2024年1月22日，全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）在北京正式启动。目前，考虑到首批审定核查机构尚未公布，CCER项目开发暂时无法进入审定阶段。
当前，全国碳排放权交易市场仅覆盖电力行业，且只允许电力控排企业参与。CCER的重启，一方面通过抵消机制给控排单位提供更多履约选择，另一方面，也将吸引更多市场主体参与碳市场，例如未被纳入碳市场的碳密集型企业、自愿减排项目业主以及金融机构等。
（来源：电联新媒 作者：周云 唐惠珽）
需求空间有待观察
抵销机制给予CCER的实际需求空间低于市场预期。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，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%。全国碳市场第一、第二履约期年覆盖二氧化碳排放量分别约为45亿吨、51亿吨。换言之，仅电力行业每年就有45~51亿吨的应清缴碳排放配额，按5%计算，理论上，CCER在强制减排市场（仅考虑全国碳市场）的需求空间约为2.25~2.55亿吨/年。
然而，实际履约时，大部分配额盈余的控排单位不会主动参与CCER交易。即便是出现配额缺口，企业选择用CCER抵销时，也更多采取“按需购买”的保守策略。现阶段，CCER在强制减排市场的实际需求空间低于市场预期。假设2024年开启第三履约期，且“两年一履约”转变为“年度履约”，在不考虑新行业纳入市场的情况下，预计2024年全国碳市场对CCER的实际需求在1亿吨左右。
碳信用项目争议可能动摇自愿减排买家信心。CCER属于碳信用，除了强制减排市场外，企业自愿减排需求是其最大的需求来源。不过，近两年这种趋势正在发生微妙的变化，围绕碳信用项目的争议正在动摇碳密集型企业对碳信用项目的信心。例如，森林碳信用吸碳和固碳的时间量级仅达到数十年，因不具备持久性（数百年乃至永久）近年来饱受市场质疑；此外，越来越多的公司希望购买碳信用来履行自愿减排承诺，而非自身实际减排，由此引发“漂绿”之忧。受此影响，2023年二季度末，全球多个碳信用的交易价格同比跌超50%。随着自愿减排市场规模、金融价值及复杂性的增加，监管机构密切关注该市场，其中，国际可持续发展准则理事会要求企业披露气候目标在多大程度上依赖碳信用，欧盟《为绿色转型而赋能消费者指令》禁止产品或服务提供者作出基于温室气体排放抵销的环境影响声明。企业使用碳信用遭遇强监管，我国对欧出口企业再难利用CCER宣传输欧产品的低碳优势。
方法学成为开发侧、消费侧的核心关切
2023年3月30日至4月30日，生态环境部向社会公开征集到300多个CCER方法学建议，最终制定发布了首批4项方法学，包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造，首批方法学一经发布，立即引发社会各方关注：
一是方法学审批流程机制尚需公开。主管部门并未就方法学的审批标准、发布节奏等作出明确规定，可能导致市场预期存在不确定性，环境属性重复开发的范围会否扩大亦有待观察。预计生态环境部将及时优化方法学管理办法，明确阶段性鼓励的项目类型，合理引导一级市场预期，制定已有方法学审查更新规则，适时剔除额外性较弱的项目类型。
二是方法学的额外性仍待探讨。出于支持可再生能源发展的考量，首批方法学纳入了并网海上风力发电，适用条件为“离岸30公里以外，或者水深大于30米的并网海上风力发电项目”（简称“单30”）。然而，根据自然资源部要求，“单30”是未来海上风力发电项目的必备条件，因而该方法学的额外性饱受争议。
