方法学发布与意义 - 由黄河水利委员会黄河上中游管理局参与完成的《温室气体自愿减排项目方法学淤地坝碳汇》正式发布 [1] - 标志着我国首次提出淤地坝碳汇量化核算标准 [1] - 为黄土高原水土保持工程纳入碳交易市场提供科学依据 [1] 方法学核心内容 - 方法学共9章 明确了淤地坝碳汇项目的适用条件 边界范围 计入期及碳库选择等内容 [1] - 碳库核算以土壤碳库为主 植物碳库为辅 遵循保守性原则 [1] - 采用参数缺省值以降低项目开发与监管成本 [1] - 强调项目需符合《淤地坝技术规范》 以确保工程质量与碳汇效果可靠 [1] 市场与产业影响 - 该方法是支撑淤地坝碳汇项目纳入全国温室气体自愿减排交易市场的必要技术规范 [1] - 为淤地坝碳汇项目参与全国温室气体自愿减排交易奠定了基础 [1] - 有望吸引社会资本投入水土流失治理 [1] - 有助于进一步建立健全水土保持投入循环机制 [1] 未来展望 - 黄河水利委员会将持续加强技术指导与监管服务 [1] - 将不断拓展水土保持碳汇研究的深度和广度 [1] - 旨在为黄河流域水利高质量发展注入强劲绿色动能 [1]

政策发布 - 生态环境部与国家能源局联合发布3项针对海陆油气田的温室气体自愿减排项目方法学 [1] - 这是全国温室气体自愿减排交易市场支持范围首次扩充到油气开采领域 [1] 政策目标与背景 - 旨在通过市场机制破解油气甲烷回收利用难题 [1] - 甲烷是全球第二大温室气体 是国际社会应对气候变化亟须管控的重点 [1] - 油气开采过程常产生大量甲烷气体 受技术成本限制 通常直接排放或燃烧处理 造成温室气体排放和能源浪费 [1] 方法学内容与影响 - 引导企业改进处理方式 将甲烷转化为可利用的清洁能源 [1] - 实现甲烷有效管控的同时 推动降碳减污与资源回收利用的协同增效 提升项目环境效益与经济效益 [1] - 方法学设计借鉴国际自愿减排机制成熟经验 结合中国油气行业实际 提升项目开发和后续监管可操作性 形成对标国际通行规则的高质量碳信用 [1] 未来规划 - 生态环境部将加快推进自愿减排方法学体系建设 尽早实现重点领域全覆盖 [1] - 积极推动减排项目开发落地 激励引导社会资本精准流向减排潜力大、综合效益突出的领域 为实现国家自主贡献目标贡献力量 [1]

政策发布与核心目标 - 生态环境部与国家能源局联合发布3项针对海陆油气田的温室气体自愿减排项目方法学 [1] - 这是全国温室气体自愿减排交易市场首次将支持范围扩充到油气开采领域 [1] - 核心目标是通过市场机制破解油气甲烷回收利用难题 [1] 行业背景与问题 - 甲烷是全球第二大温室气体 是国际社会应对气候变化亟须管控的重点 [1] - 在油气开采过程中常会产生大量甲烷气体 [1] - 受技术 成本等因素限制 油气田通常选择将气体直接排放或燃烧处理 造成温室气体排放和能源浪费 [1] 方法学内容与预期效益 - 方法学旨在引导企业改进处理方式 将甲烷转化为可利用的清洁能源 [1] - 实现甲烷有效管控的同时 推动降碳 减污与资源回收利用的协同增效 [1] - 切实提升项目的环境效益与经济效益 [1] - 方法学设计借鉴国际自愿减排机制成熟经验 结合中国油气行业实际 提升项目开发和后续监管可操作性 [1] - 形成对标国际通行规则的高质量碳信用 [1] 未来规划与发展方向 - 生态环境部将加快推进自愿减排方法学体系建设 尽早实现重点领域全覆盖 [1] - 积极推动减排项目开发落地 激励引导社会资本精准流向减排潜力大 综合效益突出的领域 [1] - 为实现国家自主贡献目标贡献力量 [1]

