CCER的定义及作用

1、什么是CCER

国家核证自愿减排量（CCER，Chinese Certified Emission Reduction）：指依据国家发展和改革委员会发布施行的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，对境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核准，并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，单位以“吨二氧化碳当量(tCO2e)”计。

2、CCER的作用：控排企业可使用CCER进行履约

碳市场的现货交易产品分为两部分，碳排放配额和CCER，碳配额强制执行，CCER自愿执行。碳排放配额是指分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度，每年排放单位必须履约上缴指定的碳排放配额。碳排放配额的履约允许用一定比例的CCER抵消碳排放配额的缴清。

我国CCER市场发展历程

我国碳排放交易历程可分为三个阶段，先参与国际碳交易体系，后开展国内区域试点，进而推进全国碳排放市场体系建设。

• 第一阶段：参与国际碳交易体系（2005~2012年）

2005至2012年，《京都协定书》框架下的CDM机制是我国在2013年之前唯一可以参加碳排放交易的方式。

1、《京都议定书》制定的三种碳排放交易机制

1997年12月，来自世界范围内149个国家、地区的代表齐聚日本京都，制定并通过《京都议定书》，旨在限制发达国家温室气体排放量，从而抑制全球变暖的国际性公约，该协议明确了全球温室气体排放的总控制额，规定了协议签署国的减排目标，并分配不同数量的碳排放配额。

《京都议定书》创新性地通过引入市场机制来解决“全球气候”的优化配置问题，各国获得的碳排放权未用完的部分可以出售，同时设计并制定了三种碳排放交易机制，用于降低各国实现减排目标的成本，这三种机制分别是：

Ø 国际排放贸易机制（IET，International Emission Trade）：允许《京都议定书》缔约国，也即发达国家之间交易或转让排放额度（AAUs,Assigned Amount Units），使超额排放国家通过购买节余排放国家的多余排放额度完成减排义务。

Ø 联合履约机制（JI，Joint Implement）：允许《京都议定书》缔约国，也即发达国家之间通过投资项目产生的减排单位(ERUs，Emission Reduction Units)交易和转让，帮助超额排放的国家实现履约义务。

Ø 清洁发展机制（CDM，Clean Development Mechanism）：允许《京都议定书》缔约国，也即发达国家通过资金支持或者技术援助等形式，与发展中国家开展减少温室气体排放的项目开发与合作，取得相应的减排量，这些减排量被核实认证后，成为核证减排量(CERs，Certified Emission Reductions)，可用于发达国家履约。

三种机制主要的区别在于参与国家不同，以及交易标的物不同。其中IET交易的是排放额度，也就是俗称的碳排放配额，JI和CDM交易的都是减排量。

2、我国如何参与CDM机制

CDM机制是我国在2013年之前唯一可以参加碳排放交易方式，中国减排项目参与CDM机制申请下来主要收购方为欧盟市场，用于欧盟碳排放交易体系（EU ETS）的配额抵消。

为促进清洁发展机制（CDM）项目活动的有效开展，2004年10月我国三部委-发改委、科技部、外交部联合制定并发布《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》，并先后于2005年和2011年发布并修订《清洁发展机制项目运行管理办法》。

中国拥有全球最多的CDM项目，以风电、水力项目为主：我国第一个 CDM 项目-荷兰政府与中国签订的内蒙古自治区辉腾锡勒风电场项目于2002年获得政府批准，并于2005年6月26日在联合国CDM管理委员会注册，自此中国参与CDM市场正式拉开序幕。截至 2021年3月，UNFCCC共签发8415个CDM项目，其中，中国项目数3861个，占比达45.9%，位居全球首位。从项目类型来看，中国已注册备案的 CDM 项目主要集中于风能、水力等领域，两者项目达2851个，占比达 73.84%。

