全国温室气体自愿减排注册登记系统 – 碳中和人才平台

碳税真的来了！分布式光伏如何减碳！

碳卫士 — Sun, 28 Aug 2022 17:47:37 +0000

导言：

面对国内碳交易、欧洲碳关税的压力，安装分布式光伏成为企业的新刚需。

今年1~7月，国内工商业分布式光伏新增超过13GW，是去年同期的四倍，或许就是一个市场需求的真实反馈！

一、国内碳价大涨，成交额倍增！

2021年7月，中国碳交易市场正式开启，如今运行一年多，各项规则、制度逐渐完善，交易已经逐步步入正轨！

2022年8月23日，国内七大排放权交易所，一标吨二氧化碳的均价在42~92元；全国碳排放交易中心的日平均价格也高达58.8元/吨，日成交额为70.6万元，累计成交额高达84.4亿元！

而在一年前，2021年8月21日，七大排放权交易所一标吨二氧化碳的均价在5~42元；全国碳排放交易中心的日平均价格为50.2元/吨，日成交额仅为15.1万元，累计成交额仅为3.9亿元！

二、电力等12行业成为碳排放重点监控行业

就在不久前，国家发改委等三部委下发《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》，将电力、钢铁、电解铝、水泥、石灰、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、电石、甲醇及现代煤化工等行业和产品作为重点行业，

1）优先建立碳排放核算方法；

2）重点建设能耗统计监测和计量体系；

3）建立排放因子库；

上述措施，为后期的电力行业碳交易、CCER的销售铺平道路！

这也意味着，光伏项目将获得上网电价之外的额外收益！

如果按照58元/吨，2021年度电网排放因子0.5810 tCO2/MWh考虑，每度电约可以获得3.4分收益！

三、欧盟碳关税正式实施，出口企业压力大！

欧盟时间6月22日，欧洲议会以450 票赞成、115票反对和 55票弃权通过了关于建立碳边界调整机制（CBAM）草案的修正案。

欧盟已对碳关税提出具体的立法提案，提案预计于2023年开始实施。目前碳关税所涵盖的行业范围初步定在：水泥、铁和钢、铝、化肥和电五大行业，未来，该范围将逐步包含所有进口商品。

欧盟碳边境调节机制(CBAM)草案

欧盟碳关税，是针对欧盟以外进口的高碳排放产品，征收额外的二氧化碳排放税。

碳关税政策这将对温室气体排放量高的企业带来重大挑战。以钢材行业为例，中国钢材企业因为碳排放较高，出口欧盟需要缴纳高额的碳关税，相较于其他国家碳效率更高的钢材企业而言，中国出口钢材的成本优势将会缩小。

从碳减排政策国际实践看，碳交易与碳税两者互为补充而非替代关系。截至2020年，已有荷兰、日本、瑞典等30多个国家和地区开征碳税。如加拿大采取了碳交易和碳税复合政策，针对大型排放企业采取碳市场机制，对排放分散或小微企业则采取征收碳税的方式，同时在两者中采用固定统一的碳价对企业进行管控。

“碳税”和“碳市场”两项政策具有优秀的互补性。

碳税的减排激励性较弱，减排量不稳定，而碳交易有较强的激励性，还能衍生出碳金融等业务，且减排量确定；碳交易的机制不健全，体系运转成本高，对未来变化适应性差，相反的，碳税则制度规范性强，实施成本低，灵活性、适应性强。

表：碳交易（ETS）与碳税的特点归纳

四、布局分布式光伏，规避碳税正当时！

当看到天空乌云密布时，我们出门最好带着伞。同理，当我们已经看到碳税的苗头，企业也要提早做好准备，有备，才能无患！

企业需要做出的应对就是不断推进低碳减排，而光伏资源将成为企业“规避碳税”新刚需！

分布式光伏对企业的4大价值创造

降低企业用能成本，放宽企业用能限制。

闲置的大面积屋顶是企业的第二道绿色生产线。如果在这些屋顶上都被第三方投资，安装上光伏电站，企业不必出任何费用，即可享受15%左右的用能降本。使用分布式光伏电力的企业，政府会额外供给电网电力，用能限制将被放宽一倍！