政策发布 - 生态环境部与国家能源局联合发布三项针对海陆油气田的温室气体自愿减排项目方法学 [1] - 这是全国温室气体自愿减排交易市场首次将支持范围扩充到油气开采领域 [1] - 截至目前，生态环境部已会同有关部门累计发布9项温室气体自愿减排方法学 [2] 政策目标与背景 - 甲烷是全球第二大温室气体，其温室效应是二氧化碳的二十多倍 [1] - 在油气开采过程中，常会产生大量甲烷气体，受技术、成本限制，通常直接排放或燃烧处理 [1] - 方法学旨在引导企业将原本燃烧的甲烷“变废为宝”，转化为可利用的清洁能源 [1] 政策影响与展望 - 通过市场机制破解油气甲烷回收利用难题，实现甲烷有效管控 [1] - 推动降碳、减污与资源回收利用的协同增效，提升项目的环境效益与经济效益 [1] - 下一步将加快推进自愿减排方法学体系建设，尽早实现重点领域全覆盖，并引导社会资本流向减排潜力大、综合效益突出的领域 [2]

政策发布 - 生态环境部与国家能源局联合发布三项针对海陆油气田的温室气体自愿减排项目方法学 [1] - 这是全国温室气体自愿减排交易市场首次将支持范围扩充到油气开采领域 [1] - 截至目前，生态环境部已会同有关部门发布9项温室气体自愿减排方法学 [1] 政策目标与影响 - 旨在通过市场机制破解油气甲烷回收利用难题，引导企业将原本直接排放或燃烧处理的甲烷转化为可利用的清洁能源 [1] - 甲烷是全球第二大温室气体，其温室效应是二氧化碳的二十多倍 [1] - 政策目标为实现甲烷有效管控，推动减污降碳与资源回收利用的协同增效，提升项目的环境效益与经济效益 [1] 方法学设计与发展规划 - 方法学设计充分借鉴了国际自愿减排机制的成熟经验，并结合中国油气行业实际，形成对标国际通行规则的高质量碳信用 [1] - 下一步将加快推进自愿减排方法学体系建设，尽早实现重点领域全覆盖 [2] - 将积极推动减排项目开发落地，激励引导社会资本精准流向减排潜力大、综合效益突出的领域 [2]

方法学发布核心信息 - 生态环境部与国家能源局联合发布三项温室气体自愿减排项目方法学，旨在规范项目设计、实施和减排量核算工作 [2] - 三项新方法学分别针对海上油田伴生气回收利用、陆上气田试气放喷气回收利用和陆上油田低气量伴生气回收利用领域 [2] - 方法学发布旨在实施积极应对气候变化国家战略，鼓励更广泛的行业和企业参与自愿减排行动 [2] 项目参与与监管要求 - 地方生态环境及能源主管部门被要求鼓励支持符合条件的油气回收利用项目参与全国温室气体自愿减排交易市场以获得收益 [3] - 项目业主需承诺项目唯一性及所提供材料的真实性、完整性和有效性，并将项目监测数据与全国碳市场管理平台联网 [3] - 省级及设区的市级生态环境主管部门需对已登记项目进行监督检查，受理公众举报并查处违法违规行为 [3] 信息公开与透明度 - 项目监测数据需及时与省、市级生态环境主管部门共享，并通过官方网站向社会公开，接受公众和媒体监督 [3] - 通知自印发之日起施行，相关联系信息涉及应对气候变化司、国家应对气候变化战略研究和国际合作中心及信息中心 [4][5]