2013年后，中国项目基本退出国际市场：2006至2012年，我国 CDM 项目处于高速发展期，7 年注册备案项目3791个，占比达98%，2011年达到顶峰，2013 年后，一方面由于CDM项目的CER不断签发导致供给过剩，CER的价格从20欧元/吨不断下跌至1欧元以下，另一方面是，京都议定书的第一阶段于2012年底结束，欧盟碳交易体系EU ETS 第二阶段也于同年结束。欧盟规定2013年后将严格限制减排量大的CDM进入EU ETS，只接受最不发达国家新注册的CDM项目，并且不再接受中国、印度等国家的CER。中国的CDM项目失去了最大的市场，因此2013年后，国际市场不再具有吸引力，中国申请CDM数量骤减，基本退出国际市场。

• 第二阶段：区域碳排放交易试点（2012~2021年）

1、我国CCER机制搭建

2013 年起，受制于欧盟对CDM项目的限制，国内CDM项目数急剧下降，该背景下国内开启着手建立碳交易市场体系-碳排放交易（ETS）试点市场+自愿核证减排机制（CCER）。具体来看，我国借鉴欧盟碳交易机制在北京、天津、上海、湖北、广东、深圳、重庆、福建、四川九个省市率先开启区域碳排放交易试点，于此同时，我国借鉴《京都议定书》中的碳抵消机制清洁发展发展机制（CDM）搭建适用于国内的自愿核证减排机制（CCER）。

CCER 项目在很大程度上与CDM项目相似。CCER 国家核证自愿减排量指根据发改委发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经其备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。超额排放企业可通过在碳交易市场上购买CCERs抵消碳排放超额部分。

2013年国内CCER市场启动->2017年CCER备案叫停->2018年CCER市场重启

2012年，国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》两大关键文件，启动国内减排项目注册流程。

2015年，自愿减排交易信息平台上线，CCER 进入交易阶段。

2017年，由于在《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》施行中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范的问题，2017年3月国家发改委发布关于暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请的公告，暂停了CCER项目的备案申请受理，CCER市场活跃度下降。

2018年5月，国家气候战略中心宣布，国家自愿减排交易注册登记系统（CCER注册登记系统）恢复上线运行，受理CCER交易注册登记业务，存量CCER交易重启，至此CCER市场已逐渐进入恢复期。由于修订版《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》仍未出台，CCER增量项目备案申请仍然处于停滞状态。

2、CCER项目审定、备案及减排量备案情况

2012~2017年，我国公示审定CCER项目2871个，其中备案项目1315个，减排量备案项目254个。2817个审定项目中，超过六成为风电、光伏项目，共计1780个，占比62%。254个获减排量备案CCER项目中，风电、光伏项目占比过半，其中风电项目90个，光伏项目48个，此外生物质能和水电项目占比29%，其中生物质能项目41个，水电项目32个，备案减排量超过7000万吨二氧化碳。

3、各地抵消机制

各交易所试点对于CCER的抵消机制存在差别，各省市主管部门分别制定了相应的抵消管理办法，针对项目类型、项目地点以及项目时间均做了不同规定，除上海的抵消比例在3%以外，其余几个试点抵消比例普遍集中在5%~10%。

各试点CCER抵消机制，来源：北京绿色交易所

4、我国CCER市场交易情况

截至2021年12月31日，我国CCER累计交易量为2.68亿吨，其中上海市场CCER累计成交量持续领跑，达1.1亿吨，占比41%； 广东市场排名第二，超过5600万吨，占比21%，北京、深圳、四川、福建和天津的CCER累计成交量在1000-3000万吨之间，分别占比在4%-10%之间；湖北市场交易不足1000万吨，重庆市场暂无成交。

我国CCER市场交易情况，数据来源：上海能源环境交易中心

2020年，CCER市场交易活跃，全国总成交量为6370万吨，较2019年大幅增长47%。 其中，上海、广东市场CCER成交继续保持活跃的态势，分别成交2102万吨与1274万吨；天津CCER市场2020年活跃度显著增加，成交1911万吨。

