拨云见日谱新篇——简析CCER项目开发及制度衔接问题

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前言

2023年10月19日，生态环境部、国家市场监督管理总局正式发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（下称“《管理办法》”）。《管理办法》共8章51条，对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任。市场普遍认为，《管理办法》的发布，可以视为国家核证自愿减排量（CCER）交易市场启动时间表中重要的标志性事件。

2023年10月24日，生态环境部公布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电和红树林营造四类CCER项目方法学。其中，造林碳汇项目方法学和红树林营造项目方法学均属于林业和其他碳汇类型领域方法学；并网光热发电项目方法学和并网海上风电项目方法学均属于能源产业领域方法学。该等项目方法学明确了以上四类温室气体自愿减排项目的适用条件、项目边界、计入期和减排量核算方法等内容，为以上四类项目提供了开发指南和方法路径。至此，CCER交易市场的重启已具备较为充分的制度和政策依据。

2023年10月27日，生态环境部举行10月例行新闻发布会，生态环境部应对气候变化司司长夏应显在本次新闻发布会中透露“生态环境部已组织建成了全国温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统，将于近期上线运行，为温室气体自愿减排项目和减排量提供登记、交易等服务，保障市场安全、稳定、有效运行[1]。”

近期围绕CCER的政策和新闻频出，生态环境部早于2023年6月已透露将积极争取在2023年内实现CCER交易市场重启落地[2]。CCER交易市场即将重启，标志着全国碳市场迈入由全国强制减排交易市场（全国碳排放权交易市场）和全国自愿减排交易市场“双轮驱动”的时代。作为实现碳达峰碳中和目标的重要政策工具，重启CCER市场是加快完善碳市场机制的必然选择，有利于企业实现低成本减排，推动绿色低碳技术发展。有鉴于此，本文重点围绕CCER交易重启后的项目开发以及新旧制度衔接等问题进行简要介绍并展开讨论。

一、如何开发CCER项目

伴随CCER交易市场正式重启的临近，大量企业开始关注CCER项目的开发与管理。企业通过对CCER项目的开发与管理，可以实现企业碳资产的保值增值，助力企业实现低碳节能发展，同时为我国实现碳达峰碳中和的目标贡献力量。下文将重点介绍CCER项目的开发流程及开发模式，并结合项目开发要点提供相应建议。

1. CCER项目开发流程

CCER开发实质上包括项目开发和减排量开发两部分，主要包括编制项目设计文件及减排量核算报告、项目及减排量公示、项目及减排量审定/核查、项目及减排量登记等阶段。根据《管理办法》第二章和第三章的相关规定，CCER项目的开发流程主要包括项目审定与登记、减排量核查与登记两个基本步骤。

（1）项目审定与登记

《管理办法》第十条明确规定了申请登记的温室气体自愿减排项目应当具备以下四项条件：（一）具备真实性、唯一性和额外性；（二）属于生态环境部发布的项目方法学支持领域；（三）于2012年11月8日之后开工建设；（四）符合生态环境部规定的其他条件。

《管理办法》第十一条至第十五条说明了项目审定与登记的流程，简要总结如下：

其中项目设计文件是CCER项目开发的起点，是体现项目合格性并进一步计算核证减排量的重要参考。换言之，项目设计文件的质量直接影响项目最终的成败。《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（下称“《暂行办法》”）施行阶段，国家发展和改革委员会（下称“国家发改委”）曾于2014年2月公布了CCER设计文件的模板，明确了设计文件的主要内容和框架结构。我们理解生态环境部在CCER正式重启后也会发布新的CCER设计文件规则，后续我们也将持续关注相关政策动态，并及时完善我们的上述观点。

（2）减排量核查与登记

《管理办法》第十七条明确规定经注册登记机构登记的温室气体自愿减排项目可以申请项目减排量登记，申请登记的项目减排量应当具备以下五项条件：（一）符合保守性原则；（二）符合生态环境部发布的项目方法学；（三）产生于2020年9月22日之后；（四）在可申请项目减排量登记的时间期限内；（五）符合生态环境部规定的其他条件。

《管理办法》第十八条至第二十二条说明了减排量核查与登记的流程，简要总结如下：

其中需注意的是，项目业主针对减排量核算时委托的审定与核查机构与就项目审定时委托的审定与核查机构应为不同的机构。

2. CCER项目开发模式

CCER 项目的前期开发成本主要包括各类文件资料的编写费用、审定与核查机构收取的费用以及委托咨询机构产生的费用。CCER 项目的最终收益主要取决于项目产生的碳减排量以及CCER的市场交易价格。

根据项目业主与咨询机构对项目开发成本和收益的分配机制，可将项目开发模式分为纯咨询模式、共享模式和买断模式。企业可以根据不同模式的特点以及自身风险偏好，择优选择适合自己的项目开发模式。