节省峰值电费，余电上网销售。

对于高耗能的生产性企业，安装光伏电站可以节省很多的电费支出，甚至还能盈利。对于分厘必争的生产性企业来说，光伏发电的收益率相比很多传统生产企业高，例如广东地区企业用电价一般在0.8元／度，企业自发自用一度电就节省了0.8元，用不完的余电可以0.45元/度转卖给电网。这样光伏发电不仅解决了企业自身的用电问题，额外的发电量还可以为企业创造新的经济利益。

促进节能减排，产生良好的社会效益。

每个地方政府都会给生产性企业下达节能减排指标，部分高耗能企业无法完成，要接受高额的罚款。安装光伏电站可以在没有地域限制的基础上，既完成节能减排目标，同时也树立了良好的品牌形象。此外，光伏可以注册CCER、绿证出售，将绿色权益变现，扩大企业收益！

隔热防寒，增加环境舒适性。

很多的生产性企业都是彩钢瓦屋顶，到了炎夏就需要高额的降温成本。光伏板具有隔热的功能，在屋顶上铺上光伏组件后，可以有效地降低楼下厂房的温度，同时也保障厂房内工人工作的舒适性，生产设备的平稳运行，间接降低了企业的降温成本。

2021年浙江省乐清市有序用电工作领导小组办公室文件印发有序用电办[2021]4号《关于调整C级有序用电方案的通知》，文件中明确：轮到停用的企业当天0点到24点全部停止生产用电，但是企业屋顶光伏发电不在控制范围！

免受限电影响，能控制用电成本还想增加碳交易收入的各位企业可以尽快在屋顶安装光伏电站了！

光伏电站碳交易额外创收计算案例

这里以上数据可以看出，1MW光伏电站每年可以减少1196.4吨的二氧化碳减排量。按20元/吨（23日碳市场收盘价43.85元/吨）成交价计算，这座1MW的光伏电站每年可获得2.4万元左右的收益。25年将获得60万左右收益，这还没有算更高的发电收益。按市场价格（排除原料涨价因素），一座1MW光伏电站的投入成本大概350万左右，碳排放权交易给工商业光伏电站带来的额外收益还是非常明显的！

另以北京市装机容量为20kW的分布式光伏电站为例进行分析测算，对以上问题进行解答！

一、年发电量是多少？

根据北京市太阳能资源情况，安装角度为35°时，光伏年峰值利用小时数为1536.65h，考虑到79%的系统效率，等效年发电利用小时数为1213.95h，在25年的运营期，光伏组件的发电衰减率按20%计算。

根据分布式光伏发电量常用的简化计算公式：L=W×H×η，其中L为年发电量，W为装机容量，H为年峰值利用小时数，η为光伏电站的系统效率，H×η为年等效利用小时数。

计算可知，20kW光伏电站的首年发电量为：

20kW×1213.95h=24.28MWh

按照10年衰减10%，25年衰减20%计算，25年的发电量情况见下表：

表1 北京地区20kW分布式光伏电站发电量计算

二、碳减排量是多少？

根据《联网的可再生能源发电》、《可再生能源并网发电方法学》、《广东省安装分布式光伏发电系统碳普惠方法学》等与分布式光伏发电相关的自愿碳减排量核算方法学，分布式光伏碳减排量核算周期以自然年为计算单位，减排量即为基准线排放量，也就是不安装使用分布式光伏发电系统，使用电网供电所产生的二氧化碳排放量。简化的减排量计算公式：

式中：ERy为安装并运行分布式光伏发电系统在第y年的减排量（tCO2/yr），BEy是第y年的基准线排放量（tCO2/yr），EGPJ,y是第y年由于安装分布式光伏发电系统并运行所发电量（MWh/yr），EFgrid,CM,y是第y年区域电网组合边际CO2排放因子（tCO2/MWh）。