由于CCER抵消规则在每个试点不同，使得CCER在不同地区的价值不同，目前交易仍以线下协商为主，价格在10~30元/吨之间浮动，由于全国碳市场即将启动带来的利好，整体价格走势上扬。以上海为例，2020 年上海碳市场CCER成交均价较去年同期有较大幅度上涨，可履约CCER均价为20.35元/吨，同比增长175.76%，其中长三角可履约CCER均价为24.86元/吨，同比增长299.14%,CCER成交均价持续增长的主要原因是主管部门自2017年3月停止CCER项目签发后，目前市场上交易的均为存量CCER，可履约CCER数量逐年减少，造成价格上涨。

• 第三阶段：全国碳交易市场的建立（自2021年起）

1、CCER全国市场启动在望：2020年，全国碳交易市场建设加快进行，《碳排放权交易管理办法（试行）》于2021年1月发布，电力行业于2021年正式启动第一个履约周期，2021年6月底前，将启动全国碳交易系统上线，虽然目前仅启动碳配额交易的全国市场，CCER全国市场的筹备工作已在积极开展，由北京绿色交易所负责完善碳排放权交易制度，承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心，CCER全国市场启动在望。

2、全国市场抵消比例及可抵消项目：2021年1月发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》（简称“管理办法”）明确抵消比例为5%。2021年3月，生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（征求意见稿）（简称“暂行条例”），本次暂行条例明确提出重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量，用于抵销其一定比例的碳排放配额清缴。暂行条例没有明确的量化抵消比例，为增加CCER抵消碳排放配额创造了空间，放宽了实施可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目来实施碳减排。

3、CCER市场空间：2021年纳入全国碳市场的覆盖排放量约为40亿吨，按照CCER可抵消配额比例5%测算，CCER的年需求为2亿吨，超过3倍我国2020年CCER总成交量（6370万吨）；2019年我国碳排放量101.7亿吨，据生环部公布，未来其他行业也将逐步纳入全国市场，依旧按照CCER可抵消配额比例5%测算，远期市场空间约为5亿吨/年。

CCER项目增收测算-以风光项目为例

1、CCER风电项目增收测算

风电项目减排量计算

根据可再生能源并网发电方法学，风电项目由于不产生项目碳排放量及碳泄露，风电项目产生的减排量仅需计算基准线排放量，相当于风电项目替代的化石能源火电厂发电所产生的二氧化碳排放量就是风电项目产生的减排量。

（1）BEy(基准线减排量，在此即项目减排量)=EGfacility,y(本年净上网电量)* EFgrid,CM,y(并网发

电的组合边际CO2排放因子，tCO2/MWh)

（2）EFgrid,CM,y(并网发电的组合边际CO2排放因子)= EFgrid,OM,y（电量边际排放因子）*WOM（电量边际排放因子的权重）+ EFgrid,BM,y（容量边际排放因子）*WBM（容量边际排放因子的权重）

其中，EFgrid,OM,y（电量边际排放因子）和 EFgrid,BM,y（容量边际排放因子）取项目并入区域电网的排放因子数据，国家发改委/生态环境部每年公布“年度减排项目中国区域电网基准线排放因子”，最新公布的2019年各区域电网的排放因子取值如下表。

2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果，来源，生态环境部

WOM（电量边际排放因子的计算权重）和WBM（容量边际排放因子的权重）参考CDM机制，取自清洁发展机制执行理事会(EB)定期发布的“电力系统排放因子计算工具”，目前最新版为2018年8月31日发布的7.0版，其中规定风电及光伏项目的WOM为0.75，WBM为0.25。

案例测算

以甘肃酒泉一个50MW并网风电项目为例，取2019年甘肃酒泉风电实际利用小时数1840小时，年上网电量为92000Mwh，EFgrid,OM,y电量边际排放因子及EFgrid,BM,y容量边际排放因子取2019年西北区域电网数据分别为0.8922tCO2/Mwh和0.4407tCO2/Mwh,WOM取0.75，WBM为0.25则2019年减排量计算方法如下

