算—监测数据核验模型。研究在线碳计量监测装置不确定度评价方法及溯源技术规范，编制碳排放核算及在线碳计量数据报送、保存及管理规范等。（四）试点开展碳核算数据计量监测核验选择江陵电厂、大别山电厂等典型发电企业作为试点单位，开展在线碳计量监测核验试点。1.采用核算法计量碳排放量，对核算法涉及的仪器设备进行计量检定校准，采集计量测试数据，计算排放量；研究相关因素对排放量计量结果准确度的影响，评定排放量不确定度。2.确定碳计量监测边界与核算边界，明确碳监测参数、监测点位、监测频率、监测设备、数据传输、数据核验等相关要求。3.选择符合国家或行业标准的在线碳计量监测设备，并进行定期校准和维护，确保设备运行正常和数据传输有效。4.明确在线碳计量监测人员的培训和考核要求，确保在线监测工作的规范和有效。5.开展碳计量监测数据不确定度分析，得到碳计量监测精度的关键影响因素，制定碳计量监测精度控制规范，逐步构建—3—在线碳计量监测技术体系。6.开展直测法数据—物料平衡法数据、监测数据—核算数据比对，确认碳核算数据计量监测核验方法的可行性、适用性，出具碳核算数据计量监测核验分析报告。7.建立在线碳计量监测数据与碳排放核算数据的对接和核对机制，进一步验证两口径间数据的一致性和可信度。同步研究碳核查—碳计量核验技术规范。试点开展数据可信认证。（五）成果试点及在其他行业逐步推广在线碳计量模式总结电力行业碳计量监测工作成果，提出电力行业碳计量体系建设政策建议，推动全省发电企业采用在线碳计量方式开展碳核算数据交叉验证。在湖北地方碳市场先行先试，在火电领域与现行碳数据的核查体系形成互相鉴证的新型MRV体系；打造新型碳计量技术认证体系，并适时向其他行业及全国碳市场推广。四、时间安排2023年：9—10月，开展电力行业碳排放核算和在线碳计量监测现状调研，明确电力行业碳排放计量试点技术路径。10—12月，确定碳核算数据计量监测核验技术方法，建设发电企业在线碳计量子站以及湖北省火电机组碳排放监测管理平台。试点发电企业采购及安装相关碳计量监测设备（含计量数据数字化可信终端，碳计量设备联网改造），同步对煤质分析—4—的实验室检测设备进行联网化改造，增加数字可信认证。厘清直测和核算的各项环节数据管理要求，构建碳排放数据网络，完成试点发电企业在线碳计量数据接入湖北省火电机组碳排放监测管理平台。对核算法与直测法的数据开展不确定性进行分析，并做数据比对。根据数据比对结果，编制相关技术规范，并申请CNAS认证。条件成熟时，对参与试点企业开展计量体系认证及数据可信认证。2024年：继续开展试点企业在线碳计量和碳排放核算数据核验，分析比对碳计量数据与核算数据，并形成分析报告，提出电力行业碳排放（核算与监测）计量技术体系建议报告，并编制相关技术规范，并向省内其他发电企业推广。积累碳计量工作经验，逐步将试点成果推广至湖北区域碳市场覆盖的其他行业企业，并适时向全国碳市场推广。五、保障措施（一）加强组织协同开展电力行业碳排放计量试点是助力湖北碳市场高质量发展的一项创新举措。国网湖北省电力公司、湖北碳排放权交易中心有限公司、试点发电企业等单位要组建工作专班，明确责任分工，建立健全工作协同机制，加强同相关企业的沟通衔接，确保各项工作有序推进。（二）加强检查督导—5—省局将根据工作进展情况，以现场会、调度会等形式检查有关工作进展。附录：碳计量监测技术要求（通用版）—6—附录碳计量监测技术要求（通用版）1.在线碳计量监测设备安装在火电机组净烟气排放总出口处（烟囱或进烟囱进口烟道），宜与现有净烟气CEMS监测设备安装位置一致。2.碳计量监测设备应包括：烟气中二氧化碳浓度和烟气参数（温度、压力、流速或流量、湿度）。3.燃煤机组烟气中二氧化碳浓度测量上限应在20%~25%；燃气机组烟气中二氧化碳浓度测量上限应在6%~14%。与标准气体标称值的相对误差不超过±5%且绝对误差不超过±0.5%。4.烟气流速测量上限不小于30m/s。600MW及以上机组，烟气流速测量相对误差不超过±6%；300MW~600MW（不含），烟气流速测量相对误差不超过±8%；300MW（不含）以下机组，烟气流速测量相对误差不超过±12%（争取达到不超过±10%）。5.烟气温度绝对误差不超过±3℃。6.碳计量监测设备安装、调试、维护、校准由设备供货商负责，试点单位配合，国网湖北电科院负责监督与指导。7.以发电企业为碳计量监测系统单元，配套建设碳计量监—7—测子站。发电企业所属各发电机组碳计量监测数据、能源计量数据实时传输至子站，子站能够实时监测、显示、存储每台发电机组碳排放量、碳排放强度以及能源消耗等。8.每台发电机组燃料检测参数（元素碳、水分、灰分等）、灰渣含碳量、燃料量、电量等数据应传输至碳计量监测子站，子站能够对计算、显示、存储每台发电机组碳排放核算结果等。9.碳排放核算数据不确定度应考虑采样和制样过程引入的不确定度。10.碳排放计量监测和碳核算结果所需传输数据应为原始检测数据，应具备自动上传功能。关键检测化验设备原则上应实现检测数据自动上传。11.碳计量监测子站数据应按规定要求实时传输至湖北省火电机组碳排放监测管理平台。12.所有涉及试点单位生产数据、工艺参数等信息需保密，仅用于项目分析，不得对外公开。—8—