三是环境属性重复开发问题亟待解决。在现有机制下，部分并网海上风电和并网光热发电项目既可以获得绿色电力证书，也符合CCER项目开发要求，这会造成两类项目环境属性被重复开发和计算，甚至拖累绿证、CCER的国际互认进程。CCER首批方法学发布后，部分外向型企业已被海外客户以“一刀切”的方式禁止使用绿证证明其可再生能源电力消费。在衔接机制出台前，为避免政策风险，可再生能源项目业主亦或面临“二选一”的境遇。2024年2月，《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》出台，要求将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算。受制于能耗双控的压力，预计上述项目业主自愿参与CCER开发的积极性有限。
针对以上问题，可选解决方案包括：相关项目业主出具可信声明，证明绿证对应项目没有注册签发CCER。该方案操作难度最低；若相关项目业主自愿注册签发CCER，则项目10年计入期内核发绿证的交易属性自动失效。该方案难点在于CCER项目核发绿证信息的准确识别与追踪；如果开发侧允许环境属性分散开发，消费侧需要进行环境属性聚合，购买同一度绿色电力消费同时对应绿证和CCER。该方案不仅难度系数较大，且会增加企业绿色成本。事实上，国际可再生能源证书（I-REC）也存在环境属性重复开发问题，但仍然获得了国际倡议RE100的认可，而中国绿证仅获得RE100的有条件接受。鉴于此，建议主管部门加强多双边国际交流，着力提高中国绿证和CCER的国际影响力和认可度，以期消除此类不公平歧视。不过，上述问题只是中国电碳协同亟需克服的诸多障碍之一。
电碳协同的核心：发布基于市场的电网排放因子
2024年，全国碳市场扩容指日可待，市场呼声较高的第二批控排行业是水泥和电解铝。与欧盟碳市场不同，我国正论证电力间接碳排放是否纳入全国碳市场，相关方对其科学性看法不一。在此背景下，“绿电消费能否核减碳排放”便成为电解铝等高耗能行业的关注焦点。无论是直接参与绿电交易还是购买绿证，用户均为购买的绿色电力支付了环境溢价；假设绿色电力的环境属性是指零排放而非减排量，那么在用户电力间接碳排放核算中，都应将该部分电力的间接碳排放核减为零。
生态环境部分别于2024年3月15日、4月3日发布了铝冶炼行业、水泥熟料生产企业温室气体MRV指南征求意见稿，规定自发自用非化石能源电量和通过市场化交易购入使用的非化石能源电力消费量的碳排放量均核减为零，且仅认可“证电合一”的绿证，这意味着消费非化石能源电力的电解铝、水泥企业在碳市场中的低碳优势正在扩大。
一旦绿电消费允许核减碳排放，新的矛盾便随之而来：当前，我国发布的电网排放因子是基于位置的电网排放因子，不考虑可再生能源的环境属性交易结果，仅根据区域发布平均电网排放因子。如果从电网采购绿电的碳排放被调整为零，意味着这部分可再生能源电力的环境属性已经被使用，那么该部分电量应当从电网排放因子计算公式的分母中剔除，以避免环境属性在消费侧被“双重计算”，即发布基于市场的电网排放因子，这也是构建电碳协同机制的关键环节和解决外向型企业燃眉之急的必经之路。当然，要计算基于市场的电网排放因子还需要处理诸多细节问题，如绿证时效性与电网排放因子更新频率匹配、基于绿证的转移量还是签发量计算等。
值得关注的是，近日生态环境部、国家统计局联合发布了2021年电力二氧化碳排放因子，分为三种口径，包括全国、区域和省级电力平均二氧化碳排放因子，全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量），以及全国化石能源电力二氧化碳排放因子，供核算电力消费的二氧化碳排放量时参考使用。其中全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）即是基于市场的电网排放因子，表明主管部门正在着力解决环境属性在消费侧的“双重计算”问题，市场也期待2022年、2023年电力二氧化碳排放因子能够早日发布。
综上，CCER与绿证两套工具共存已成为现实，电碳协同箭在弦上，需要着力破解两套工具协调不畅问题，推进完善与碳市场、电力市场的衔接机制，加强碳配额、碳信用，与电力市场的有效联动，加快实现碳电价格传导资源优化配置作用，引导高效低碳机组市场优先出清，鼓励企业强化减排技术应用，为推动能源电力绿色低碳转型发展扫清障碍。