（1）纯咨询模式

纯咨询模式由项目业主负责出资开发CCER项目，由咨询机构负责项目设计文件等工作，CCER项目的全部收益归业主所有。优点是第三方咨询机构只根据工作量收取固定的费用，企业单独享有项目开发成功的全部收益。缺点是企业需要自己承担项目开发失败的所有风险。

（2）共享模式

共享模式由咨询机构垫资前期的项目开发费用，等项目开发成功后再从CCER收益中扣除开发成本，同时项目业主和咨询机构按照约定比例享有项目收益。优点是企业无需负担前期开发成本。缺点是企业需要将部分项目收益让渡给第三方咨询机构。

（3）买断模式

买断模式由咨询机构全权负责CCER项目的开发运营，咨询机构与原业主约定以某个固定或浮动价格买断项目产生的所有收益，并提前向原业主支付部分项目定金。优点是企业可以提前将项目变现并收取部分费用，不需承担项目开发失败或 CCER交易不成功的风险。缺点是该模式下咨询机构与业主约定的交易价格一般低于市场价，企业无法获取CCER价格大幅上涨时的额外收益。

3. CCER项目开发建议

基于上文介绍的CCER项目开发流程和开发模式，为有效开发CCER项目，实现碳资产保值增值，我们对企业提供以下建议：

一是建议企业对具备开发潜力的项目做好事前评估，梳理每个项目的开发成本及开发难度，预测每个项目的减排量大小和收益，综合评判每个项目的开发价值和投入产出比，从而合理选择该项目的开发模式。

二是建议企业选择专业的第三方机构协助进行CCER项目开发与管理。从国家发改委施行《暂行办法》时开发的CCER项目统计数据来看，2017年CCER暂停前，全国注册的 CCER项目共有 2871 个，获得减排量登记的项目共 861个，最终获得可以减排量交易的项目254个[3]。可见，注册项目数量与最终获得减排量登记的项目数量相差甚远。同时考虑到项目/减排量的审定与核查对项目方法学的选择和使用是否得当，以及项目是否符合项目方法学等相关技术规范有严格的要求，拥有专业团队编制项目文件对项目开发较为关键。因此，为了提高企业开发CCER项目的效率和价值，建议聘请专业机构协助开发与管理。

三是建议企业高度重视生态环境部新公布的项目方法学。《管理办法》第十条及第十七条明确规定申请登记的温室气体自愿减排项目和项目减排量应该符合生态环境部发布的项目方法学，这意味着此前国家发改委发布的项目方法学已全部作废。方法学是CCER项目开发的主要依据，目前生态环境部已公布首批四类项目方法学，建议企业及时关注生态环境部不时更新的项目方法学。

二、存量CCER项目以及绿证制度与《管理办法》的衔接

CCER的重启落地需要解决2017年之前存量项目以及其他环境权益的衔接问题，一是2017年之前的存量CCER项目如何处理，二是部分项目存在的CCER与绿证制度的环境权益交叉重复计算问题如何解决。

1. 存量CCER项目如何处理

根据《管理办法》第四十九条“2017年3月14日前获得国家应对气候变化主管部门备案的温室气体自愿减排项目应当按照本办法规定，重新申请项目登记；已获得备案的减排量可以按照国家有关规定继续使用”的规定，存量CCER项目需要按照《管理办法》重新申请项目登记，但是原来已经获得备案的CCER减排量可以继续使用。

根据生态环境部2023年10月24日发布的《关于全国温室气体自愿减排交易市场有关工作事项安排的通告》[4]，2017年之前已经获得备案的CCER减排量可于2024年12月31日前用于全国碳排放权交易市场抵销碳排放配额清缴，2025年1月1日起不再用于全国碳排放权交易市场抵销碳排放配额清缴。因此，原来已经获得备案的CCER减排量如果用于全国碳排放权交易市场抵销碳排放配额清缴，则只能在2024年12月31日之前使用。

2. CCER与现有绿证制度如何衔接

2023年7月25日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号，下称“1044号通知”），提出实现绿证对可再生能源电力的全覆盖，并再次明确：绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。国家能源局负责绿证相关管理工作。

在核发对象上，CCER与绿证有所重叠。目前生态环境部已公布的首批四类项目方法学，包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电和红树林营造，其中海上风力发电和光热发电也是绿证核发对象。CCER和绿证交易均强调项目的唯一性，即认定的项目未参与其他减排机制。但是对于海上风力发电项目和光热发电项目，存在环境权益“双重计算”的潜在风险。

1044号通知已提出，推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，更好发挥制度合力。期待生态环境部与国家能源局等主管机构之间建立有效的沟通和协调机制，搭建系统平台，制定信息披露机制，明确记录可再生能源项目的环境价值已经通过某种机制进行了开发、交易和使用，避免可再生能源环境权益双重使用[5]。

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