英文原文链接： The International Aluminium Institute (IAI) Scope 3 Calculation Tool is designed to evaluate Scope 3 emissions for the aluminium value chain based on the GHG protocol guidelines. This Guidance document facilitates commonly understood and harmonised Scope 3 GHG emission calculations within the primary aluminium value chain. It is based on the Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard, containing a materiality assessment for 15 categories in each primary aluminium value chain production step. This Excel-based Tool utilises the user’s input data and publicly available emission factors to generate an indicative result and can also be used together with aluminium sector-specific tools that are available on the GHG Protocol website.

一、碳排放交易：背景、进展与衍生产品 绿色低碳发展是我国重要战略，碳排放权是减排重要工具。2011年以来，我国碳排放市场经历了区域试点——全国交易两个时期，其中2011-2021年为区域试点阶段，2021年以来为全国交易阶段。 （一）区域试点阶段 2011年10月29日，国家发改委办公厅发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，要求北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳七省市开展碳排放权交易试点工作。2013年，各地陆续启动交易试点，至2016年底，上述七省市和四川、福建试点均已启动。 除了四川联合环境交易所仅支持自愿减排量交易（CCER）外，其他各交易所均实行强制碳排放配额交易与自愿减排量交易（CCER）并行的双轨交易模式。根据交易模式不同，交易规则和流程也有所不同。 区域性碳排放权交易市场由各辖区自主进行碳配额分配、交易，由于各辖区规范不同，分配权不同， 一般情况下，碳排放配额不能进行跨区交易； CCER是国家核证，可以跨区交易； 部分区域自行开发的核证减排量品种，只能在区域市场内交易，如广碳所开发的PHCER只能在广碳所进行交易。 碳排放规则主要针对制造业上游企业，后续影响深远，因此碳排放市场并不只有被纳入配额管理的单位参与。 1.市场参与者 首先，参与碳排放权交易，需要成为交易会员。以上海环境能源交易所为例，交易会员被划分为两类：自营类会员和综合类会员，二者的申请条件和业务范围如下： 符合投资者适当性制度要求的企业或组织，可以申请取得交易所会员资格或者委托综合类会员进行交易。 由于我国的碳交易市场刚刚起步，目前市场参与者不多，且多为发电、钢铁等重工企业，金融机构参与较少，交易较为清淡。在欧盟、韩国、瑞士等海外市场中，碳交易发展较为成熟，金融中介及其他第三方机构也有广泛参与。 金融机构参与碳交易市场，好处有二：其一，金融机构可以将碳排放、排污权等纳入资产配置，对冲部分市场风险，增强投资组合表现；其二，金融机构的参与也大大提升了碳交易市场的流动性，有利于实体企业进行碳交易和国家实现碳达峰、碳中和目标。 2.配额交易 对于强制碳排放配额交易而言，碳排放权市场参与者围绕着政府强制分配的“减排额度”而交易。根据《全国碳排放权交易管理办法（试行）》， 目前，我国碳排放权的减排额度以无偿分配为主， 后续将适时引入有偿分配，并提高有偿分配的比例。 当无金融机构参与碳排放交易时，碳排放配额交易流程如图1所示：各地政府制定排放目标后，向需要承担减排义务的单位分配碳排放额度和确定履约期。 履约期时，如果企业排放量超出额度，则企业需要寻找额度盈余单位作为卖方，购买额度补齐额度（否则将面临处罚）；反之，如果企业减排出色，有额度盈余，则可以在市场上以盈余额度换取收益。 当有金融机构（或其他中介机构）参与时，碳排放配额交易流程如图2所示：由于不受政府的碳排放配额限制，金融机构的交易环境较为宽松，可以根据市场行情，双向交易获取收益。 3.核证自愿减排量（CCER）交易 除了政府强制配额交易外，碳交易市场的另一交易方式为核证自愿减排量交易。目前，我国实行这一交易方式依据的标准为中国核证自愿减排量（China Certified Emission Reduction，CCER）。与政府规定的配额不同，CCER主要靠企业或单位自主申请减排项目，待项目注册备案、实施完成，减排量经核证后，减排量才能备案并挂牌交易。 减排项目众多，经分类后，主要的项目类型如表3所示： 进行CCER或其他自愿减排量交易的流程如图3所示，主要涉及方包括项目业主（卖方企业）、主管备案机构（发改委或其他自愿排放标准委员会）、第三方审核机构（审核项目的审定机构、核证减排量的核证机构）、交易平台（交易所）、买方以及其他利益相关方。 CCER实施较为复杂，且国家鼓励企业自主减排，因此CCER的市场价格通常低于碳配额的市场价格，可降低控排企业的履约成本。 综上所述，由于CCER的自愿性、主动性特性，个人或者公司、机构组织都能够成为碳减排的行动者和直接受益者。 （二）全国交易阶段 2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话中提出“ 中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和 ”。碳达峰、碳中和目标统称为“双碳目标”。为更好地实行减排和低碳转型、实现“双碳目标”，全国统一碳排放交易市场与全国CCER交易先后启动。 