根据《CM-001-V02可再生能源并网发电方法学》(第二版)，组合边际CO2排放因子EFgrid,CM,y计算方法如下：

式中：EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y分别为第y年电量边际排放因子和容量边际排放因子，单位均为tCO2/MWh，采用国家发改委最新公布的区域电网基准线排放因子。WOM和WBM分别为电量边际排放因子和容量边际排放因子的权重。

根据方法学规定，对于太阳能发电项目，第一计入期和后续计入期，WOM=0.75，WBM=0.25。

查阅官方资料，最新公布的排放因子为生态环境部2020年12月29日发布的2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子。

北京市属于华北区域电网，其2019年度的组合边际CO2排放因子：

按照2019年度的电网基准线排放因子，北京地区20kW分布式光伏电站的首年碳减排量为：24.28×0.8269=20.08（tCO2）；

25年运营期的年均碳减排量为：21.62×0.8269=17.88（tCO2）；

25年的总减排量为：540.45×0.8269=446.9（tCO2）。

随着清洁能源装机比例的不断提高，电网基准线排放因子也有逐年降低的趋势，因此，实际核准的总碳减排量可能会比本文计算结果偏低。

三、碳交易实现路径？

上节计算得出了分布式光伏的碳减排量，怎样才能在碳市场通过交易获得收益呢？

财政部于2021年8月在对关于可再生能源补贴问题的回复中指出：“将进一步完善我国绿证核发交易管理机制和碳排放权交易机制，通过绿证和碳排放权交易合理补贴新能源环境效益，为新能源健康发展提供有力支撑”。以下分别从碳交易和绿证交易进行分析。

1.国家核证自愿减排量（CCER）交易

（1）CCER简介

根据2021年发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》（生态环境部令第19号），“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。”

其中的国家核证自愿减排量（CCER）是指对我国境内可再生能源、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证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。

可见，分布式光伏产生的碳减排量可以作为国家核证自愿减排量（CCER），进入碳市场进行交易。国家自愿减排项目于2015年1月正式启动交易， 2017年3月暂停项目和减排量备案申请。目前主管部门正在对2012年印发的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》进行修订，待修订完成并发布后，将依据新办法重启CCER的备案受理相关申请及交易。

全国碳排放权交易市场已于2021年7月16日正式开市，全国温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统也正在由北京绿色交易所有限公司进行公开招标，标志着全国CCER交易市场也将在北京重新启动。2021年5月，生态环境部等八部门发布“关于加强自由贸易试验区生态环境保护推动高质量发展的指导意见”，指出“鼓励北京自贸试验区设立全国自愿减排等碳交易中心”。

（2）额外性论证

CCER通过备案的重要条件是具备额外性，所谓额外性是指项目活动所产生的减排量相对于基准线是额外的，即这种项目活动在没有外来的CCER支持下，存在诸如财务、技术、融资、风险和人才方面的竞争劣势和/或障碍因素，靠国内条件难以实现，因而该项目的减排量在没有CCER时就难以产生。

根据《可再生能源并网发电方法学》、《广东省安装分布式光伏发电系统碳普惠方法学》等方法学的论述，分布式光伏发电系统具备额外性，可以参与CCER碳交易。

随着光伏平价上网以及可再生能源渗透率逐步提高，预计其论证额外性的难度也将提高，需依据届时的政策进行分析。

（3）供需分析

需求方面，2021年纳入全国碳市场的发电行业碳排放总量约40亿吨，若配额不足的企业碳排放量约占行业排放总量的一半，按5%抵消上限计，CCER需求上限约1亿吨；后期八大行业全部纳入碳市场，涉及排放总量约100亿吨，CCER需求上限约2.5亿吨。

供给方面，根据方法学来看，能申请CCER的项目种类较多，2013-2017年发改委公示CCER审定项目共2871个，备案项目861个，减排量备案项目254个，减排量备案约5000多万吨。潜在的新增供应包括碳汇、可再生能源、沼气等有巨大的潜在供应量。

