废弃物发电行业能参与碳市场交易吗？当前碳排放核证标准不适合怎么办？-北极星垃圾发电网

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不久前，生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)》并公开征集意见。今年6月底，全国碳排放权交易市场即将启动，首批纳入全国碳排放权交易市场的为电力行业。

生物质发电行业对此喜忧参半。一方面，行业期待通过碳交易市场获得红利，缓解国家补贴退出后受到的冲击。另一方面，也有企业担心自己的减排量卖不出去，以及核算减排量可能带来新的高额成本。

实际情况如何，生物质发电行业能否从碳交易市场分一杯羹？目前我国的碳排放交易标准是否适合我国生物质发电行业减排核算？

行业遇难题，期待新市场

去年，生物质发电行业国家补贴逐步退出的政策得到明确。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知发布，生物质发电项目（包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目）运行满15年或全生命周期合理利用小时数满82500小时，将不再享受国家补贴。

记者了解到，农林生物质发电行业受到的冲击最大，此前这一行业享受优先补贴，补贴价格也比垃圾焚烧等行业高，标杆电价加补贴电价之和为0.75元/kWh。

但实际上，农林生物质发电企业原材料成本较高。据中国产业发展促进会生物质能产业分会测算，原料平均价格约300元/吨，企业每发电一千瓦时，所需的燃料成本为0.42元。因此，国家电价补贴逐步退坡后，按全国平均约0.38元/kWh的标杆电价计算，原料买入价可能高于卖出价，企业将面临亏损。

有业内人士表示，在既定政策情境下，行业商业模式受冲击，大部分企业将亏损、项目停止运营，行业将迎来大规模的淘汰。

“这将是一次行业洗牌。” 黑龙江建设投资集团华热能源执行总裁王国茂认为，国补退坡淘汰的是一批依赖补贴生存的企业，对于行业健康发展来说是好事。但短时间内，企业的压力仍然存在，因此，他希望通过碳排放交易权将给行业带来利好。

不盲目乐观，也不要悲观

“碳市场的建立与发展是大势所趋，是推动温室气体减排、应对气候变化和促进绿色低碳可持续发展、建设生态文明的重要手段。垃圾焚烧发电、农林生物质发电、燃煤耦合污泥等减碳、零碳产业理论上将因此受益。” 中华环保联合会废弃物发电专委会秘书长郭云高表示，碳市场的建立甚至被视为替代生物质发电电价补贴的关键理由。

然而，生物质发电企业能否真正获利？

行业内仍存在两种截然不同的看法，一种是仿佛通过碳市场之窗看到了新的发展空间。期待在碳市场交易中也能像获得国补时一样，得到优先交易权。

另一种观点是担忧出现“门好关、窗难开”的尴尬情况，国补取消了却无法打开碳交易市场的大门。

实际上担忧不无道理。据中国船级社认证公司北京分公司业务主管李霞介绍，2012年中国核证自愿减排量CCER市场开放以来，各地项目申报非常踊跃。截至2017年停止核证时，通过国家主管部门登记备案的CCER项目有861个，已核证的碳减排量项目254个。“目前这些都是有待碳市场消化的。”

而在未来的碳排放权交易市场中，配额交易占95%，自愿减排量交易CCER仅占5%。能够产生CCER的项目主要包括风电、光伏、水电、生物质发电等，其中可能优先风电、光伏交易，留给生物质发电企业的空间有限。

此外，中华环保联合会废弃物发电专家王勇表示，一座垃圾焚烧发电厂可以进行碳交易的减排量并不大，碳交易所获得的收益无法与国补相提并论，同时核算碳减排量可能会增加新的成本。但在碳排放交易的大趋势下，垃圾焚烧发电行业必然也要参与其中，核算成本的增加是他较为担忧的方面。

郭云高认为，首先生物质发电行业减碳作用的确定性并未明确；其次行业属于自愿减排项目（CCER），而自愿减排项目没有硬性约束的刚性兑现机制，且根据试点经验价格明显低于碳配额价格；最后，生物质发电的碳成色不如风电光伏行业，也没有“2030年中国风电光伏装机容量将超过12亿千瓦”的国际承诺加持。

“因此，行业对于进入碳排放交易市场不能盲目乐观，但也不用盲目悲观。目前能做的是积极争取。”他表示，一方面要争取生物质发电在CCER项目的优先地位，另一方面要争取优先将垃圾焚烧发电等生物质发电纳入碳排放政府基金温室气体削减重点项目。

当前的碳排放核证标准适合我们吗？

“尽快启动中国版垃圾焚烧发电、燃煤耦合污泥、生物质发电温室气体削减排放量核证技术规范等。”这是郭云高代表行业发出的呼吁。

2012年，国家发改委曾印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》和《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，此后国家发改委分三批公布了177个备案的国家温室气体自愿减排项目方法学(CCER方法学)。

但记者了解到，根据上述两个文件，目前我国的CCER项目很大程度上沿用了国际清洁发展机制（CDM）项目的方法来核算项目的减排量。以垃圾焚烧发电项目为例，在CDM的框架和思路下，2014年1月23日原国家发改委气候司发布了两个CCER方法。

“非本土化的标准在实际操作中存在一些问题，同时2014年的方法学已经无法满足我国现有处理垃圾废弃物的现状。“李霞认为。

她介绍说，2014年的方法学中，“垃圾中化石碳占总碳比例”、“垃圾的总的碳含量比例”，以及垃圾（湿基）的甲烷、氧化亚氮排放因子等数据，在项目申报及减排量签发中一直使用IPCC国家温室气体排放清单的指南默认数据。

“近几年来我国垃圾焚烧发电行业飞速发展，特别是垃圾焚烧发电厂‘装树联‘后，行业工艺水平、污染物控制水平均达到世界先进水平。比如此前要求’焚烧炉的辅助化石燃料不得超过焚化炉所产生总能量的50%‘，炉排炉已经可以做到850摄氏度以上不掺烧化石燃料，化石燃料仅用于焚烧炉启停。” 王勇认为，不能再用2006年的数据来作为行业判断标准。同时，以目前行业现状，把垃圾发电行业按照能源行业计算碳排放，不利于凸显垃圾焚烧发电民生和环保属性，因此碳排放计算方法有必要进行优化。

李霞建议，主管部门根据我国城乡垃圾情况确定各类垃圾碳含量参数。因地制宜地修改项目基准线以及项目排放情景，适用于我国目前垃圾焚烧发电的实际情况。

清华海峡研究院环境大数据中心常务副主任张盟也表示，我国在绿色低碳技术上相较于欧美国家具有领先性，但却沿用了国际上现在看来已经落后的标准，所以在碳排放的核算上不宜再采用统计上报和摸清估计的方法，要利用大数据等技术手段实现碳排放的高密度实测，为碳排放交易和标准制定提供精准化、精细化的数据支撑。

目前，中华环保联合会能源环境专委会正在着手修订生物质废弃物与垃圾焚烧发电项目的减排量核算方法，以弥补废弃物利用行业中没有中国本土二氧化碳减排量核算依据的空缺。

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