碳金融助力秸秆产业发展

在化石能源逐渐枯竭，可持续发展﹑保护环境和循环经济逐渐被认可的时候，世界开始将目光聚焦到可再生能源，特别是生物能源上。太阳能，风能，水、电等可再生能源自身不能进行物质生产，而秸秆既能够贡献能量，又能够像煤炭和石油那样生产出千百种化工产品，且因其主要成分为碳水化合物，在生产及使用过程中与环境友好，又胜于化石能源一筹。秸秆的优点是容易燃烧﹑污染少﹑灰分较低；缺点是热值及热效率低，体积大而不易运输。直接燃烧秸秆的热效率仅为10%～30%。

秸秆发电是利用秸秆所具有的生物质能进行的发电，是可再生能源发电的一种，包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等。秸秆发电是生物质能有效利用的途径之一，然而生物质发电产业化仍然存在许多问题。

第一，我国的秸秆能源的调查和评价方法没有统一的标准（除与农林相关资源情况稍好），造成一些秸秆发电项目在开发之前缺乏足够的科学依据。

第二，秸秆发电产业与上下游配套产业发展不协调，很大程度上阻碍了秸秆发电产业的开展。例如，国内秸秆原料市场近几年成长缓慢。可以参考的一组数据是，“十一五”规划提出的“到2010生物质固体成型燃料年利用量达到100万吨，非粮原料燃料乙醇年利用量200万吨”的目标，截至2010年底均未达标，生物质固体成型燃料年利用量仅为50万吨左右，非粮原料燃料乙醇年利用量则只有20万吨。原料生产和利用不足，让一些秸秆发电企业经常限于“无米下锅”的困境。

第三，技术方面存在问题且是最大的问题。首先，生物质能资源的收集、运输、加工以及贮存仍面临一定困难，生物质发电的燃料成本构成要比传统发电复杂。与传统燃料不同，秸秆发电燃料成本除了秸秆等原料的购买成本外，加工成本、储运费用以及损耗占燃料成本较大比重。其次，尽管直接燃烧和共燃技术基本成熟，但是用于生物能发电的大量汽化器还在检测和优化。这些系统需要进一步示范并使其商业化来证明技术的可靠性和降低成本。小型秸秆发电系统已经被广泛应用，但是气体清除和可靠性阻止了这些技术的进一步推广。

第四，国内秸秆产业起步较晚，目前还处于完全依靠政府补贴促发展的阶段，然而政府给予的支持力度不够。尽管国家财政已出台对秸秆发电的上网电价依据当地的脱硫电价给予0.25元/千瓦时的补贴，但企业普遍的反映是，这一补贴标准并不足以弥补企业因发电成本一路上涨所带来的经营困境。这种声音三年前已被包括凯迪电力等龙头企业反复提及，但政策上迟迟未见调价动向。

第五，秸秆发电产业发展的融资渠道单一，缺乏健全的风险投资体。秸秆发电项目仍然处于成本过高，收益率偏低的局面。目前秸秆发电成本较高，单位建设成本一般在9 000元/千瓦左右，而火电建设成本在4 500元/千瓦左右，小型水电、光伏发电、风电建设成本均为8 000元/千瓦左右，秸秆电厂建设成本是火电的两倍。

上述困难中的多数问题，尤其是前面的三个困难，是秸秆行业发展的阶段性问题，相信会随着秸秆发电行业的稳步发展，得到更好的解决，后面的两条困难，跟金融对秸秆行业的支持有关，国家也正在完善我国生物质能发电定价和费用分摊机制、制定促进生物质能发电产业发展的财税政策和投融资政策。在目前的国际和国内的市场化机制中，碳金融无疑会为秸秆行业的发展提供融资渠道更多的支持，加快促进秸秆行业的发展。

一、碳金融

碳金融是指旨在减少温室气体排放的各种金融制度安排和金融交易活动，既包括碳排放权及其衍生品交易、低碳项目开发的投融资。“碳金融”的兴起源于国际气候政策的变化，准确地说是涉及两个具有重大意义的国际公约——《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》。2005年2月16日《京都议定书》正式生效。随着《京都议定书》的实施，国际碳交易市场得到了迅速发展，并正日益成为推动低碳经济发展最为重要的机制。