由于CCER项目批复进度具有可控性，整体来看CCER的供需关系长期有望处于一个较为平衡的状态。

碳交易机制的完善将有力支持我国的碳中和进程。也将催生更多的新商业模式和机会，在碳交易的影响下，闲置的厂房屋顶将成为企业财富的“第二条生产线”！光伏电站可作为自愿减排企业参与到碳市场交易之中，除了卖电之外，获取碳交易收入，首先呢，就是要对其进行CCER认证！

CCER-现象级商品

在碳交易市场中，除了控排企业外，满足相关条件的自愿减排企业及个人也可以通过登记注册成为交易方，提供核证自愿减排量-CCER。CCER也是目前我国碳市场中最重要的交易产品之一，在未来一定会成为现象级商品。

CCER是指由发改委审定，并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，简称CCER。CCER主要来自于通过清洁能源代替化石燃煤等所产生的减排量，CCER可与碳配额等量互换，控排企业可购买CCER用于碳履约，满足其控排要求。

可以预见，随着全国性碳交易市场的上线、控排行业范围的不断扩大以及碳排配额的不断收紧，更多企业将进入碳交易市场，碳排配额及CCER的价格也将持续上涨。2020年，在我国率先实行碳交易试点的地区，CCER价格约30元（5美元左右）/吨，权威机构预测，2030年这一数字将上升到160元（25美元左右）/吨以上。

目前，全球率先实行碳交易机制的国家中，碳价格基本普遍保持在20美元以上，其中价格最高的北欧地区已经接近130美元/吨。随着由国家信用背书的中国核证减排量-CCER在全球范围内的流通成为趋势，我国碳价及CCER价格将更加接轨全球范围；根据清华大学能源研究所最新出台的研究报告预测，在目前我国的碳中和目标下，2060年我国碳价将达到300美元以上，CCER增值潜力巨大。

屋顶-企业的“第二条生产线”

目前，由使用清洁能源产生的减排量是最为重要的CCER来源之一，也是非控排企业参与碳交易的最直接方式，而企业的闲置厂房屋顶则是生产CCER的最佳“绿色产线”！

利用企业屋顶建设分布式光伏发电是目前最直接、最便利的清洁能源利用形式，不仅可以为企业提供清洁的光伏电力，还能够通过并网为企业带来一定的经济效应。全国性碳交易市场的开启，也让光伏发电的价值进一步提升。

一方面，未来控排行业范围将进一步扩大，碳排放配额也将进一步收紧，使用光伏电力将有效降低控排企业的碳排水平。另一方面，非控排企业，则可以利用闲置的厂房屋顶建设光伏电站，在享受分布式光伏发电种种利好的同时，还可以通过CCER为企业带来额外收入。

以目前数据测算，企业建设10MW分布式光伏电站，每年可以开发出约11000吨以上CCER，以2020年CCER交易价，每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入33万元，到2030年同等规模电站的碳交易收益可达170万元左右。当然，并不是所有的可再生能源项目都可以认证CCER，它需要经过相关部门的审批，更为先进的光伏应用形式和更优质的光伏系统无疑将更容易通过审批。

一、CCER碳交易是什么?

具体而言，CCER是指国家核证自愿减排量，排放企业需要按照减去自愿减排量的排放量来进行生产经营活动，如果排放超额，就要受到处罚，如果不想受到处罚，则可以向拥有多余配额的企业购买排放权。

在这一机制下，可以促进企业进行技术升级来减少碳排放量，从而达到节能减排的效果，同时也提高了生产经营效率。

目前我国的碳排放交易体系正在不断的完善当中，国内首个碳排放交易市场于2013年6月18日在深圳启动，目前国内共有7家碳排放交易所，碳排放交易第一阶段涉及16个行业，包括钢铁、石化、有色、电力等10个工业行业，以及航空、港口、机场、宾馆等6个非工业行业。

二、如何申请CCER

1、申请的过程

2、申请过程项目业主的工作

三、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。

方法学是指用于确定项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指南。截止到目前，国家发改委已在信息平台分四批公布了178个备案的CCER方法学，其中由联合国清洁发展机制（CDM）方法学转化173个，新开发5个；含常规项目方法学96个，小型项目方法学78个，林业草原项目方法学4个。这些方法学已基本涵盖了国内CCER项目开发的适用领域，为国内的业主企业开发自愿减排项目提供了广阔的选择空间。