方法学制定背景 - 生态环境部与国家能源局于2025年11月21日联合印发《陆上油田低气量伴生气回收利用》方法学，旨在动员更广泛行业和企业参与温室气体减排行动[4] - 油田伴生气是石油开采过程中伴随原油产出的天然气，当前中国陆上油田常规井场伴生气回收率已达80%~95%，但低气量伴生气仍难以回收[5] - 该类项目通过回收处理原本通过火炬燃烧排放的油田伴生气，生产可利用产品，具有推动甲烷回收利用、减少二氧化碳排放、提高能源利用效率、增加清洁能源供应等多重效益，对促进行业绿色低碳转型具有积极意义[5] 方法学编制原则 - 科学性原则要求减排机理科学，项目普遍具备额外性，并符合行业相关技术规范要求[7] - 可操作性原则强调精简监测参数，兼顾开发成本和收益，保障所有数据可监测、可追溯、可核实[9] - 保守性原则采用保守方式进行估计和取值，确保项目减排量不被过高计算[10] - 可持续发展原则要求项目符合可持续发展理念，不会对生态环境和社会经济发展造成负面影响[11][12] 项目适用条件 - 方法学适用于陆上油田低气量伴生气回收利用项目，要求同一站场内伴生气处理系统设计规模小于3×10⁴ Nm³/d[14][15] - 回收的伴生气须用于生产管输天然气、液化天然气、压缩天然气、液化石油气、稳定轻烃、混烃等产品[15] - 项目监测数据必须与全国碳市场管理平台联网，减排量产生于监测数据联网之后，且项目需符合国家法律法规和行业发展政策[15] - 同一企业单位内、位于同一省内的多个伴生气项目，若处理系统总设计规模小于3×10⁴ Nm³/d，可合并申请[15] 项目计入期与基准线 - 项目计入期为可申请减排量登记的时间期限，最长不超过10年[17] - 基准线情景为陆上油田伴生气在生产设施处直接燃烧[18] 项目额外性论证 - 陆上油田低气量伴生气回收利用项目受气质组分复杂、井场位置偏远、产品销路受限、气源条件波动等因素影响，普遍存在投资风险带来的障碍[19] - 由于建设投资大、运行成本高，符合适用条件的项目具备额外性[19][20] 减排量核算方法 - 项目减排量来源于通过回收伴生气产品替代新开采的天然气能源，避免燃烧使用新开采天然气产生的排放[21] - 减排量计算公式为：基准线排放量（伴生气直接燃烧产生的排放）减去项目排放量（回收产品生产消耗外购化石燃料和电力产生的排放）再乘以泄漏排放量修正系数[22] - 对于关键参数（伴生气直接燃烧产生的排放量），根据保守性原则采用回收产品产量进行回溯计算，并通过测量处理系统入口处流量、组分与产品产量交叉核对，进行减排量保守取值[23][24] 数据管理要求 - 项目业主需建立内部数据质量保障管理制度，指定专职人员负责数据监测、记录和交叉核对[25] - 计量装置应在检定有效期内，且每年对监测仪表进行校准，出现未校准或延迟校准时需对相应数据进行保守性处理[25] - 项目需设置监测数据储存系统和数据采集网关，实现监测数据每分钟上传，并与全国碳市场管理平台联网[25][26] - 项目设计和实施阶段的所有数据和信息在最后一期减排量登记后需至少保存10年[25] 审定核查与公众监督 - 审定与核查机构应根据方法学对项目监测计划及参数开展审定与减排量核查，并通过全国碳市场管理平台查看监测数据，交叉核对核算结果并保守取值[27] - 项目监测数据将通过省级、设区市级生态环境部门官方网站向社会公开，项目业主应自觉接受公众监督[29][30]