1.全国统一碳排放交易市场 2017年12月，全国碳排放权交易市场建设工作启动。2021年7月16日，全国统一碳排放权交易市场（下称全国统一市场）正式运行，交易中心落户上海，登记和结算中心落户湖北武汉，交易品种为CEA。 交易流程上，全国统一市场与区域试点阶段的配额交易大致相同。相较于地区试点，全国统一市场主要在市场参与者层面上有所区别：全国统一市场首批纳入的 重点排放单位仅限于发电行业，已经在全国统一市场开户并交易的重点排放单位不再参与试点地区交易，未纳入的重点排放单位，仍继续参与试点地区交易。 根据《关于做好2023-2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》，发电行业纳入全国碳排放权交易市场的年度重点排放单位名录（下称“名录”），包括经最近一次核查结果确认以及上年度新投产预计年度排放量达到 2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量达到1万吨标准煤）的发电行业 （自备电厂视同发电行业）企业或其他经济组织。石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等行业企业温室气体排放报告管理有关工作安排另行通知。截至2023年9月20日，除发电行业外，暂无其他行业所属企业被纳入名录。 对于已被纳入名录的单位，碳交易将以碳排放权配额交易为主，CCER可抵消部分配额：根据《全国碳排放权交易管理办法（试行）》第三十一条【抵消机制】“ 重点排放单位可使用国家核证自愿减排量（CCER）或生态环境部另行公布的其他减排指标，抵消其不超过 5%的经核查排放量。1 单位 CCER 可抵消1 吨二氧化碳当量的排放量。用于抵消的 CCER 应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目，在全国碳排放权交易市场重点排放单位组织边界范围外产生 ”。 根据2023年发布的《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，2021和2022年全国碳市场处于发展初期，碳排放核算核查水平以及数据质量监管能力还有待提升，特别是由于实测燃煤元素碳含量的机组比例变化较大，碳排放数据存在一定不确定性。因此， 第二个履约周期采取“事后分配”的方式，在2023年分配2021及2022年度的配额， 以更好的保证配额分配总量符合预期目标，既不会因为分配总量收缩过紧造成行业减排负担过重，也不会因分配总量过于宽松导致碳市场无法更好地发挥促进减排的作用。 目前，全国统一市场已经启动第二个履约周期（第一个履约周期为2021年7月16日至2021年12月31日），全面开展清缴履约工作。履约、配额清缴时间截至2023年底。 2.全国CCER交易市场 2023年8月17日，全国温室气体自愿减排交易系统开通开户功能，接受市场参与主体对登记账户和交易账户的开户申请。2017年3月14日前已经获得备案的减排量（即“旧有CCER”）仍在北京绿色交易所等九家交易机构继续交易。 截至2023年9月19日，全国温室气体自愿减排交易系统仍未开通交易功能，后续政策安排可在全国温室气体自愿减排交易系统官网（https://www.ccer.com.cn/）进行查询。 （三）碳交易衍生产品和服务 基于碳交易市场，目前我国已经发展出了碳配额远期、碳质押、碳基金、绿色结构性存款等衍生产品，碳中和、碳管理等衍生服务。 1.碳配额远期 碳配额远期结合了碳配额交易以及金融衍生品中的远期合约，可以通过协议的方式确定未来某期购入/卖出碳配额的价格。目前，上海环境能源交易所设计了上海碳配额远期，以上海碳排放配额为标的，上海清算所为上海碳配额远期交易提供中央对手清算服务，进行合约替代并承担担保履约的责任。 我国的碳配额远期为交易所统一清算、担保履约，因此相较于金融和商品远期合约，更加接近于期货产品。碳配额远期的发展对碳排放期货的设计有一定指导意义。 2.碳质押 碳质押可分为碳配额质押和CCER质押。其中碳配额质押标的为碳排放配额登记注册系统中登记的碳排放配额；CCER质押标的则为其持有的CCER。通过质押碳排放配额或CCER，企业作为出质人从质权人（金融机构）处获得融资，并在到期时归还价款。 通过碳质押，企业可以更加灵活地从金融机构中获得融资，也能更加自由地规划碳排放。因此，碳质押能更好地服务于减碳减排，完成“双碳目标”。 目前，上海、湖北交易所均开放了碳质押业务渠道，机构和企业可以通过交易所进行碳质押业务。 3.碳基金 碳基金，是指由政府、金融机构、企业或个人投资设立的专门基金，致力于在全球范围投资于碳市场或温室气体减排、新能源项目，给予投资者市场收益回报，以帮助改善全球气候变暖。2014年11月26日，华能集团与诺安基金共同发布了全国首支监管部门备案的“碳排放权专项资产管理计划”基金。 目前，我国的碳基金市场尚不成熟，随着碳交易市场、ESG市场的有序扩容和逐渐发展，预计未来会有更多投资机遇。 4.碳中和业务和碳管理体系 碳中和业务，即企业、组织或个人计算其在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通常以二氧化碳为单位，通过购买符合标准的自愿减排项目产生的减排量并予注销，以抵消自己在一定时间内产生的碳排放总量。一般而言，碳中和业务包含三个对象：捐助配额或CCER的企业或组织，配合完成交易和颁发证书的交易所，购买碳配额或碳信用来抵消自身碳排放总量的碳中和方。碳中和业务能更好地推动践行低碳理念，弘扬以低碳为荣的社会新风尚。 碳管理体系，即通过碳排放、碳资产、碳交易、碳中和管理能力等多方面对机构或组织进行评定，并在之后进行指导、监督和管理。碳管理体系的推广和发展有助于在社会各界树立低碳、环保共识。 二、我国碳交易市场现况和复盘 由于我国碳排放权交易市场有区域性和全国性两类市场，且两类市场均在同时进行交易，考虑到市场间的异同，我们将总结区域市场和全国市场的现况，并对往期行情进行复盘。 （一）区域市场 目前，我国区域性碳市场有9个，分别为北京、上海、广东、深圳、湖北、天津、重庆、福建、四川。其中，除四川仅支持CCER交易外，其余8个市场均支持碳配额交易和CCER交易。由于各地对CCER的规定有所区别，难以统一度量量价信息，我们将对区域限额交易市场进行分析。 