另外，《指南》也规定了国内CCER项目开发的16个专业领域，如下表所示。

额外性是指项目活动所带来的减排量相对于基准线是额外的, 即这种项目及其减排量在没有外来的CCER项目支持情况下, 存在财务效益指标、融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素, 依靠项目业主的现有条件难以实现。

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。

2.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。审定程序主要包括准备、实施、报告三个阶段，具体包括合同签订、审定准备、项目设计文件公示、文件评审、现场访问、审定报告的编写及内部评审、审定报告的交付并上传至国家发改委网站等7个步骤。

另外，项目业主申请CCER项目备案须准备并提交的材料包括：

① 项目备案申请函和申请表；

② 项目概况说明；

③ 企业的营业执照；

④ 项目可研报告审批文件、项目核准文件或项目备案文件；

⑤ 项目环评审批文件；

⑥ 项目节能评估和审查意见；

⑦ 项目开工时间证明文件；

⑧ 采用经国家主管部门备案的方法学编制的项目设计文件；

⑨ 项目审定报告。

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。

核证程序主要包括准备、实施、报告三个阶段，具体包括合同签订、核证准备、监测报告公示、文件评审、现场访问、核证报告的编写及内部评审、核证报告的交付并上传至国家发改委网站等7个步骤。

项目业主申请减排量备案须提交以下材料：

① 减排量备案申请函；

② 监测报告；

③ 减排量核证报告。

监测报告是记录减排项目数据管理、质量保证和控制程序的重要依据，是项目活动产生的减排量在事后可报告、可核证的重要保证。监测报告可由项目业主编制，或由项目业主委托的咨询机构编制。

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）。

四、项目开发周期

如前所述的CCER项目备案申请的4类项目中，第一类项目为项目业主新开发项目，开发周期相对较长；第二类项目虽然获得作为CDM项目的批准，但是在开发流程上与第一类项目相同，开发周期同样较长；而第三、四类项目由于是在CDM项目开发基础上转化，开发周期相对较短。一个CCER项目的开发流程及周期如下图所示。

据此估算，一个CCER的开发周期最少要有5个月。在整个项目开发过程中，还要考虑到不同类型项目的开发难易程度、项目业主与咨询机构及第三方机构的沟通过程、审定及核证程序中的澄清不符合要求，以及编写审定、核证报告及内部评审等环节的成本时间，通常情况下一个CCER项目开发时间周期都会超过5个月。

除上述项目开发流程，一个CCER项目成功备案并获得减排量签发，还需经过国家发改委的审核批准过程。由上述项目审定及减排量签发程序，可以推算国家主管部门组织专家评估并进行审核批准的时间周期在60~120个工作日之间，即大约需要3~6个月时间。

综上累加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。

国内碳排放权交易试点的“两省五市”碳交易体系已为CCER进入各自的碳交易市场开放通道，皆允许CCER作为抵消限制进入碳交易市场，使用比例为5%~10%。作为抵消机制的CCER进入“两省五市”碳排放权交易市场，将会扩大市场参与并降低减排成本。

资料来源：零碳方舟作者：陈永平等

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专访北京绿色交易所董事长王乃祥：自愿减排注册登记和交易系统建设接近尾声，CCER重启利好多个行业

碳卫士 — Thu, 21 Jul 2022 04:54:31 +0000

21世纪经济报道记者李德尚玉北京报道 全国碳排放权交易市场（下称“全国碳市场”）正式启动交易已满1周年，市场对于CCER何时重启颇为关注。

自愿减排机制是全国碳市场的重要组成部分和补充机制，根据《碳排放权交易管理办法（试行）》规定，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量（CCER）抵消碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。这意味着，CCER可以抵消部分排放配额，又可以直接在碳市场交易。

但是，目前我国CCER签发自2017年3月份起已暂停近5年，据了解，存量CCER恐难满足全国碳排放权交易市场第二个履约周期的清缴需求，这也增加了CCER交易市场（包括CCER签发等）重启的迫切性。