文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合印发《陆上气田试气放喷气回收利用》温室气体自愿减排项目方法学 旨在推动天然气开采行业绿色低碳转型 通过回收利用试气放喷气替代新开采天然气 实现甲烷回收利用和二氧化碳减排 [5][7][16] 制定背景 - 陆上天然气勘探开发试气放喷期需进行产能测试 试气放喷气回收利用项目将原本点火燃烧气体处理成管输天然气等产品 具有推动甲烷回收利用、减少二氧化碳排放、提高能源利用效率等多重效益 [7] 编写原则 - 科学性原则要求减排量计算科学合理且项目具备额外性 [8] - 可操作性原则要求简化监测参数保障数据可监测、可追溯、可核实 [8] - 保守性原则要求采用保守方式估计确保减排量不被过高计算 [8] - 可持续发展原则要求项目不对生态环境和社会经济造成负面影响 [9] 适用条件 - 适用于陆上常规天然气井、页岩气井和致密气井试气放喷阶段 将气体回收处理成管输天然气等产品 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网 减排量产生于数据联网之后 [13] - 单口常规天然气井回收时间不超过7天 致密气井和页岩气井不超过21天 [13] 项目计入期与基准线情景 - 项目计入期最长不超过10年 [14] - 基准线情景为陆上气田试气放喷气在井场放喷池直接燃烧 [14] 额外性论证 - 因试气放喷气点多面广、气量和压力变化大且携带砂酸等杂质 导致项目实施成本和设备运维成本高 存在投资风险障碍 符合条件项目具备额外性 [15] 项目减排量核算方法 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气 避免燃烧新开采天然气产生的排放 [16] - 关键参数采用回收产品产量回溯计算 并通过测量处理系统流量、组分与产品产量交叉核对进行保守取值 [19][20] - 常规天然气井回收超7天、致密气和页岩气井超21天的时间段减排量应予扣减 [21] 数据管理要求 - 需建立内部数据质量保障管理制度 指定专职人员负责数据监测记录和交叉核对 [24] - 计量装置需在检定有效期内且每年校准 未校准数据需保守处理 [24] - 项目数据在最后一期减排量登记后至少保存10年 监测数据需每分钟上传 [24][25] 审定与核查要点 - 审定核查机构需通过全国碳市场管理平台查看项目监测数据 交叉核对减排量核算结果并保守取值 [25][26] 公众监督渠道 - 项目监测数据将通过省级、设区市级生态环境部门官网公开 项目业主需接受公众和媒体监督 [27]

文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合发布《温室气体自愿减排项目方法学 海上油田伴生气回收利用（CCER-10-002-V01）》，旨在推动海上油田伴生气回收利用，通过减少甲烷排放、提高能源效率促进海上油田行业绿色低碳转型 [4][6] 制定背景 - 海上油田伴生气是石油开采过程中产生的共生气体，主要成分为甲烷等烃类，回收利用可避免火炬燃烧排放，兼具甲烷回收、二氧化碳减排、提升能源效率及增加清洁能源供应的多重效益 [6] 方法学原则 - 方法学遵循科学性、可操作性、保守性原则，要求减排机理科学、监测参数精简且数据可追溯，并采用保守估算确保减排量不被高估 [8][9] - 项目需符合可持续发展理念，避免对生态环境和社会经济造成负面影响 [10] 适用条件 - 方法学适用于海上油田伴生气回收项目，需满足伴生气来源为海上油田、产品为管输天然气/LNG/CNG/LPG等条件，且项目投产前与陆地无海底输气管道 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网，并符合国家法律法规及行业政策要求 [12][14] 项目计入期与基准线 - 项目计入期最长不超过10年 [16] - 基准线为海上油田伴生气在生产系统中直接燃烧的排放场景 [17] 额外性论证 - 因海上项目具离岸距离远、气源分散、建设运维成本高等投资风险，符合适用条件的项目可免予额外性论证 [20][21] 减排量核算 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气所避免的排放，包括伴生气直接燃烧及船舶运输产生的排放 [23][24] - 关键参数（伴生气燃烧排放量）采用保守原则，按回收产品产量回溯计算，并通过流量、组分与产量交叉核对 [25] 数据管理要求 - 项目业主需建立数据质量保障制度，指定专人负责监测与交叉核对，计量装置需定期校准，数据保存期至少10年 [28][29][31] - 监测数据需每小时上传至平台，未校准期间的数据需保守处理 [33][34] 审定与核查 - 审定机构需按方法学要点核查项目边界、监测计划等，并通过全国碳市场平台交叉核对数据并保守取值 [38][39] 公众监督 - 项目监测数据将通过省、市级生态环境部门官网公开，接受公众及媒体监督 [40]