1.区域市场现况 各区域市场覆盖行业如表4所示。从覆盖行业来看，电力、热力、钢铁、石化四大工业排放量较高，在我国，这四个工业合计碳排放量占比不低于50%（1997-2019数据，图4），且近年来有上升的趋势，是减排减碳的主力军。而根据各区域产业的倾斜程度，其他覆盖行业也有所不同：北京、上海、广州（广东）、深圳区域城市化程度更高，产业向服务业倾斜，因此覆盖行业也包含服务业、运输业、航空业等其他非工业行业；湖北、重庆、天津、福建区域工业化程度更高，覆盖行业也以工业企业为主。 截至2023年9月19日收盘，我国各区域市场累计成交量合计4.58亿吨，累计成交额126 .08亿元。由于各区域产业倾斜、民生情况、经济环境都有很大不同，区域碳市场发展也有所差别，各区域市场累计成交量和成交均价如图5、图6所示。 从累计成交数据看，广东地区碳交易最为活跃，湖北、深圳其次，而重庆地区交易量较为清淡；近一年来，福建地区碳交易最为活跃，其他地区交易量则无大的变化。 从成交均价数据看，北京地区有着最高的成交均价，这部分源于北京作为首都的独特地理位置，上海、深圳、广东紧随其后，这也与我国城市产业倾斜有关——一线城市更偏向于发展第三产业。从成交均价变化看，广东涨幅最高，近一年成交均价约为累计成交均价的3倍；北京、上海、深圳、湖北、重庆均有不同程度的上涨；天津和福建地区涨幅较小，成交均价基本无变化。 2.区域市场复盘 本部分主要针对北京、上海、广东、深圳、天津、湖北、重庆、福建八个区域碳排放权交易市场的历史行情进行复盘，时间区间截至2023年9月19日。 从成交量数据来看，成交情况具有明显的季节性：履约期成交量高于非履约期。根据2013年6月以来的月度成交数据，总体来看，由于大部分区域将重点排放单位的配额履约期设置在年中，各区域交易市场在5~8月有着全年最高的成交量（部分年份的履约期存在延后情况，因此交易量峰值也会后推数月）。 从区域成交情况来看，历年来，广东区域市场是一线城市碳交易主力市场，湖北区域市场是其他城市碳交易主力市场，近年来福建区域市场也较为活跃。 从成交价格来看，一线城市区域市场碳排放权价格高于非一线城市，北京区域市场碳排放权价格高于其他一线城市区域市场。考虑到成交均价是政府指导价和市场价格的结合，一线城市的高成交均价反映了区域市场的高排放成本。 同时，我们注意到区域碳排放权成交均价的季节性并不明显，且近年来有着上涨的趋势，说明随着2030碳达峰的临近，排放成本在逐渐升高。 （二）全国统一市场现况和复盘 截至2023年9月，全国碳市场已经度过第一个履约周期（2019-2020年度），处于第二个履约期， 配额清缴相关工作已经启动 ，涵盖2021、2022年度的交易配额清缴。 从配额分配来看，相较于第一个履约周期，第二个履约周期（2021-2022年度）的配额更为紧缩（表5）：燃煤机组和燃气机组的供电、供热基准值均有所下调，这意味着相同供电/供热量下，重点排放单位分配到的排放配额更少。以300GW以上常规燃煤机组2021供电基准值计算，配额下降了约6.3%。 同时，本次履约周期引入了 平衡值 的概念：综合考虑履约政策、负荷系数修正等因素的影响后，各类机组 供电、供热碳排放配额量与经核查排放量（应清缴配额量） 平衡时对应的碳排放强度值。 根据已公布的2021年度碳排放配额数据，基准值接近或小于平衡值，或倒逼发电企业降低碳排放强度，达到配额与排放平衡的目的。 参与全国统一市场的企业多位于工业强区。2023年，全国重点排放单位分布如表7所示，山东、江苏、内蒙古、浙江、广东、河南、山西、黑龙江和新疆的企业数量都达到了100以上，是全国碳排放权交易的主要参与者。 我国碳交易市场主要以大宗协议交易为主（图9）。截至2023.9.19，大宗交易累计成交量占总累计成交量的83.6%；近一年来，大宗协议交易也仍为主流。同时，我们注意到2021年末、2022年末以及2023年8月以来成交活跃度高于其他时期，说明重点排放单位在履约期或年末交易意愿较强。 根据全国碳排放权交易所公布的数据，从年度成交来看（图10）， 2021年，全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量178,789,350吨，总成交额7,661,230,022.99元。挂牌协议年成交量30,774,596吨，年成交额1,451,471,161.73元，最高成交价62.29元/吨，最低成交价38.50元/吨，本年度最后一个交易日收盘价为54.22元/吨，较启动首日收盘价上涨5.84%，较启动首日开盘价48.00元/吨上涨12.96%。大宗协议年成交量148,014,754吨，年成交额6,209,758,861.26元。截至2021年12月31日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量178,789,350吨，累计成交额7,661,230,022.99元。 2022年，全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量50,889,493吨，总成交额2,814,004,694.28元。挂牌协议年成交量6,218,972吨，年成交额357,855,798.67元，最高成交价61.60元/吨，最低成交价50.54元/吨，本年度最后一个交易日收盘价为55.00元/吨，较上年度最后一个交易日上涨1.44%。大宗协议年成交量44,670,521吨，年成交额2,456,148,895.61元。截至2022年12月31日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量229,678,843吨，累计成交额10,475,234,717.27元。 从成交均价看，全国统一碳市场提供了价格上限：目前，全国碳市场交易方式分为大宗协议交易和挂牌协议交易，其中，挂牌协议交易价格较高，在大多时候，大宗协议交易价格以挂牌协议交易价格为基准下调。同时，成交均价在2021年底和2023年7月有两次较大幅度的上涨，显示碳排放的成本升高。 综合来看，目前，我国全国统一碳市场的规则是 重点排放单位内交易 ，缺乏其他市场参与者为市场增加活跃度和自由度。同时，逐渐升高的碳排放成本会倒逼企业降低碳排放强度。 