2023年8月17日，北京绿色交易所发布通知，全国温室气体自愿减排交易系统即日起开通开户功能，接受市场参与主体对登记账户和交易账户的开户申请，但交易功能开通时间另行通知。目前实行新旧系统隔离，新的系统服务于新管理办法和新方法学下的CCER新量，2017年3月14日前已经获得备案的减排量仍在北京绿色交易所等九家交易机构继续交易。

自2023年7月7日生态环境部《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》发布以来，兼备有序性和相对灵活性的自愿减排交易市场建设箭在弦上，而CCER重启正是核心一环。一方面，CCER是我国自愿减排市场中的最重要碳信用品种，能够激励更广泛的市场主体参与减排行动，使强制减排市场暂时无法覆盖的可再生能源、林业碳汇、甲烷利用、节能增效等对减碳增汇有重要贡献的众多行业能够通过碳市场获得减排经济回报。另一方面，它是我国碳排放权交易体系的关键纽带，既通过抵销机制与国内强制市场产生联动，又通过国际民航碳减排和抵销市场机制（CORSIA）与《巴黎协定》下的全球碳市场机制对接，因此受到了广泛关注。

与此同时，全国碳市场第二个履约周期稳步推进，控排企业须在2023年底完成2021至2022年度的配额清缴。现实紧迫的履约压力之下，市场对于CCER重启的需求和期待升温。

2023年8月3日，绿证新政发布，全面确认可再生能源的环境价值，形成与CCER并行的格局。同为环境权益的经济激励机制，绿证可能对CCER市场供给形成冲击，使CCER方法学的修订面临妥善衔接电碳市场的难题。

在自愿减排市场重启需求迫切、多重影响因素叠加发力的背景下，本篇报告聚焦CCER机制，从两个维度分析CCER重启的意义。一方面，本文从CCER的发展历程和近期政策出发，梳理了CCER重启对主要相关行业和碳金融市场的影响；另一方面，在近期政策频出的背景下，本文特别从供应侧和需求侧两个角度对绿证对CCER可能的影响进行分析。

1.1、国际碳交易市场发展

碳交易市场是由政府通过对能耗企业的控制排放而人为制造的市场。为应对全球气候变化，1992年，联合国大会通过了《气候变化框架公约》（以下简称《公约》），确立了国际合作应对气候变化的原则。《公约》指出，发达国家有义务率先实现减排，并提供资金技术支持发展中国家实现减排。1997年12月，来自全球149个国家和地区的代表齐聚日本京都，制定并通过《京都议定书》。协议明确了全球温室气体排放总量控制量，规定有效控制CO2、CH4、NO、碳化氢、CF4、SF6等六种典型温室气体排放总量。根据六种气体的温室效应能力，折算成CO2进行实际核算和交易。协议进一步明确了协议签署方的减排目标，并分配了不同数额的碳排放配额。由于各国控制温室气体的成本差异很大，《议定书》 第16条之2规定：“《公约》缔约方会议应就特别是关于排放贸易的核查、报告和会计责任规定相关原则、模式、规则和指南，为了厦行其依本条规定的承诺，附件一所列任何缔约方可参加排放贸易。这种贸易应是对为了履行这些承诺的目的而采取的本国行动的补充。” 排放交易使得这些国家可以根据自己的实际情况，选择是直接履行减排义务，还是向其他国家购买指标来厦行自己的义务。

针对排放交易，《京都议定书》设计制定了三种碳排放的交易机制，分别为国际排放贸易（International Emission Trade，简称IET）、联合履行（Joint Implement，简称JI）和清洁发展机制（Clean Development Mechanism,简称CDM），这三种碳交易机制是碳排放权交易体系的雏形。

1.2、强制碳市场，碳排放权交易系统（ETS）与碳配额

碳排放权交易系统（ETS）是进行碳配额（Emission Allowance）交易的强制性碳交易市场。在碳排放权交易体系（ETS）中，监管机构对经济体中明确界定的部门（覆盖范围）允许排放的温室气体（GHGs）上限（cap）进行定义。排放许可证或配额被发放或出售（分配）给被纳入碳市场的实体。在规定的时间段结束时，每个被覆盖的实体必须交出与它们在此期间的排放量相对应的配额数量。排放量低于其持有的配额数量的实体可将多余的配额出售给碳市场的其他参与者。因此，减排成本低的实体有动力减少其碳排放，而那些面临较高减排成本的实体可以选择从市场上购买配额来实现履约。

中国的碳市场建设从地方试点起步，2011年10月在北京、天津、上海、广东等省市启动了碳排放权交易地方试点工作，2017年末，经过国务院同意《全国碳排放权交易市场建设方案》印发实施，要求建设全国统一的碳排放权交易市场。中国国家碳排放交易体系（ETS）于2021年开始运行，是世界上覆盖排放量最大的国家碳排放交易体系，预计覆盖超过40亿吨二氧化碳，占中国碳排放量的40%以上。2021年全国碳市场第一个履约周期，纳入发电行业重点排放单位超过2000家，碳排放量超过40亿吨二氧化碳。