在国际碳交易市场上，根据交易排放权本身的产生类型，分为项目市场和准许市场两类。目前我国碳排放权交易的主要类型是基于项目的交易，即在我国，碳交易更多的是指依托清洁发展机制（CDM）产生的交易。这一机制概括地说，就是发达国家通过提供资金和技术的方式，与我国合作，在我国实施具有温室气体减排效果的项目，项目所产生的温室气体减排量用于发达国家履行《京都议定书》的承诺，即以“资金+技术”换取我国的温室气体排放权。

国际碳市场的清洁发展机制，对我国的新能源项目，包括秸秆发电项目，提供了巨大的支持，尤其是资金方面的支持。截至目前（2015年12月20日），我国已经注册各类CDM项目3807项，其中单是使用了ACM 0006-“利用生物质焚烧发电”的方法学的中国项目就已经有69个；这些项目的装机容量、完工时间、具体技术路线各不一样，按照每个项目年平均减排15万吨CERs，CERs的平均合同单价10欧元估算，每个项目每年可以得到150万欧元的额外利润，折合人民币1056万元。

案例介绍：

河南浚县生物质发电项目（以下简称本项目）位于中国河南省鹤壁市浚县，由国能浚县生物发电有限公司投资建设。本项目将收集和利用在当地废弃的秸秆进行发电，本项目产生的电力将销售到作为华中电网一部分的河南省电网，以替代网上相应的燃煤电厂装机。此外本项目还将通过避免生物质遗弃或焚烧产生的甲烷，实现温室气体（GHG）减排。

在项目实施前，当地每年产生的大量秸秆废弃物因无法得到利用，被随意无控焚烧或丢弃腐烂。本项目活动则利用废弃的秸秆能进行发电，具有良好的社会、经济和环境效益。

本项目新建1台130吨/小时生物质锅炉配1台单机容量为30兆瓦的汽轮发电机组，采用在生物质锅炉发电技术处于世界领先地位的丹麦BWE公司的技术，并以此促进中国生物质领域的技术转让。本项目主要使用当地小麦秸秆、玉米秸秆、花生秸秆和林木废弃物作为燃料，预计年消耗秸秆203 700吨，年净上网电量 189 105兆千瓦时，所发电力输入华中电网。

本项目产生的电力将销售到作为华中电网一部分的河南省电网，以替代相应的燃煤电厂产生的电力。本项目预计每年能实现减排温室气体139 731吨CO2当量。

显示在投资决策时本项目的IRR有碳资产收益和没有碳资产收益下的情形。没有碳资产收益，全投资IRR低于8%的基准。因此，本项目不具备财务吸引力。有了碳资产收益的支持，本项目的全投资IRR明显的改善并且超过了基准。因此，本项目在获得碳资产收益后，将被认为对投资者是有吸引力的（表1）。

表1 河南浚县生物质发电项目

二、中国碳市场发展

习近平主席在2015年9月25日与奥巴马总统举行会谈，在随后的《中美联合声明》中宣布，中国将于2017年建立全国碳市场，中国将推动绿色低碳、气候适应型和可持续发展，加快制度创新，强化政策行动。中国到2030年单位国内生产总值CO2排放将比2005年下降60%～65%，中国将推动绿色电力调度，优先调用可再生能源发电和高能效、低排放的化石能源发电资源。从2014年开始，中国已经在北京、上海、天津、重庆、深圳、广东省和湖北省建立了碳排放权交易试点，累计完成交易额13亿元人民币。2014年12月10日，国家发展改革委颁布《碳排放权交易管理暂行办法》。作为第一份适用于国家统一碳交易市场的法律文件，管理办法为国家级碳交易市场的建设提供了法律依据，并勾画出未来全国统一碳交易市场的管理架构和制度框架，向各利益相关方释放出了明确的、强有力信号，为后续一系列相关工作的开展提供了重要支撑。