展望未来，随着全国统一市场覆盖行业进一步扩容，CCER、碳金融、碳服务等活动进一步展开，我国温室气体减排会迎来更加开放的市场。 三、欧盟碳交易市场经验 随着全球碳事业欣然发展，除方兴未艾的中国碳市场外，欧盟、英国、北美、韩国等国家和地区也发展出了适合自身的碳市场。其中，欧盟碳交易市场是目前运行时间最长、交易规模最大、交易最活跃的碳市场，涵盖现货、期货和碳金融衍生品，发展已经相当成熟。 （一）EU ETS 欧盟排放交易体系（European Union Emissions Trading System, EU ETS）对欧盟区域碳排放监测和交易作出了规定。2005年，随着京都议定书的实施，EU ETS也随之建立，至今已经过三个阶段，目前处于第四个历史时期。 第一阶段（2005-2007）主要起到试验作用。EU ETS包含15个成员国近12,000个设施，约占欧盟总碳排放量的40%，覆盖能源、钢铁、采矿、造纸行业的二氧化碳排放。本阶段实施免费配额，减排承诺在1990年的基础上减少8%，超额排放40欧/吨； 第二阶段（2008-2012），EU ETS对已有机制进行了大幅改革。本阶段新增挪威、冰岛和列支敦士登三个国家，对各国排放上限进行规定，在2012年对欧洲境内航空的碳排放实施管制，并引入京都议定书中的清洁发展机制（Clean Development Mechanism, CDM）和联合履约机制（Joint Implement, JI）。本阶段新增对一氧化二氮排放的监测，免费配额比例降至90%，并在某些国家试行排放权拍卖，新增约140亿吨的国际碳信用供企业交易，也引入了CER进行交易（与国内的CCER一致），超额排放100欧/吨。 第三阶段（2013-2020），碳市场的交易规则逐渐完善。本阶段，全欧盟排放上限（NIM）替代国别排放上限（NAP），配额分配默认采取拍卖方式（占比约57%）；EU ETS也对碳排放覆盖行业、覆盖地区作了更详细的规定。 第四阶段（2021-2030），欧盟碳市场走向成熟。自2021年起，碳配额将以每年2.2%的速度逐年下降（此前为1.74%）；EU ETS建立了市场稳定储备（MSR）体系以应对未来冲击；同时，EU ETS还在能源部门现代化、低碳创新、碳泄漏等方面做出了改变。由于难以统一实施管制，本阶段EU ETS取消了CER、ERU、VER等可以抵扣碳排放配额的交易，用于替代的新产品正在研发中。 随着EU ETS的逐渐成熟，碳排放配额也在下降（图12），配额从2005年的201.4亿吨降至2022年的136.1亿吨，降幅约32%；其中，配额主要在第四阶段（2017-2022）减少，达45.8亿吨，占总减额量的70%。 欧洲净碳排放量也有所降低（图13），2005年，欧洲净碳排放量为43.0亿吨，到了2021年，这个数字降低至33.3亿吨，降幅约23%。可以认为EU ETS的减碳措施已取得一定成效。 （二）产品和交易所 欧盟碳交易市场的产品结构极其丰富，包括现货、期货和其他金融衍生产品，其中，现货产品分类如下表（表9），期货和其他金融衍生产品（包括远期、期权、掉期、价差、指数、基金等）基于现货产品设计。 EU ETS的碳排放权交易大多在交易所进行（也有OTC市场）。目前，欧盟碳交易的主要交易所为洲际交易所（ICE，前身ECX）和欧洲能源交易所（EEX）。ICE覆盖一级市场拍卖，二级市场现货、期货，是欧盟碳交易的主要场所；EEX覆盖期货现货交易，但规模相比ICE较小。 （三）期货市场 得益于政府和各方机构的及时协调，欧盟碳期货市场走势较为稳健。 从成交量看， EUA期货在EU ETS的第一、第二个历史阶段持续走高（2005-2012）；随后在第三个历史阶段小幅下滑（2013-2017），而后再次回升（2017-2021）；目前，EUA期货的成交情况较为平稳（2021—2023）。 从结算价看， EUA期货价格在第一个历史阶段大幅下跌（2005-2007），最低点接近0欧/吨，主要原因在于在试验阶段，EU ETS分配的配额过量；当进入第二个历史阶段后，诸多改革解决了试验阶段的种种问题，EUA的期货价格也恢复到正常水平。但随着金融危机的爆发，经济衰退，欧盟能源需求也不复从前，EUA期货的价格迅速下跌；此外，欧洲政府对于配额分配的不确定性和欧洲经济的结构性变化导致了期货价格的持续低迷，最低点近3欧/吨。第三个阶段以来，欧盟宣布多项改革，旨在进一步减少碳排放量，同时，俄乌冲突带来的能源危机也推涨了期货价格：EUA期货价格经历两阶段上涨，从5欧/吨升至30欧/吨（2017-2021），再从30欧/吨升至90欧/吨以上（2017-2022），随后价格维持高位，目前EUA期货价格在80欧/吨的水平。 总的来看，在EU ETS经历了三个历史阶段的发展后，欧洲区域减排议程稳步推进，重点单位的碳排放已得到合理管制；EU ETS精准把握能源需求、经济状况，适时适度修改交易规则、扩大覆盖范围，使欧洲碳市场与时俱进，保持活力；同时，欧洲碳市场的高度活跃与社会各界组织的参与也是分不开的：金融机构和交易所积极创造碳金融衍生产品，为减碳减排增加所需流动性。EU ETS的发展历程是一份宝贵经验，值得我国碳交易市场学习、跟进。 四、结语 绿色低碳是我国经济社会的发展方向，碳交易市场具有广阔的前景。2013年来，我国碳市场经历了区域试点和全国交易两个阶段，取得了一定成果；未来，随着交易制度进一步完善、碳排放规则进一步清晰、覆盖行业进一步扩容、CCER、碳金融、碳服务等活动进一步展开，我国温室气体减排会迎来更加开放的市场。 欧盟碳交易市场是目前运行时间最长、交易规模最大、交易最活跃的碳市场，涵盖现货、期货和碳金融衍生品，发展已经相当成熟，能为我国碳市场的发展提供借鉴。 作者简介：马芸： 招商期货研究所有色金属组主管，负责铜、铝等品种研究。有色金属行业从业十余年，具有丰富的产业工作经验和私募投研策略经验，注重把握宏微观边际变化中的交易机会，对基本金属有深刻理解。具有期货从业资格（证书编号：F3084759）及投资咨询资格（证书编号：Z0018708）

