2021年7月，全国碳市场启动交易，火电行业纳入管控，市场运行平稳、信心稳步提升，截至2023年6月底，全国碳排放权配额（CEA）成交量为2.3亿吨，成交额109亿元。国家核证自愿减排量（CCER）为碳市场的有机组成部分，适时启动交易对于活跃碳市场重要性巨大。

2023年7月7日，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（征求意见稿），意味着CCER市场自2017年暂停以后将按下重启键。按照暂行办法规定，新纳入CCER的项目类型包括可再生能源、林业碳汇、甲烷减排和节能增效等，从已通过审定的项目类型来看，可再生能源占现有2800个项目的71%，是CCER的主要供应主体。

近年来，我国可再生能源产业在国家“双碳”目标的引领下获得了突飞猛进的发展。在新市场环境下，合理控制可再生能源项目类型和签发进度，对于控制CCER总体供应至关重要，其额外性的探讨也成为了业内关注的焦点。因此，本文将就新市场环境下可再生能源CCER额外性进行探讨。

严格额外性标准

合理控制CCER供应规模

CCER制度的设计初衷是通过市场手段为碳减排项目提供一定的经济回报，从而鼓励社会投资。因此，健康稳定的市场是推动CCER健康发展的外部环境，CCER的供应规模要得到合理控制。过量的CCER供应会导致碳市场价格下跌，冲击配额市场，过少的CCER供应则会导致价格虚高，甚至出现“价格倒挂”。

全国碳市场首期仅电力行业纳入管控，年排放规模为45亿吨，按5%的全额度抵消比例计算，CCER年需求量为2.25亿吨，随着相关行业陆续进入碳市场，总体年需求量为4亿吨。目前，已获得签发的254个项目的年签发量为5017万吨，若已获得审定公示的2800个项目全获得签发，年供应量将超过5亿吨，供大于求，因此签发量需要合理控制。

CCER项目由于存在较长的计入期，每年都可以获得稳定的减排额度签发，且如果人为设定不匹配的抵消对应关系，则会破坏市场信心和投资预期，因此可以严格控制CCER额外性审查，让真正需要额外补贴的项目上马，从而产生额外的环境效益。项目额外性与投资收益率成反比例关系，而投资收益率随生命周期正向发展。产业生命周期划分为导入期、发展期、成熟期和衰退期，在导入和发展期，由于新技术处于发展初期，较大的项目投资带来了投资的不确定性，通过环境收益可以有效刺激项目的回报预期，从而增强项目发展，此时为项目的额外性较强。进入到成熟期以后，技术稳定、单位千瓦投资较小，投资收益稳定，此时的额外性降低，且这一时期项目发展迅速，如果全部申请为减排项目，将会带来供需失衡。以风电为例，2005年，我国风电装机容量为126万千瓦，2006年，我国大力推动可再生能源发展，2008年，《京都议定书》执行，我国大部分风电项目申请了CDM项目，获得CER补贴，进一步促进了我国风电装机发展，到2010年末，我国风电装机达到4180万千瓦，居世界第一。2012年，大量的CER供应导致欧洲碳市场CER价格持续走低。

新市场下可再生能源

投资环境变化

由于可再生能源在运营期无较大变动成本投入，对于未来现金流折现影响较大的参数为建设期的固定资产投资和运营期电价收入。以风电为例，这两个参数在新的电力市场环境下，相较于CCER暂停前均发生了较大变化。

现金流出方面，对于风电项目投资来说，考虑维护成本变动较小，影响平准化度电成本（LCOE）的现金流出主要考虑因素为建设期投资。统计2012年已注册的CCER项目平均单位千瓦造价约为9000元/千瓦，设备费占整个项目投资的70%~75%。随着风电技术的不断发展，发展大型化风机促使整体降本，2022年以来风电平均单位千瓦造价已降至5000~6000元/千瓦，设备成本降至50%以下，金风科技在2022年3月全市场风机招投标均价仅为1876元/千瓦。风机设备价格的不断下降将明显提升项目的收益水平。

现金流入方面，风电项目的主营业务收入为电费收入，取决于年利用小时数和上网电价。风电的年利用小时数随着风机技术的发展而提升，目前的风机正朝着大叶片、高塔筒发展，陆上风电单机容量由2012年前后的1~2兆瓦主力机型，逐渐发展为3~4兆瓦，海上风机单机容量已达到6兆瓦左右，风机技术的迭代带来了年利用小时数的增加，风电的年平均利用小时数已由2012年1959小时增加至2022年的2259小时，增幅为15%；电价方面，近年来随着电力市场化推进，新增风电通过市场化形成电价，2019年，国家发改委将陆上风电标杆上网电价改为指导价，具体电价通过竞争方式确定，并且自2021年开始，陆上风电项目全面实现平价上网。部分电力现货市场推进较快省份，新能源也参与到市场化报价，进一步降低风电的电价水平。