我国已经基本构建了温室气体自愿减排交易及其支撑体系。国家发改委已颁布了《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》等指导性文件。截至2015年1月底，国家发改委累计公布181个中国温室气体自愿减排方法学，涵盖了所有联合国清洁发展机制（CDM）方法学涉及的领域；公示审定VER项目511个，分属包括7个碳交易试点地区在内的大陆31个省区市，涉及新能源和可再生能源、甲烷回收、节能和提高能效、燃料替代、垃圾焚烧发电、造林和再造林领域；签发了26个VER项目的中国核证减排量（以下简称CCER）共计约1 372万吨CO2当量。另外，7个试点碳市场均已将CCER交易作为抵消机制的主要形式，而且还开发了基于CCER的碳金融衍生品。

1.项目备案类型及途径

《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（以下简称《管理办法》）规定，属于以下任一类别的2005年2月16日之后开工建设的项目可申请备案：

①采用经国家主管部门备案的方法学开发的自愿减排项目；

②获得国家发改委批准为清洁发展机制项目但未在联合国清洁发展机制执行理事会注册的项目；

③获得国家发改委批准为清洁发展机制项目且在联合国清洁发展机制执行理事会注册前产生减排量的项目；

④在联合国清洁发展机制执行理事会注册但减排量未获得签发的项目。

2.项目开发的前期评估

项目开发之前需要通过专业的咨询机构或技术人员对项目进行评估，判断该项目是否可以开发成为CCER项目，主要依据是评估该项目是否符合国家主管部门备案的CCER方法学的适用条件以及是否满足额外性论证的要求。

如果所评估项目符合方法学的适用条件并满足额外性论证的要求，咨询机构将依照方法学计算项目活动产生的减排量并参考碳交易市场的CCER价格，进一步估算项目开发的减排收益。CCER项目的开发成本，主要包括编制项目文件与监测计划的咨询费用以及出具审定报告与核证报告的第三方费用等。项目业主以此分析项目开发的成本及收益，决定是否将项目开发为CCER项目并确定每次核证的监测期长度。

3.项目开发流程

CCER项目的开发流程在很大程度上沿袭了清洁发展机制（CDM）项目的框架和思路，主要包括6个步骤，依次是：项目文件设计、项目审定、项目备案、项目实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发。

（1）设计项目文件。设计项目文件是CCER项目开发的起点。项目设计文件（PDD）是申请CCER项目的必要依据，是体现项目合格性并进一步计算与核证减排量的重要参考。项目设计文件的编写需要依据从国家发改委网站上获取的最新格式和填写指南，审定机构同时对提交的项目设计文件的完整性进行审定。2014年2月底，国家发改委根据国内开发CCER项目的具体要求设计了项目设计文件模板（第1.1版）并在信息平台公布。项目文件可以由项目业主自行撰写，也可由咨询机构协助项目业主完成。

（2）项目审定程序。项目业主提交CCER项目的备案申请材料后，需经过审定程序才能够在国家主管部门进行备案。国家主管部门接到项目备案申请材料后，首先会委托专家进行评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。

（3）减排量核证程序。经备案的CCER项目产生减排量后，项目业主在向国家主管部门申请减排量签发前，应由经国家主管部门备案的核证机构核证，并出具减排量核证报告。

国家主管部门接到减排量签发申请材料后，首先会委托专家进行技术评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对减排量备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。

4.项目开发周期

据估算，一个CCER的开发周期最少要有5个月，上述项目开发及发改委审批的时间，正常情况下，一个CCER项目从着手开发到最终实现减排量签发的最短时间周期要有8个月。

随着碳市场试点进一步深化和全国碳市场建设拉开帷幕，CCER交易逐渐成为碳市场参与方关注的焦点，全国各方都在加速推进碳交易市场建设，预测2017年全国碳交易市场初步形成后，碳交易活跃度会进一步上升，再加之我国对于国际社会承诺提出2030年左右中国碳排放达到峰值，政策层面对于秸秆发电利用的CCER项目开发利好，碳金融对秸秆行业的发展将起到更大的推动作用。

唐伟珉

中节能华璟碳资产管理有限公司副总经理