各省、自治区、直辖市生态环境厅（局），新疆生产建设兵团生态环境局，湖北碳排放权交易中心、上海环境能源交易所： 　　为做好全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）2021、2022年度碳排放配额清缴相关工作，保障全国碳市场健康平稳运行，根据《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》（以下简称《配额分配工作通知》）相关规定，有关要求通知如下。 　　一、差异化开展配额分配 　　对全部排放设施关停或淘汰后仍存续的重点排放单位，不予发放预分配配额，在核定阶段统一发放；对因涉法、涉诉、涉债或涉司法冻结等情况存在履约风险的重点排放单位，调整配额发放及履约方式。对以上重点排放单位，在核定阶段，其配额发放至省级生态环境主管部门账户，并由省级生态环境主管部门将履约通知书发放至重点排放单位；在清缴阶段，省级生态环境主管部门委托全国碳排放权注册登记机构（以下简称注登机构）对重点排放单位配额进行强制履约（优先使用当年度配额，剩余部分优先用于另一年度的强制履约），完成履约后剩余部分配额发放至重点排放单位账户，未足额完成履约的应及时督促重点排放单位补足差额、完成履约。对全部排放设施关停或淘汰后不再存续的重点排放单位（以营业执照注销为准），不发放配额，不参与全国碳市场履约。 　　对符合上述情形的重点排放单位，不可预支2023年度配额，省级生态环境主管部门应在全国碳市场管理平台上的“配额核定同步”模块进行添加“特殊说明”操作，在重点排放单位核定配额实际发放汇总表“需特殊说明的事项”一栏中予以明确标记，建立清单。 　　二、组织开展国家核证自愿减排量（CCER）抵销配额清缴 　　组织有意愿使用CCER抵销碳排放配额清缴的重点排放单位抓紧开立账户，尽快完成CCER购买并申请抵销，抵销比例不超过对应年度应清缴配额量的5%。对第一个履约周期出于履约目的已注销但实际未用于抵销清缴的CCER，由重点排放单位申请，可用于抵销2021、2022年度配额清缴。 　　三、2023年度配额预支和个性化纾困方案申报 　　各省级生态环境主管部门应组织满足《配额分配工作通知》要求的重点排放单位申报预支2023年度配额，研究确定预支2023年度配额的企业名单，审核确定其预支配额量，并在重点排放单位核定配额实际发放汇总表中填报。重点排放单位申报材料需上传至全国碳市场管理平台，并于2023年8月4日前通过正式文件报送注登机构，同时抄送我部应对气候变化司。 　　对承担重大民生保障任务且无法完成履约的重点排放单位，各省级生态环境主管部门应组织相关单位提出申请，结合实际情况研究制定相应的纾困方案，并于2023年8月4日前通过正式文件报送我部应对气候变化司，抄送注登机构。我部将统筹考虑纾困措施。 　　四、配额结转 　　重点排放单位持有的2019—2020年度配额、2021年度配额和2022年度配额均可用于2021年度、2022年度清缴履约，也可用于交易。 　　五、保障措施 　　（一）加强组织领导。各省级生态环境主管部门应统筹做好配额交易及履约清缴相关协调工作，建立工作调度机制，加强培训，综合运用多项措施督促重点排放单位积极开展配额清缴，对存在配额缺口的重点排放单位开展专项帮扶，推动有关重点排放单位尽早制定交易计划，确保按时足额履约；不得限制配额跨集团、跨区域流动。注登机构要组织开展履约能力建设专题培训，积极配合省级生态环境主管部门做好配额发放、预支、CCER抵销、清缴等相关工作。我部将定期调度各地工作进展情况并及时通报。 　　（二）加强履约监管。注登机构会同各省级生态环境主管部门研究建立履约风险动态监管机制，建立重点排放单位履约风险指数，定期评估重点排放单位履约风险，将风险提示信息及时推送各省级生态环境主管部门、交易机构。交易机构建立与省级生态环境主管部门的日常协作机制，配合跟踪重点排放单位相关交易活动，于履约截止前1个月，每周向各省级生态环境主管部门通报重点排放单位配额净购入量信息。 　　（三）完善履约机制。对履约截止日期后仍未足额清缴配额的重点排放单位，可继续向省级生态环境主管部门提出履约申请，经省级生态环境主管部门确认后，由注登机构协助重点排放单位继续完成配额清缴。对完成履约的重点排放单位，由注登机构出具履约证明。 　　2021、2022年度机组核定配额明细表和重点排放单位核定配额实际发放汇总表报送截止时间由2023年7月15日延至8月4日，注登机构应于8月11日前完成配额和履约通知书发放工作。 　　联系人： 　　生态环境部应对气候变化司 邓朝阳、邹毅 　　电话：（010）65645635、65645641 　　全国碳排放权注册登记机构 陈婷婷、易欣飞 　　电话：18086083240、16715918736 　　全国碳排放权交易机构 臧奥乾、樊东星 　　电话：（021）56903000转全国碳市场运营中心 　　北京绿色交易所 高原、刘晓嫣 　　电话：（010）57382507、57382590 　　国家气候战略中心 刘海燕 　　电话：（010）82268464 　　生态环境部信息中心（管理平台技术咨询） 吴海东 　　电话：（010）84665799 　　附件：2021、2022年度全国碳市场重点排放单位使用CCER抵销配额清缴程序 　　生态环境部办公厅 　　2023年7月14日 　　（此件社会公开） 　　抄送：生态环境部信息中心、国家气候战略中心、北京绿色交易所。

深圳西南约200公里，南海东部海域，深蓝海面上泛着波光，一望无际。从空中俯瞰，矗立于此的恩平15-1平台，在阳光照射下耀眼夺目。 这是亚洲最大的海上石油生产平台，拥有我国首个海上二氧化碳封存示范工程项目。 6月1日9时30分，随着平台上高碳原油生产井、生产处理系统、二氧化碳压缩机及分子筛脱水橇等设备依次启动，油田开发伴生的二氧化碳被捕获、分离、压缩，并通过一口回注井被注入海底地层，实现稳定封存。这标志着我国成功掌握海上二氧化碳捕集、处理、注入、封存和监测的全套技术和装备体系，填补了我国海上二氧化碳封存技术的空白。 为什么要把二氧化碳封存在海底?二氧化碳被顺利“捕捉”并回注到海底地层，要突破哪些“关卡”?我国二氧化碳地质封存潜力如何?记者近日实地探访了这一示范工程。 海上原油开采伴生高浓度二氧化碳 捕集压缩，注入海底“巨碗” 6月8日，恩平15-1平台生产监督朱学勇给记者发来了最新进展：A3H井已正式投产。 这是该平台投产的第二口生产井。与一周前投产的首口生产井一样，这也是一口“高碳井”。 “这样的‘高碳井’，在恩平15-1平台上共有四口。”中国海油深圳分公司恩平15-1平台总监胡金告诉记者，这里所说的“高碳”是指伴生气中含有较高含量的二氧化碳。 