额外性论证中的投资分析

在可再生能源CCER的额外性论证工具中，投资基准分析是常见的分析工具，通过比较拟投资项目的全投资回报率与基准收益率大小来确定是否存在额外性，已注册的可再生能源CCER项目普遍采用8%的基准值。然而，在前述的新市场环境下，随着可再生能源投资成本、上网电价等因素的变化，给投资分析带来许多挑战，特别是未来上网电价由市场决定以后，增加了预测难度。

通常情况下，投资项目可行性是企业自主行为，企业进行项目投资经济可行性研究时主要比较的是项目的投资回报率与自身的加权资本成本，如果低于自身资金成本，则企业可以通过财务评审。可再生能源项目的资本结构中通常按照“1∶2”的比例安排融资，近年来，国家为了鼓励新能源投资，不断降低银行贷款利率。2021年，央行推出碳减排支持工具以降低低碳企业的绿色资金成本，企业可以按照贷款本金的60%向央行申请碳减排贷款，成本仅1.75%，从而降低整体贷款的利息成本。企业融资利率的降低带动了企业加权资金成本的降低，可以考虑更多的项目投资，目前电力集团一般要求投资内部收益率为6%。

随着国家“双碳”目标的实施，构建新型电力系统成为国家实现“双碳”目标的重要抓手。2021年，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，要求到2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，非化石能源消费比重达到25%左右。对于电力集团来说，抢占新能源资源已成为企业发展的战略考虑，随着风光大基地建设的深入推进，电力集团也不局限于以单体项目的收益来判断可行性。

额外性论证中的普遍性分析

通过投资收益的额外性论证以后，拟申报项目还需证明项目本身的差异性和不确定性，即普遍性分析，项目需要证明在同地区类似项目在没有CCER支持下可以实施的理由。在新市场环境下，可再生能源CCER申报的普遍性分析面临着更大的挑战。在前期项目较少的情况下，已申报的项目通常通过说明拟申报项目具有唯一性或者通过列举的方式证明类似项目均已申报CER、自愿减排（VER）或者CCER，来证明申请减排量支持具有普遍意义，但是目前可再生能源发展迅速，想要证明项目具有差异性较为困难。

2017年国家暂停CCER项目申报，2017~2022年，我国可再生能源装机规模分别为6.5亿千瓦、7.28亿千瓦、7.94亿千瓦、9.34亿千瓦、10.63亿千瓦和12.13亿千瓦，其中风电和光伏装机规模分别为2.94亿千瓦、3.58亿千瓦、4.14亿千瓦、5.34亿千瓦、6.34亿千瓦和7.58亿千瓦。五年间可再生能源装机规模增长2倍，风电和光伏装机增长2.5倍，而这些新增的机组均是在没有额外减排的支持下投运。因此，项目差异性的证明存在一定困难，项目只能结合自身实际情况来分析自身的技术、资金和政策等方面的障碍。

绿证制度对额外性论证的影响

国家为缓解可再生能源补贴、提高平价可再生能源收益，推出了绿证制度，规定1兆瓦可再生能源可以申请1个绿证，价值约为20元/个，折合度电收益为0.02元/千瓦时。对于原带补贴项目申报CCER来说，该部分收益已包含在补贴当中，不增加额外现金流入，但是对于平价项目来说，能有效增加项目的投资收益，这可能会影响到额外性论证的准确性和公正性。同时绿证制度与CCER申报的实施是否带来重复补贴的风险，还需要政策予以明确。

目前，电碳联动的市场机制已初见端倪，部分试点省份碳交易市场允许受控主体采购绿电或者绿证来抵消范畴二排放，对于排放主体来说更具有吸引力，降低排放可以满足自身碳中和需要，还可以释放出价值更高的配额予以补贴。而对于可再生能源项目来说，当两种补贴折合到度电收益相当后，申请绿证补贴更具有吸引力，一方面可以免于CCER申报的繁琐程序和成本，另一方面可以摆脱日益降低的排放因子约束。

完善的碳市场需要CCER参与交易，而CCER的供应需要控制在合理的范围内，既降低受控主体履约成本，又支持社会投资减碳项目。可以通过明确的CCER额外性论证标准来引导准入项目的类型和规模，从而达到合理控制CCER供应量的目的，具体到可再生能源项目上，投资分析可区分不同项目类型的实际投资收益，如竞争性配置项目、海上风电项目等，考虑出台并不断调整基准收益率标准，并给出普遍性分析的具体操作指引，进一步明确碳市场与绿证市场衔接，让新能源企业拥有更多的选择，从而促进新能源的快速发展。 

原标题：新市场环境下可再生能源CCER额外性探讨