政策核心内容 - 中共中央办公厅和国务院办公厅联合印发推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见 这是碳市场领域第一份中央文件 旨在提供更完善的制度保障和更强大的能力支撑 [1] - 碳市场是利用市场机制应对气候变化和推动经济社会发展全面绿色转型的重要政策工具 目标是建设更有效 更有活力和更具国际影响力的全国碳市场 [1] - 通过加强碳市场建设实现有效市场和有为政府更好结合 确保碳市场放得活管得住 激发绿色生产力和新质生产力 推动经济社会全面绿色转型 [1] 市场体系构成 - 全国碳市场体系由强制碳市场（重点排放单位履行强制减排责任）和自愿碳市场（激励社会自主减排）组成 两个市场独立运行并通过配额清缴抵销机制相互衔接 实现对减排主体全覆盖 [2] - 强制碳市场于2025年3月首次扩围 新增钢铁 水泥和铝冶炼行业 覆盖全国二氧化碳排放总量占比60%以上 [2] - 自愿碳市场支持领域逐步扩大 2023年以来生态环境部会同有关部门出台造林碳汇 海上风电等6个方法学 [2] 市场交易数据 - 强制碳市场配额累计成交量超6.8亿吨 成交额达474.1亿元 [2] - 自愿碳市场累计成交核证自愿减排量249万吨 成交额达2.1亿元 [2] 制度体系建设 - 生态环境部会同有关部门制定30余项制度和技术规范 初步形成多层级较完备的碳市场法规制度体系 [2] - 加强数据质量管理 运用信息化手段智能预警数据质量风险 严厉打击碳排放数据弄虚作假行为 [2] - 具有中国特色的碳市场制度体系初步建成 以碳市场为主体的中国碳定价机制正在逐步形成 [3] 发展时间表与路线图 - 强制碳市场目标：到2027年在现有覆盖发电 钢铁 水泥 铝冶炼行业基础上逐步覆盖工业领域主要排放行业 [3] - 自愿碳市场目标：到2027年实现重点领域全覆盖（从现有可再生能源 甲烷减排 能效提升和林业碳汇等领域扩展至生物质利用 固废处理等领域） 到2030年建成诚信透明 方法统一 参与广泛与国际接轨的市场 [3] 配额管理制度 - 建立预期明确公开透明的碳排放配额管理制度 配额分配体系需统筹平衡减排目标与经济成本 行业差异与公平统一 政府调控与市场规律等关系 [4] - 目前采用基于强度控制的配额分配方法 未来将逐步实施配额总量控制 到2027年对碳排放总量相对稳定行业实施配额总量控制 预先设定全国碳排放配额总量并自上而下向企业分解 [4][5] - 研究推行免费和有偿相结合的配额分配方式 建立配额储备和市场调节机制以平衡市场供需 增强市场稳定性和流动性 提高风险管控能力 [5] 自愿减排市场发展 - 加快构建温室气体自愿减排项目方法学体系 聚焦碳达峰碳中和重点领域及绿色低碳零碳负碳关键技术 [6] - 加快健全市场交易制度 丰富市场交易产品与交易主体 加强与其他资源环境要素市场机制的有效衔接 [6] - 强化市场监管防范系统性风险 积极开展国际合作 [6] 数据质量管理 - 持续强化数据质量工作 优化核算核查方法 对企业排放关键数据实施月度存证 [6] - 建立国家—省—市三级联审制度 运用大数据 区块链等信息化手段智能预警数据质量风险 大幅提升监管效能 [6] 市场建设方向 - 推动全国碳市场体制机制更加完善 数据可靠性更高 行业包容性更强 需统筹好市场和政府 长远目标和短期目标 整体和局部 国内和国际等关系 [7] 实施措施 - 有序扩大强制碳市场行业覆盖范围 根据行业发展状况 降碳减污贡献 数据质量基础 碳排放特征等推进 [8] - 积极发展自愿碳市场 建立科学完备的方法学体系 加快生态系统碳汇 可再生能源 甲烷减排等重点领域方法学开发 [8] - 联合金融机构探索开发与碳排放权和核证自愿减排量相关的绿色金融产品和服务 建立碳质押 碳回购等政策制度 [8] - 碳质押允许企业将碳配额或核证自愿减排量作为质押物向金融机构申请贷款 碳回购允许配额持有者出售碳资产并约定未来回购 两者均有利于拓展融资渠道 盘活碳资产 降低融资成本 [8] - 稳妥推进符合要求的金融机构在风险可控前提下参与全国碳市场交易 适时引入其他非履约主体参与强制碳市场交易 符合条件的自然人参与自愿碳市场交易 [8] 管理强化 - 严格规范碳排放核查 完善重点行业核查技术规范 [9] - 压实重点排放单位履行碳排放核算与报告的主体责任 [9] - 加强碳排放数据质量全过程监管 严厉打击各种弄虚作假行为 [9]