2018年，应对气候变化职能从国家发改委转隶到生态环境部。今年，生态环境部将以“部市联建”的形式支持北京市承建全国自愿减排交易中心。目前建设情况如何？CCER重启还需要考虑哪些因素？

“北京绿色交易所已于2021年启动了全国统一的温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统的建设工作。”近日，北京绿色交易所董事长王乃祥接受了《21世纪经济报道》（下称“《21世纪》”）专访，回应了市场关切。“目前，两个系统建设进展顺利，相关工作已接近尾声。同期，北京绿色交易所也正在按照主管部门的要求编制与交易、结算相关的制度文件。”王乃祥说。

（北京绿色交易所董事长王乃祥）

目前全国碳排放权交易市场的交易产品仅有碳排放配额，品种丰富程度较地方碳交易所仍有差距。有观点认为，全国碳市场应该建成一个分层次的市场体系，包括现货市场、衍生品市场以及未来的期货市场，当下的全国碳市场从顶层设计到实际运作还没有和金融建立起联系。

近来，金融监管正紧锣密鼓出台标准，金融行业也在为CCER重启加紧做准备。今年4月12日，中国证监会发布了行业标准《碳金融产品》（JR/T 0244-2022），明确了典型碳金融产品的实施流程。碳金融市场交易的活跃和产品的丰富，有利于把更多资金引入到碳排放投资。

王乃祥向21世纪经济报道透露，北京绿色交易所正在积极推进建设企业碳账户、绿色项目库和环境信息披露平台等“双碳”管理公共平台和绿色金融基础设施，研究CCER与绿色金融产品有机结合的途径。

全国自愿减排交易中心正在建设

《21世纪》：全国自愿减排交易中心建设需要哪些条件，目前建设情况如何？

王乃祥：自愿减排机制能够在更广的范围内鼓励更多的企业和单位主动采取措施减少排放，促进低碳投融资，是全国碳市场建设的重要组成部分，也是支持“双碳”目标实现的重要政策工具。

2021年3月，北京市委市政府印发的《北京市关于构建现代环境治理体系的实施方案》提出要承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心。2021年11月，国务院《关于支持北京城市副中心高质量发展的意见》（国发〔2021〕15号）提出，推动北京绿色交易所在承担全国自愿减排等碳交易中心功能的基础上，升级为面向全球的国家级绿色交易所，建设绿色金融和可持续金融中心。

这既是中央对北京的信任，也体现了北京在国家“双碳”战略实施中的一份担当。根据国家和北京市的相关部署，在主管部门的指导和支持下，北京绿色交易所已于2021年启动了全国统一的温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统的建设工作。目前，两个系统建设进展顺利，相关工作已接近尾声。同期，北京绿色交易所也正在按照主管部门的要求编制与交易、结算相关的制度文件。

CCER重启利好多个行业

《21世纪》：此前有消息称，关于CCER备案审批和减排量签发的文件目前正在编制，有望今年重启申请受理。CCER市场重启需要做好哪些准备？

王乃祥：2017年《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》）启动修订以来，虽然相关备案签发工作暂停了，但存量核证自愿减排量（CCER）的市场交易并未停止。在2021年底全国碳排放权交易履约抵消过程中，存量CCER发挥了重要的作用。

因此，大家所关心的“重启”，准确来说是《暂行办法》修订后的重新发布，或者说是重新搭建的自愿减排交易机制何时启动。根据2012年发布的《暂行办法》，这至少涉及到自愿减排项目的审定、减排量的签发、方法学的确定、第三方审核机构的确定等工作及相关配套办法的出台。基于此，《暂行办法》的修订发布将是“重启”的前提和法律基础。

当然，未来“重启”的自愿减排交易机制将是按照全国统一标准、统一规则，在统一平台上运行的大市场，为了支撑和配合这项工作，北京绿色交易所正在推进的全国温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统建设，也是“重启”工作的重要组成部分，是支撑性的基础设施建设工作。

