在碳達峰碳中和目標下，當“碳市場”“碳交易”不斷成為“熱詞”，對于生物質能企業而言，“經濟性”問題往往是最關注的焦點話題。
如果參與到碳市場中進行交易，生物質能項目到底能獲得多少額外收益？
在碳達峰碳中和目標下，當“碳市場”“碳交易”不斷成為“熱詞”，對于生物質能企業而言，“經濟性”問題往往是最關注的焦點話題。
11月23日，中國產業發展促進會生物質能產業分會、天津排放權交易所、北京松杉低碳技術研究院和昆侖信托有限責任公司聯合發布《生物質能項目參與碳市場研究報告》（以下簡稱《報告》），回應生物質能企業對于參與碳市場的熱點關切。
作為報告主編之一，天津排放權交易所創新業務部總監韓翠蓮表示，根據項目的不同類型，生物質發電、供熱和氣化所產生的減碳收益也存在差異。
就生物質發電項目而言，韓翠蓮測算，如果按照碳價格為30元/噸左右進行計算，生物質發電項目參與碳交易后的收益約為0.0175元/度。當前，含國家補貼項目的上網電價約為0.75元/度，無補貼項目約為0.36元/度，這一收益水平約占補貼項目度電價格的2.33%，占無補貼項目的4.86%。如果碳價格提升到60元/噸左右，相應收益則可以增加至0.035元。對于生物質供熱項目，目前，工業蒸汽的售價約為220元/噸，在碳價格30元/噸的情境下，蒸汽收益可增加10元/噸左右；當碳價格提升至60元/噸，相應收益則可提高到20元/噸左右。韓翠蓮表示，與上述兩種項目相比，生物質天然氣項目的收益相對減弱。目前，天然氣的市場價格約為2.5元/立方米，按照30元/噸的碳價格計算，生物質天然氣的碳減排收益約為0.06元/立方米，約占氣價的2.4%；當碳價格達到60元/噸，相應收益可以提升到約0.12元/立方米。
韓翠蓮同時指出，就現階段的市場情況分析，生物質能參與碳交易的前期開發成本還無法做出準確量化預測。“成本組成主要涵蓋四個方面，即開發階段的協調組織和各種審核文件的準備、項目審定、項目監測和項目核證。不同類型和體量的項目開發成本差別很大，以項目監測環節為例，往往越是小規模的分布式項目，監測成本越高。而那些工業化和數字化程度較高的大項目，監測要相對簡單，費用也低一些。此外，更重要的是取決于CCER機制重啟后的要求。”韓翠蓮表示，隨著管理手段的不斷進步和數字化程度的提高，相信未來的開發成本會逐步下行。
《報告》指出，全球碳信用市場現階段還處于多市場相對獨立又相互影響、碳信用機制不斷變化的發展階段。從碳信用機制角度，主要有國際機制、獨立機制、區域/國家機制三種類型。市場透明度較低，交易規則復雜，碳信用價格差異很大。
目前，我國碳市場的抵消機制為CCER機制，是依據《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》的規定，經國家主管部門備案并在國家注冊登記系統中登記的溫室氣體自愿減排量。但在2013年1月啟動后，因試點碳市場抵消使用量較小，同時市場價格也比較低，企業開發CCER項目的積極性有所降低。
《報告》表示，碳信用為避免重復計算，要求不可以同時申請兩個機制，且機制之間互認兼容的通道尚未完全建立，而碳信用項目通常開發周期較長，一旦申請了某個機制，調整難度及成本都較高，將影響項目減排效果的交易變現。因此，企業需要慎重考慮選擇相應的機制。
雖然國內CCER尚處于暫停狀態，但《報告》表示，CCER短期內的不確定性因素確實較多，但從長期看仍是一個相對穩定的市場。建議企業在市場重啟后，優先考慮申請CCER機制。
隨著碳市場建設的不斷完善和未來交易需求的增加，《報告》呼吁，生物質能企業要更加關注在碳市場方面的監測管理和方法學更新等能力建設。
《報告》指出，要使項目減排量獲得充分開發，首先要有適用的方法學，項目場景與方法學場景吻合度高，減排量計算所需的數據支持充分，項目才不會因場景不符而放棄某部分減排量，也不會因默認參數的陳舊、保守而損失減排量。因此，需要進行充分的行業聯動，在合適的時機及時提出方法學更新或新方法學備案申請。其次，有效的監測計劃和質量管理程序有助于及時發現和解決生物質項目參與碳市場過程中遇到的問題，可以有效避免因監測數據問題導致的減排量扣減。
特別是在新方法學方面，《報告》提出，生物質能領域還有很大提升空間。例如，在生物柴油相關方法學上，是將生物柴油按照5%比例摻入化石柴油的使用方式進行測算，并且沒有生物柴油類項目備案。但事實上，生物柴油參混比例已經逐漸提高，在一些案例中生物柴油還可以單獨使用。與之類似，在生物航煤等其他液體燃料領域，相應技術也在不斷進步，同時市場也期待對應的方法學盡快出臺。