据介绍，在海洋油气钻探开发过程中，往往会有一些伴生气，二氧化碳便是伴生气的重要组分之一。常规海洋油气资源开发时，伴生气中二氧化碳的含量约有20%-30%。恩平15-1油田十分特殊，因为特殊的地壳条件，油藏上部有一个气顶，且二氧化碳含量极高，在原油的开采过程中这些二氧化碳也会“逃”出地层。 “超过95%，是常规油田的数倍。”胡金告诉记者，据测算，恩平15-1平台一共会产生约150万吨二氧化碳。若按常规模式开发，二氧化碳将随原油一起被采出地面，不仅会对海上平台设施和海底管线造成腐蚀，还将增加我国二氧化碳排放量。 在“双碳”背景下，这一状况不允许出现。怎么办?科研人员决定将这些“逃”出来的二氧化碳重新捕集起来，并经过一系列处理工序后，重新注入海底，实现永久封存。 首先是要找到合适的存储位置。 “咸水层被认为是最理想最成熟的地质封存环境。”胡金告诉记者，技术人员在距离平台3公里外、800多米深的海底找到了一个“穹顶”式地质构造。如同一个倒扣在海底的“巨碗”，不仅储存量大，而且封闭性强，能够长期稳定地罩住二氧化碳。 合适的存储位置找到后，还要建立一条通往海底“巨碗”的通道——回注井，连通地上和地下。而且，“逃”出来的二氧化碳并不会自动分离并进入回注井，需要人为进行捕集、分离、脱水等一系列工序处理。 油井开采产生的油气混合液进入高碳分离器，把二氧化碳分离出来;再进入三级压缩机，进行加压和干燥。“被捕集、纯化、干燥后的二氧化碳，将被加压至11兆帕，相当于指甲盖上压了一个110公斤的重物。”胡金告诉记者，这时的二氧化碳处于超临界状态，即气液混合态，会像气体一样充满整个空间，但其密度又类似液体。最后，气液混合态的二氧化碳再通过回注井封存到海底“巨碗”。整个过程只需要20分钟左右。 二氧化碳注入地层后，大部分将被顶部的盖层永久盖住，同时一部分被地层孔隙捕获，一部分慢慢溶解在地层水中，还有一部分与岩石和地层水反应生成碳酸盐矿物。 记者在恩平15-1平台尾部甲板，见到了我国首个海上二氧化碳封存示范工程的二氧化碳封存模块的真面目——重约750吨的“大家伙”。分子筛、冷却器、压缩机，以及层层叠叠的各路管道，在有限的空间里有序排列着。 “采取了特有的布置方式，研制了首套复合材料二氧化碳分子筛脱水橇，平衡压缩机级数与体积，研制适用于海洋高湿高盐环境的首套超临界大分子压缩机……”谈起封存模块，中国海油深圳分公司恩平15-1油田群开发项目组设计设备部经理张琪如数家珍，每一个攻克的难关、每一处特别的设计，都深印在她的脑海。 “该项目预计高峰期每年可封存二氧化碳30万吨，累计将超过150万吨。”胡金告诉记者，恩平15-1平台全开采周期所产生的二氧化碳，绝大部分将通过这一模块注入海底“巨碗”，深“埋”其中，其减碳规模相当于植树近1400万棵，或停开近100万辆轿车。 攻克高难度浅层大位移井 打通二氧化碳回注的“绿色通道” 在恩平15-1平台井口夹层甲板，一个一人多高的绿色装置，在一片橘、红色中显得十分醒目。记者看到，上面布着大小不一的操作阀以及各种仪表装置。 “这是二氧化碳回注井的采油树。”中国海油深圳分公司恩平15-1平台钻井总监张凯告诉记者。 记者了解到，采油树是一种井口装置，是油气井最上部控制和调节油气生产开发的主要设备。与常规开发井的红色采油树不同，这口井的采油树之所以为绿色，既彰显了其作为回注井的与众不同，也体现了示范工程项目的“绿色”意义。 目前，油田开发伴生的成百上千吨超临界状态二氧化碳，正从这里进入一条长长的、深入海底的“绿色通道”，源源不断回注至海底“巨碗”中。 不过，建这样一条“绿色通道”极其不易。 “难!超预期的难!”回忆起这口二氧化碳回注井的诞生历程，中国海油深圳分公司恩平15-1油田群开发项目组钻完井经理邓成辉连说了两个“难”。他告诉记者，入行15年，历经百余口井的作业，这口二氧化碳回注井是他遇到的最难打的一口井。 “这是一个高难度的浅层大位移井，另外还要进行二氧化碳回注，总体作业难度和挑战极高。”邓成辉用“既‘浅’又‘软’”来形容这条“绿色通道”途经区域的地质条件。 浅，是指地层浅，目的地——海底“巨碗”在海床以下800米，但距离平台却有3公里远，水垂比大。这意味着在钻进过程中，垂直方向每向下增加1米的深度，水平方向就要前进3米以上。打这样的大位移井原本难度就很大。与此同时，途经区域地层又很“软”，“娇气”得像豆腐块一样，容易破裂，无法为钻具提供有效支撑。钻具在地层中钻进，“来硬的不行，来软的也不行”。 不仅如此，在钻完井作业过程中还面临着套管下入风险、固井质量风险、井眼漏失风险等诸多工程挑战。就像建隧道，既要在合适的地层中沿着既定方向不断前进，又要时刻关注隧道周围会不会发生坍塌，还要防止通道以外地层中的液体渗漏发生倒灌等。加之地下钻井过程无法及时、直观地看到钻头前端以及井筒中的状况，其难度更甚。记者了解到，打一口井深相近的简单井大概需要15至20天时间，但完成这口二氧化碳回注井耗时2个多月。 据介绍，这条“绿色通道”总长超3700米，钻进不同井眼深度需要下入不同尺寸的套管稳固井壁，确保钻井通道通畅和安全。套管共有4层，内部最细的注气管柱直径约11厘米，如同一根超长“吸管”。为了确保这口回注井打得成，同时让二氧化碳注得进、封得住，项目团队针对钻完井作业风险以及二氧化碳的特殊性质，开展了有关技术攻关。 创新采用特制钻井液——低温流变性稳定钻井液，既能有效抵抗酸性二氧化碳腐蚀，还能支撑井壁、润滑井眼，让钻进之路通畅无阻。同时，还研发出“抗二氧化碳腐蚀水泥浆体系”“低温泥饼预冲洗”“长水平段尾管回接”“低压窜漏全封”等技术，确保该井在长达几十年的注入期间拥有“金刚不坏之身”。 为了确保二氧化碳回注周期的井下安全，及时监测井筒的完整性，项目团队还安装了“井下听诊器”，即借助分布式光纤传感技术，实现全井筒监测。“这是某个井下测点的压力值，这是温度，精度可达0.1摄氏度。”在恩平15-1平台中控室，张凯指着监控屏幕上的监测数据告诉记者，每隔一米就有一个监测点，就像数千只敏锐的眼睛，在看不见摸不着的井下无死角观察注气管柱是否存在泄漏。 预测封存量达2.58万亿吨 我国海底“封碳”潜力巨大 顺应全球能源行业低碳化发展大趋势，我国首个海上二氧化碳封存示范工程构建起安全可控的二氧化碳捕集、封存技术和装备体系，攻克了海上操作空间受限、海洋高湿高盐环境、高难度浅层大位移水平井等一系列难题。 “开创多项国内首创技术，自主研发制造出我国首套海上二氧化碳封存装置，自主设计实施了我国首口海上二氧化碳回注井，实现了二氧化碳的零排放……”在总结恩平15-1油田二氧化碳封存示范工程时，中国海油深圳分公司恩平油田总经理万年辉表示。 这一项目的成功投用，不仅实现了我国海上二氧化碳封存领域从无到有的重要突破，也为后续工作提供了思路，奠定了未来“岸碳入海”的技术支撑和现实条件，为粤港澳大湾区乃至全国提供了快速降碳的可行方案。 事实上，二氧化碳捕集利用与封存技术，是国际公认的有效促进碳减排的重要措施，是实现“双碳”目标的关键技术之一，被视为减碳的托底技术。 近年来，我国二氧化碳捕集利用与封存技术发展迅速，示范项目加速落地。华能北京热电厂碳捕集项目，成为2008年北京奥运会期间我国对外展示的窗口;甘肃省最东部，华能陇东煤电风光储一体化多能互补综合能源基地建设正酣，拥有全球首个150万吨/年大规模CCUS工程示范项目，建成后将实现低能耗二氧化碳捕集、驱油与封存全流程工业示范…… 不过，这些都是陆地二氧化碳捕集利用与封存项目，恩平15-1油田二氧化碳封存示范工程开拓了我国二氧化碳捕集、利用和封存的新产业新业态。 “相对于陆地碳封存而言，海上碳封存具有选址容易、安全性高、环境影响小、封存规模大等优势。”中国海油深圳分公司开发部经理戴宗介绍。今年1月自然资源部首次发布的中国海域二氧化碳地质封存潜力评价结果显示，我国海上二氧化碳地质封存潜力巨大，预测封存量达2.58万亿吨，可为“双碳”目标实现提供重要支撑。 二氧化碳捕集、利用与封存技术有利于海洋石油工业绿色低碳转型。记者了解到，在这一示范工程项目的基础上，中国海油已经在广东惠州启动我国首个千万吨级碳捕集与封存集群项目，未来将捕集粤港澳大湾区排放的二氧化碳，通过管道等方式输送到珠江口盆地海域进行封存。 中国海油有关负责人表示，将继续加大科研攻关，推动二氧化碳捕集、封存向二氧化碳捕集、利用、封存发展，提高采油效率的同时解决二氧化碳封存的问题。  

》查看SMM钴锂产品报价、数据、行情分析 》订购查看SMM钴锂产品现货历史价格走势 SMM 5月10日讯：在由SMM主办的 第八届中国国际新能源大会暨产业博览会 上，诸葛七律创始人石慧杰表示，双碳目标下，节能降碳新业务是未来“蓝海”。他分别从双碳背景与法律服务、碳达峰碳中和新业务以及前景展望与创新机遇三个方面展开详细介绍。 双碳背景与法律服务 碳达峰、碳中和是构建人类命运共同体的时代责任 国家主席习近平在2020年9月在第75届联合国大会提出我国2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标。中共中央政治局2022年1月24日下午就努力实现碳达峰碳中和目标进行第三十六次集体学习。 实现“双碳”目标，不是别人让我们做，而是我们自己必须要做！ 如今， 双碳目标已成为国策： 2021年9月22日中共中央办公厅印发文件，要求实现碳达峰、碳中和目标，要坚持“全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险”原则。指出 “发展市场化节能方式，推行合同能源管理，推广节能综合服务” 。 法律参与了标准制定和课题研究 而律师参与了国家标准《合同能源管理技术通则》制定。在碳达峰碳中和工作意见的引领下，更多的城市合伙人律师将加入的节能降碳队伍中来，做法律中最懂节能降碳的，节能降碳中最懂法律的存在。 碳达峰碳中和新业务 碳达峰、碳中和目标实现路径： ① 新增清洁能源 光伏、风电、氢能等清洁能源，代替传统化石能源供给。 ② 节能减碳 政策、模式转型，设备、技术、智慧运营等手段提高效率升级，实现节约能源碳。 ③  碳捕集转化 通过催化工艺，将二氧化碳转化为可利用的产品和资源，或捕集封存。 ④ 碳汇交易 高能耗企业通过碳交易杠杆作用达到碳吸收、碳中和的促进作用。 碳达峰、碳中和引领的新业务需要律师参与交易规则！ 用法律做好顶层设计是实现“双碳”目标最有效、最直接、最经济的保障。 具体来看，实现“碳达峰、碳中和”，要从减少浪费做起，让专业的事情由专门的人去做，用法律做好项目架构，以实现产出最大化之效。用法律帮助用能单位项目有序开展，让节能服务公司实施节能方案，推动节能技术创新和服务模式创新。利用信息化、大数据技术等新一代信息技术，大幅提升能源管理的智能化水平，为能源系统高效运行提供强有力支撑。 合同能源管理与双碳新业务 是一种以减少的能源费用分享或能源费用的托管来支付节能项目全部投资的节能投资方式。 这种节能投资方式允许用能单位使用未来的节能收益实施节能项目，用能单位与节能服务公司之间签订节能服务合同；这种机制有助于推动技术上可行、经济上合理的节能项目的实施。 节能公司投资  用能单位节能；节能效益双方共享、社会实现降碳目标。 采用合同能源管理的优势 降低客户节能风险： 包括技术风险、财务风险、运行管理风险以及节能效果风险。 形成项目多赢局面： 用能单位方面，能源效率提高，能源费用降低；节能服务公司方面，提供节能服务，获得节能项目收益；社会效益方面，节能降耗，减少污染…… 公共机构将鼓励和推广“能源费用托管模式” 前景展望与创新机遇 碳达峰、碳中和目标满眼都是新机遇！ 《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》报告提出了四种情景构想，其中实现1.5℃目标导向转型路径，需累计新增投资约138万亿元人民币，超过每年国内生产总值（GDP）的2.5%。 《重庆碳中和目标和绿色金融路线图》课题报告估算，如果重庆市（GDP规模占全国比重约1/40）要在未来三十年内实现碳中和，累计需要低碳投资（不包括与减排无关的环保类等绿色投资）超过8万亿元。 中国投资协会和落基山研究所估计，在碳中和愿景下，中国在可再生能源、能效、零碳技术和储能技术等七个领域需要投资70万亿元。 基于这些估算， 未来三十年内，我国实现碳中和所需绿色低碳投资的规模应该在百万亿元以上，也可能达到数百万亿元，带来巨大的发展机遇！ 公共机构进行市场化节能的机遇 “公共机构”的定义是指全部或者部分使用财政性资金的国家机关、事业单位和社会团体组织。 2020年，全国公共机构据统计约158.6万家，能源消费总量1.64亿吨标准煤，用水量106.97亿立方米；全国公共机构管理的建筑面积约89亿平方米，全部实现能源费用托管将是新增的万亿级市场激活。 坚持市场导向、多方协同，鼓励引入社会资本，推行合同能源管理、合同节水管理等市场化模式，形成政府引导、机构履责、企业支撑、全员参与的局面。 基于双碳业务的商业模式也在不断创新： 市场化能源新机制——创新型融资模式——产品销售转向服务销售 》观看SMM 第八届中国国际新能源大会视频直播 》SMM第八届中国国际新能源大会专题报道