《21世纪》：目前全国市场的控排企业每年的CCER需求如何估算？CCER重启会带来什么行业性的变化？

王乃祥：《碳排放权交易管理办法（试行）》明确，重点排放单位每年可以使用CCER抵消碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴配额量的5%。根据未来全国碳市场年配额量70亿吨（八大行业全部纳入）进行简单估算，在完全使用的情况下，CCER的年抵消需求量约为3.5亿吨，再加上区域试点碳市场，以及国际航空碳抵消与减排机制（CORSIA）和各种项目层面碳中和所带来的潜在抵消需求，未来每年市场对于CCER的需求量会更高。

CCER的“重启”，会对可再生能源、林业碳汇、甲烷再利用等有利于国家能源结构低碳化调整的行业带来直接的利好，会引导社会投资向这些行业领域倾斜，助力国家“双碳”战略的实施。

《21世纪》：据了解，目前已有金融机构通过帮助企业设立碳账户、个人碳账户等方式尝试接触碳市场。请问北京绿色交易所在碳金融方面有哪些尝试？

王乃祥：碳金融方面，北京绿色交易所一直在积极参与国家绿色金融行业标准的研究起草，我们牵头起草的“环境权益融资工具”标准去年已由人民银行发布实施，参与起草的“碳金融产品”标准刚由中国证监会发布实施。

另外，我们正在人民银行等主管部门指导支持下，积极推进建设企业碳账户、绿色项目库和环境信息披露平台等“双碳”管理公共平台和绿色金融基础设施，研究CCER与绿色金融产品有机结合的途径，为推动实体经济绿色低碳高质量发展，为北京建设全球绿色金融和可持续金融中心不断贡献力量。

完善碳市场监管机制

《21世纪》：今年3月，生态环境部公布了一批碳排放报告数据弄虚作假等典型问题案例。企业应该如何做好碳排放数据披露，如何参考相关标准和规范？第三方机构应该如何做好自身工作？

王乃祥：随着全国碳排放权市场建设的不断深化，维护碳市场稳定，防范碳排放数据造假已经成为各级主管部门重点关注的工作。今年开始实施的《企业环境信息依法披露管理办法》，更是将企业的碳排放披露放在了重要的位置。

《企业环境信息依法披露管理办法》指出，企业是环境信息依法披露的责任主体，要求重点排污单位披露企业环境管理信息、污染物产生、治理与排放信息、碳排放信息等八类信息。

为落实该办法，生态环境部还制定了《企业环境信息依法披露格式准则》。《准则》指出，纳入碳排放权交易市场配额管理的温室气体重点排放单位应当披露碳排放相关信息，这些信息包括本年度碳实际排放量及上一年度实际排放量；碳配额清缴情况；依据温室气体排放核算与报告标准或技术规范，披露排放设施、核算方法等信息。首批履约的电力行业重点控排企业需完成2021年度碳排放信息的披露工作。

目前，绿色交易所已经与北京绿色金融协会、评安国蕴合作推出了“企业ESG信息管理与披露系统”，同时正在推进建设环境信息披露平台，未来可以为包括碳排放等环境信息披露提供多样化、平台化服务。

《21世纪》：肃清碳核查环境需要相关制度保障，《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》2021年3月30日公开征集意见已满1年。如何看待完善交易碳市场监管机制？

王乃祥：碳市场是一种新型的环境权益类市场，其参与主体多元、涉及环节复杂，且交易标的通过行政权力创设，在私权属性外还具有公权属性，建立完善的监管机制对保障市场健康有序运行至关重要。根据国内外碳市场监管实践，做好碳市场监管，要有强有力的立法支撑，搭建完善的政策法规体系。

一是建立政府对碳市场的监管制度，主要作用于总量控制、配额分配、监测报告核查（MRV）、交易及履约等环节对重点排放单位、核查机构、交易机构及其他参与主体的监管。

二是建立交易所监管制度，主要为交易所监管交易主体的日常交易行为提供依据。此外，来自媒体和公众等层面的监督也是不可或缺的。

（作者：李德尚玉编辑：李博）

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碳卫士 — Wed, 27 Oct 2021 14:07:26 +0000