如果参与到碳市场中进行交易，生物质能项目到底能获得多少额外收益？
在碳达峰碳中和目标下，当“碳市场”“碳交易”不断成为“热词”，对于生物质能企业而言，“经济性”问题往往是最关注的焦点话题。
11月23日，中国产业发展促进会生物质能产业分会、天津排放权交易所、北京松杉低碳技术研究院和昆仑信托有限责任公司联合发布《生物质能项目参与碳市场研究报告》（以下简称《报告》），回应生物质能企业对于参与碳市场的热点关切。
可有效提升经济性，但成本尚无法精确量化
作为报告主编之一，天津排放权交易所创新业务部总监韩翠莲表示，根据项目的不同类型，生物质发电、供热和气化所产生的减碳收益也存在差异。
就生物质发电项目而言，韩翠莲测算，如果按照碳价格为30元/吨左右进行计算，生物质发电项目参与碳交易后的收益约为0.0175元/度。当前，含国家补贴项目的上网电价约为0.75元/度，无补贴项目约为0.36元/度，这一收益水平约占补贴项目度电价格的2.33%，占无补贴项目的4.86%。如果碳价格提升到60元/吨左右，相应收益则可以增加至0.035元。对于生物质供热项目，目前，工业蒸汽的售价约为220元/吨，在碳价格30元/吨的情境下，蒸汽收益可增加10元/吨左右；当碳价格提升至60元/吨，相应收益则可提高到20元/吨左右。韩翠莲表示，与上述两种项目相比，生物质天然气项目的收益相对减弱。目前，天然气的市场价格约为2.5元/立方米，按照30元/吨的碳价格计算，生物质天然气的碳减排收益约为0.06元/立方米，约占气价的2.4%；当碳价格达到60元/吨，相应收益可以提升到约0.12元/立方米。
韩翠莲同时指出，就现阶段的市场情况分析，生物质能参与碳交易的前期开发成本还无法做出准确量化预测。“成本组成主要涵盖四个方面，即开发阶段的协调组织和各种审核文件的准备、项目审定、项目监测和项目核证。不同类型和体量的项目开发成本差别很大，以项目监测环节为例，往往越是小规模的分布式项目，监测成本越高。而那些工业化和数字化程度较高的大项目，监测要相对简单，费用也低一些。此外，更重要的是取决于CCER机制重启后的要求。”韩翠莲表示，随着管理手段的不断进步和数字化程度的提高，相信未来的开发成本会逐步下行。
长远看，CCER机制仍拥有稳定市场
《报告》指出，全球碳信用市场现阶段还处于多市场相对独立又相互影响、碳信用机制不断变化的发展阶段。从碳信用机制角度，主要有国际机制、独立机制、区域/国家机制三种类型。市场透明度较低，交易规则复杂，碳信用价格差异很大。
目前，我国碳市场的抵消机制为CCER机制，是依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家主管部门备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。但在2013年1月启动后，因试点碳市场抵消使用量较小，同时市场价格也比较低，企业开发CCER项目的积极性有所降低。
《报告》表示，碳信用为避免重复计算，要求不可以同时申请两个机制，且机制之间互认兼容的通道尚未完全建立，而碳信用项目通常开发周期较长，一旦申请了某个机制，调整难度及成本都较高，将影响项目减排效果的交易变现。因此，企业需要慎重考虑选择相应的机制。
虽然国内CCER尚处于暂停状态，但《报告》表示，CCER短期内的不确定性因素确实较多，但从长期看仍是一个相对稳定的市场。建议企业在市场重启后，优先考虑申请CCER机制。
建议关注碳市场相关能力建设
随着碳市场建设的不断完善和未来交易需求的增加，《报告》呼吁，生物质能企业要更加关注在碳市场方面的监测管理和方法学更新等能力建设。
《报告》指出，要使项目减排量获得充分开发，首先要有适用的方法学，项目场景与方法学场景吻合度高，减排量计算所需的数据支持充分，项目才不会因场景不符而放弃某部分减排量，也不会因默认参数的陈旧、保守而损失减排量。因此，需要进行充分的行业联动，在合适的时机及时提出方法学更新或新方法学备案申请。其次，有效的监测计划和质量管理程序有助于及时发现和解决生物质项目参与碳市场过程中遇到的问题，可以有效避免因监测数据问题导致的减排量扣减。
特别是在新方法学方面，《报告》提出，生物质能领域还有很大提升空间。例如，在生物柴油相关方法学上，是将生物柴油按照5%比例掺入化石柴油的使用方式进行测算，并且没有生物柴油类项目备案。但事实上，生物柴油参混比例已经逐渐提高，在一些案例中生物柴油还可以单独使用。与之类似，在生物航煤等其他液体燃料领域，相应技术也在不断进步，同时市场也期待对应的方法学尽快出台。