2021年7月，欧盟委员会提议将航运纳入欧盟排放交易体系 (ETS)，以覆盖停靠欧盟港口的船舶的温室气体排放。作为“fit for 55”一揽子计划的一部分，这一变化旨在帮助欧盟在2050年之前实现温室气体净零排放。通过给碳定价并每年降低排放总量，欧盟排放交易体系为利益相关者提供了减少碳足迹的财政激励，因为污染者必须交出碳配额，目前的成本约为90欧元每吨。 在欧盟排放交易体系中，停靠欧盟港口并在欧盟境内（欧盟内部）航行的船舶的所有排放量、在欧盟以外开始或结束的航行（欧盟外航行）产生的排放量的 50%，以及所有排放量船舶停泊在欧盟港口时产生的排放量将包括在内。考虑到最终规则只是形式上的，并于今年达成一致，因此第一个监测年份为2024年。 2024年40%、2025年70%和2026年起100%的MR验证排放量需要交纳碳配额，航运业将逐步融入欧盟排放交易体系。 到2026年，400至5,000总吨的普通货运和近海船舶将被再次评估是否也纳入MRV并纳入欧盟排放交易体系。 欧盟排放交易体系将从2027年开始适用于大于5,000总吨的大型近海船舶，从2025年开始将需要MRV。 专家认为，对最终消费者的财务影响将微乎其微，布鲁塞尔的环保游说组织Transport and Environment（T&E）的货运总监索菲·德福 (Sofie Defour) 表示：“我们发现，您的普通商品价格只会增加约3美分。电视和耐克鞋的价格大约增加8美分。” 然而，欧盟排放交易体系很可能会对航运公司产生重大影响。 例如， 一艘船龄为10年且每年排放约16,000吨二氧化碳的散货船的运营成本到 2026年将增加130万欧元， 假设它仅在欧盟港口之间进行运营。根据碳配额的潜在成本，这些成本可能会急剧上升。 不同类型的船舶具有不同的财务影响，因为它们航行的区域不同，二氧化碳排放量也不同。一份相对较新的欧盟MRV报告分析了海运的二氧化碳排放量，给出了以下图片： 图片来源：zero44 到 2026 年，EU ETS将使每艘集装箱船的运营成本在2024年平均每年增加550,000欧元，到2026年增加140万欧元。 到2026年，MRV数据显示15%的欧盟内部航程和85%的欧盟外航程的散货船将面临每艘船260,000欧元的额外运营成本。 欧盟排放交易体系将导致2026年每艘油轮的运营成本增加100万欧元，到2024年已经增加 380,000欧元。 立法者和行业参与者仍在争论哪个利益相关者将最终承担EU ETS增加的成本。考虑到EU ETS基于“污染者付费原则”，可以合理预期，例如，定期租船协议将要求租船人承担ETS成本。Bimco遵循这一概念，为定期租船合同制定了ETS条款。此外，行业参与者可能希望效仿马士基和MSC，它们已经表示将在整个价值链中传递ETS附加费。 然而，一旦ETS于2024年生效，小型船队的运营商将看到他们的运营费用大幅增加。这些对海运运营至关重要的参与者可能不太能够对船舶实施能效措施。由于他们各自的商业模式，他们可能并不总是能够将成本转嫁给其他人，他们也无法利用整个船队的不同排放概况来限制他们对欧盟排放交易体系的影响。 为了保持领先地位，船东不应等到EU ETS生效前的最后一刻，而应使用现在可用的数字工具来了解他们对 ETS 的敞口，同时注意碳配额市场，以便他们准备购买、对冲和交易碳配额，无论是为他们自己、他们的DoC持有人还是他们的承租人。 本文原作者：Friederike Hesse ，软件公司zero44的联合创始人兼董事总经理

西方石油(OXY.US)周四公布了在德克萨斯州墨西哥湾沿岸开发一个新的碳捕获和封存中心的计划，以减少美国最大的炼油厂和化工厂的排放。 西方石油1PointFive部门表示，Bluebonnet Hub将在德克萨斯州的钱伯斯、自由和杰斐逊县占地超过5.5万英亩，在那里它将储存多达12亿公吨的二氧化碳。 这是西方石油在德克萨斯州和路易斯安那州工业区计划的五个碳捕获和封存的中心之一。 西方石油表示，该地点的地下评估和一口测试井显示，该公司有能力安全地将碳储存在盐层中，并预计在2023年申请两个VI类许可证，希望该工厂能在2026年投入运营。 该公司还表示，它正在与企业产品合作伙伴(EPD)合作，进一步发展二氧化碳管道网络，从区域排放者收集二氧化碳，并输送到1PointFive的中心。 本周早些时候，西方石油以供应链挑战为理由，将其首个直接空气捕捉工厂推迟了几个月，至2025年年中。

周四（3月2日），国际能源署（IEA）的一份报告显示，去年全球与能源相关的二氧化碳排放量创下历史新高。 IEA的数据显示，2022年全球能源排放量增长0.9%，达到创纪录的368亿吨。 （注：1900年迄今能源燃烧和工业过程的全球二氧化碳排放量） IEA执行干事法提赫·比罗尔周四在一份新闻稿中指出，“我们仍然看到化石燃料的排放量在增加，阻碍了实现全球气候目标的努力。” “化石燃料公司正在创造创纪录的收入，它们需要承担应有的责任。” 就在前几周，全球主要化石燃料生产商雪佛龙、埃克森美孚、壳牌、英国石油等公司均公布了创纪录的利润。英国石油甚至还削减了此前设定的化石燃料减产目标。 科学家们表示，若要限制全球气温上升、防止气候变化失控，未来几年就需要大幅削减碳排放（这些排放主要来自化石燃料的燃烧）。 重回污染 自俄乌冲突以来，由于俄罗斯对欧洲的天然气供应减少引发了创纪录的天然气价格，更多国家，特别是欧盟国家，转向了更具污染性的燃料，例如石油、煤炭。 报告称，去年燃烧煤炭所排放的二氧化碳增长了1.6%；燃烧石油所排放的二氧化碳增加了2.5%。 与石油相关的碳排放增量中，约有一半是来自航空旅行的增加。因为航空旅行业正从新冠疫情后慢慢恢复。 （注：2000-2022年全球能源相关温室气体排放量） 国际能源署表示，核电产量的下降、以及极端热浪等天气问题也导致了能源相关二氧化碳排放量的增加。 不过好在，风能、太阳能等可再生能源的发展，以及各种能效措施的推动，抵消了部分碳排放。报告显示，这些措施去年减少了5.5亿吨二氧化碳排放。