项目年度减排量=92000MWh*（0.8922tCO2/Mwh*0.75+0.4407tCO2/Mwh*0.25）=71697.9吨

即项目年度减排量为71697.9吨，折合单位减排量0.779tCO2/Mwh，即每发电1Mwh减排0.779吨碳。

若取上海碳市场2020年可履约CCER均价20.35元/吨，则此项目CCER减排可带来145.9万元的收入，也即度电收入增加1.59分，若取平价上网电价0.3078元/Kwh,则此项目年售电收入2831.76万元，CCER可带来5.15%的增收。

2、CCER光伏项目增收测算

案例测算

光伏项目与风电项目减排量计算方法类似，仍然以甘肃酒泉一个50MW并网光伏项目为例，取2019年甘肃酒泉光伏实际利用小时数1441小时，年上网电量为72050Mwh，EFgrid,OM,y电量边际排放因子及EFgrid,BM,y容量边际排放因子取2019年西北区域电网数据分别为0.8922tCO2/Mwh和0.4407tCO2/Mwh,WOM取0.75，WBM为0.25则2019年减排量计算方法如下

项目年度减排量=72050MWh*（0.8922tCO2/Mwh*0.75+0.4407tCO2/Mwh*0.25）=56150.37吨

即项目年度减排量为561507吨，折合单位减排量0.779tCO2/Mwh，即每发电1Mwh减排0.779吨碳。

若取上海碳市场2020年可履约CCER均价20.35元/吨，则此项目CCER减排可带来114.27万元的收入，也即度电收入增加1.59分，若取平价上网电价0.3078元/Kwh,则此项目年售电收入2217.7万元，CCER可带来5.15%的增收。

3、各区域开发风电、光伏CCER项目增收测算

基于上述两个案例测算过程及结果，可以推导出风、光项目增收比例完全取决于区域EFgrid,CM,y并网发电的组合边际CO2排放因子，此排放因子也可以理解为单位减排量，即风光项目每发1Mwh电产生的减排量，根据各区域内风、光项目的单位减排量及项目的上网电价则可测算出CCER给项目带来的增收比例。

基于2019 年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果，可计算出各区域的的单位减排量如下：

华北区域风光项目的单位减排量为0.8269tCO2/Mwh

东北区域风光项目的单位减排量为0.871925tCO2/Mwh

华东区域风光项目的单位减排量为0.690825tCO2/Mwh

华中区域风光项目的单位减排量为0.715375tCO2/Mwh

西北区域风光项目的单位减排量为0.779325tCO2/Mwh

南方区域风光项目的单位减排量为0.656525tCO2/Mwh

整体来看，风光项目单位减排量在0.66~0.87tCO2/Mwh间浮动，单从CCER项目减排增收方面来看，东北区域及华北区域单位减排效率最高，也即CCER项目带来的收益较高，西北及华中区域居中，南方区域增益相对偏低。

国外视野-国际碳定价机制及典型案例

1、国际碳定价机制

碳定价是指对温室气体排放以每吨二氧化碳当量（tCO2e）为单位给予明确定价的机制。近年来，碳定价政策成为越来越多国家激励减排的有效工具，通过发挥价格的信号作用，使经济主体减少排放二氧化碳，或者为排放二氧化碳付费，从而引导生产、消费和投资向低碳方向转型，实现应对气候变化与经济社会的协调发展。

