CCER能否“牵手”绿证

       电价疏导的不确定性下，减排量收益成为影响电力系统碳价成本的另一个关键。

       《京都议定书》确定了三种碳交易机制，赋予碳排放权商品属性。三种机制包括：排放贸易机制（ET）、联合履行机制（JI）和清洁发展机制（CDM）。中国作为全球最大的发展中国家，主要开展在CDM机制下的项目开发，并成为CDM项目最多的国家之一。华南理工大学教授陈皓勇介绍，CDM机制对从事清洁能源项目的企业机构来说，多了一个融资和技术改造的途径。“通过参与该机制引进外资与节能减排技术能够促进我国环保事业发展，同时项目业主可以通过在碳交易市场出售弥补其实施碳减排所增加的成本。此外，凡中国境内所有减少的温室气体排放，都可以按照《京都议定书》中的CDM机制转变成有价商品向发达国家出售。”

       在风电成本较高的行业发展初期，CDM项目的收益曾经占到项目利润的25%至50%，减排量收入一度成为风电投资重要的测算依据。大唐福建六鳌一期3.06万千瓦风电CDM项目成功获得联合国CDM执行理事会（EB）签发的22202吨CERs（经核证的减排量），成为中国可再生能源领域第一个获得CERs签发的CDM项目。不过2013年，随着欧盟碳交易市场低迷、CER供过于求等情况出现，欧盟规定只接受最不发达国家新注册CDM项目，中国CDM项目失去最大的市场。

       而CCER则是中国境内的碳减排项目经政府批准备案后所产生的自愿减排量。CCER和国家分配至各重点排放单位的排放配额，是碳市场标的的两个组成部分。如果企业的实际排放高于配额，则需要去市场上购买其他企业过剩的排放配额或者CCER，否则将面临处罚。

       2015年中国自愿减排交易信息平台上线，CCER进入交易阶段，但在2017年，CCER项目备案暂停，存量CCER仍在各大试点交易。截至2021年4月，国家发改委公示的CCER审定项目累计2871个，备案项目861个，进行减排量备案的项目254个。项目组类型有风电、光伏发电、农村户用沼气和水电项目等。

       值得注意的是，也是在2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，鼓励各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人在全国绿色电力证书核发和认购平台上自愿认购绿色电力证书（简称“绿证”），作为消费绿色电力的证明。

       设计绿证的初衷并不是为了服务碳市场，而是为了解决可再生能源发展过程中出现的补贴资金不足问题。“目前已核发2700多万个绿证，但认购量只有7万多个。认购少的主要原因在于绿证价格比较高，也和该证书设计初衷是‘替代’补贴有关。”中国价格协会能源和供水专业委员会侯守礼指出。

       2020年11月公布的《全国碳交易权管理办法(试行)(征求意见稿)》规定，排放企业可以使用核证自愿减排量抵扣不超过5%的排放量。用于抵消的核证自愿减排量应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域的减排项目。

       北京中创碳投科技有限公司相关专家认为，CCER作为碳市场灵活抵消机制重启后，需要与可再生能源电力消纳保障机制、绿色电力证书等相关政策做好衔接，确定自愿减排项目的重点支持范围，否则按照可再生能源项目规模化发展的供给能力和全国碳市场对自愿减排项目的有限需求，两者完全无法匹配。

       在绿证政策与碳市场CCER机制未融合、两种制度并存的情况下，为避免减排量的重复计算，购买绿证难以被视为购买了减排量，这会导致绿证认购量的缩减，也会降低项目方申请绿证认证的积极性，绿证制度发展情景不明朗。此外，两种认证方式申请流程、条件有所不同，也会给企业带来额外的行政成本。而如果将绿证纳入减排收益统计范畴，则需要全面评估绿证所涉项目的减排体量及其给碳市场可能带来的影响，进而在项目认定标准、额度和定价上做出相关规定，同步考虑绿证给碳市场和电力市场带来的影响。

       在侯守礼看来，随着近年来绿色发展理念的逐步深化，平价上网、分布式交易以及可再生能源电力消纳保障机制多项政策相继出台，已经具备了发放纯粹体现绿色电力属性、与补贴脱钩的“平价绿证”的条件。“为促进可再生能源高质量发展，有必要尽快核发平价绿证，并对绿证交易认购平台进行改造升级，以支持广大用能企业迫切希望购买绿证达到使用绿色电力，减少碳排放的目标。”

       如何平衡考核与发展，是碳市场与电力市场发展过程中相互协调的重点。“在市场空间方面，电力市场是随着GDP增长实现发展的，碳市场则通过强制碳配额形成，两个市场要能够相互促进，而非相互制约。”董军指出。