全球目前使用较广的两类碳定价机制包括：碳市场交易体系（ETS）和碳税（Carbon Tax）

碳市场交易体系（ETS-Emissions Trading System）：是一项减排政策工具，为排放者设定排放限额，允许其通过交易排放配额的方式进行履约。ETS 有两种主要形式：总量控制和交易型，以及基准线和信用交易型。第一种形式，政府为某个特定经济领域设定排放总量限额，排放单位可以用于拍卖或配额发放，受约束实体每排放一吨二氧化碳温室气体，需上缴一个排放单位。实体可自行选择将政府发放的配额用于自身减排义务抵消或进行交易。第二种形式，政府为受约束实体设立排放基准线，当排放量超过基准线时，实体需上缴碳信用以抵消排放；当排放量减至基准线以下时，实体可以获得碳信用出售给有需要的其他排放者。欧盟、美国RGGI（区域温室气体倡议）、美国加利福尼亚州、加拿大魁北克、新西兰、中国、韩国的碳市场均基于ETS体系。

碳税（Carbon Tax）：明确规定碳价格的各类税收形式，是通过税收手段，将因二氧化碳排放带来的环境成本转化为生产经营成本。冰岛、瑞典、日本、新加坡是比较典型采用碳税体系的国家。

已实施或规划中的碳定价机制全球共计61个。其中31个是碳排放权交易体系，30个是碳税。

根据世界银行统计，从全球实施碳定价机制的区域来看，瑞典碳税价格最高，2020年4月1日的价格达119美元/吨，而欧盟ETS则是累计排放覆盖范围最大的市场。

已实施碳价机制的碳定价水平，来源：来源：World Bank, State and Trends of Carbon Pricing 2020

2、典型碳定价机制案例-欧盟碳市场交易体系

欧盟碳市场交易体系（EU ETS）

欧盟碳市场交易体系建于2005年，是全球首个国际碳排放交易体系。自此，该体系也启发推动了其他国家和地区的碳排放交易发展。

欧盟碳市场交易体系在所有欧盟国家以及冰岛、列支敦士登和挪威开展业务，对上述国家/地区内的电力部门及制造业以及在这些国家/地区之间运营的航空公司的排放加以限制，覆盖约40%的欧盟温室气体排放量。

欧盟碳市场交易体系建设及实施的目标是：1.中间目标：实现2030温室气体排放量净减少至少55%；2. 终极目标：2050年实现欧盟碳中和。

欧盟碳市场交易体系采取“总量控制与交易”原则开展工作，对系统所覆盖的行业进行排放总量限制，该上限会随着时间的推移而减少，促使总排放量下降。在总量范围内，受管控企业购买或者获取排放配额，并根据需要相互交易。

欧盟碳市场交易主要在伦敦的欧洲气候交易所（European Climate Exchange,ECX）完成,还有部分交易在巴黎蓝次碳交易市场（Blue Next），德国莱比锡欧洲能源交易所（European Energy Exchange, EEEX）和挪威奥斯陆的Nordpool交易所进行。

欧盟碳市场交易体系被分为三个阶段：第一阶段为2005~2007年，第二阶段为2008~2021年，第三阶段为2013~2020年，第四阶段为2021~2028年，其中第二阶段与《京都协定书》的第一阶段承诺期一致。其前两个阶段，由于经济冲击和制度设计不合理，配额供求失衡导致碳价格始终在低位徘徊，降低了市场参与者的积极性，严重影响了EU ETS的减排效率。为了有效提高碳价格，欧盟通过实施一系列改革政策，对第三阶段的制度进行了全面的调整，其中包括对配额总量采取线性递减措施，2020年的配额总量比2005 年减少21%，此外还采取市场稳定储备机制，解决配额供给过剩的原则，即当流通的配额超过一定的总量时，将一定比例的配额从未来拍卖中撤出并存入市场储备中，当流通中的配额低于一定总量时，从市场储备中释放一定比例的配额重新投入市场。随着第三阶段改革的不断深入，欧盟碳价格稳步上涨，从2013年不到5欧元的价格一路攀升，到2019年底达到25.31欧元，2021年5月14日达到历史最高点56.41欧元。

欧盟碳配额（EUA）期货结算价（2019年6月7日-2021年6月17日，来源：EMBER）