1.3、自愿碳市场与碳信用

自愿碳市场是没有履约义务的主体自愿购买项目减排量以实现自身碳中和所形成的市场，交易标的为碳信用（Carbon Credit）。

购买主体为包括中国在内的部分允许碳信用市场按一定规则与强制性碳市场链接地区的控排企业，以及出于增强品牌建设、履行社会责任等自愿目的而主动采取项目减排量交易行为以实现减排或达到自身碳中和的企业和政府机构等。在这类市场中由于碳信用可以根据不同的标准核证产生且主体可能并没有履约义务，因此碳信用价格相对强制性市场往往较低，且价格也会取决于项目类型、市场关注度及需求。

全球自愿碳市场目前主要由三部分组成：各国国内自愿机制（包括中国国家核证自愿减排量CCER）、国际碳减排机制（包括清洁发展机制CDM和国际航空碳抵销和减排计划CORSIA），以及第三方独立自愿减排机制（包括核证减排标准VCS、黄金标准GS、美国碳注册登记处ACR、美国气候行动储备方案CAR等）。

中国国家核证自愿减排量（CCER），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。国家鼓励重点排放单位、机构和个人，出于减少温室气体排放等公益目的自愿注销其所持有的碳排放配额，同时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%。

1.4、CCER的发展历程

1.4.1、2002-2012：参与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的方式，中国减排项目参与CDM机制的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。为促进参与清洁发展机制（CDM）项目活动的有效开展， 2004年我国制定了《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》。从2005年至2012年，我国CDM注册项目数量大幅增长。

但在京都议定书的第一阶段于2012年底结束后，欧盟规定2013年后开始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；同时国际上CER的不断签发导致供给过剩，CER价格随之下降。因此2013年后，国际市场吸引力大幅下降，中国申请CDM数量骤减，基本退出国际市场，国内CDM项目数量也大幅下降。

1.4.2、2013-2017：CCER机制搭建

在以上背景下，我国开始建立自己的碳交易市场体系——碳排放权交易（ETS）试点市场。2013年起，我国在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建8地先后开始启动了碳排放权试点交易。

除配额交易外，我国还参考《京都议定书》中的清洁发展机制(CDM)，构建了适用于本国的自愿认证减排机制(CCER)。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》和《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，由此确定了我国温室气体自愿减排项目的申请、审定、备案、核证、签发和交易等工作流程，规范了相关工作要求，2015年，国家自愿减排交易注册登记系统上线，标志着我国温室气体自愿减排市场的正式运行。

1.4.3、2017-2022：暂缓受理

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、供需不平衡的问题，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。

1.4.4、2023：CCER重启有望

2023年7月7日，生态环境部气候司发布了关于公开征求《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》）意见的通知。该文件是生态环境部联合市场监管总局对2012年发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》）的最新修订，对我国CCER交易相关的机构设置、方法学管理、项目审计与登记、减排量核查与登记、减排量交易、审定与核查机构管理以及监督管理和法律责任各方面进行了初步规划。

相较于上一版的《暂行办法》，此次的《管理办法》对自愿减排市场的运行保障和发展都进行了更为详细的规范，主要体现在以下方面：

1.5、CCER市场供需主体分析

作为国内最重要的碳信用形式，CCER是当前国内自愿碳市场的核心交易品种，它一方面通过抵销机制与国内强制碳市场产生联动，另一方面通过国际民航组织国际（ICAO）的航空业碳抵销与削减机制（CORSIA）对接国际气候合作，因此形成了连接强制碳市场和自愿碳市场、可面向国内与国外交易主体的市场结构。

从供给侧看：CCER的卖方是境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等CCER项目的业主。项目获得经过国家主管部门核证签发的减排量后，项目业主可以通过销售核证减排量获取收益。

从需求侧看：国内层面，CCER目前最主要的买方是强制碳市场交易主体（重点排放单位），这些控排企业可以在有限制的比例内购买CCER，将其作为低成本的履约方式，用于抵销碳配额清缴。其次，国内也有部分有自愿碳减排需求的政府和非政府组织、企业、个人和金融机构，购买CCER用于中和自身碳排放或投资于碳金融产品。国际层面，由于CCER被纳入CORSIA机制2021至2023年试点阶段的可选合格碳信用，因此CORSIA机制下自愿参与国履约运营商也可以通过购买CCER抵销国际航班碳排放增量。

实现双碳的整体路径可以用减碳提效、能源替代、负碳来概括，碳交易亦在此基础上展开。CCER作为全国温室气体自愿减排交易市场的主要交易产品，其重启有助于推进我国自愿减排交易市场建设，有利于支持林业碳汇、可再生能源、甲烷利用等CCER项目和碳交易相关服务行业发展，激励更广泛的行业、企业参与温室气体减排行动，推动实现碳达峰、碳中和目标。

此外，根据世界银行的数据，全球各类碳信用机制发放前三名的行业是林业、可再生能源、垃圾处理行业；而从我国已签发的CCER项目分布来看，前三名是风电、光伏、甲烷利用。在所有已签发项目中，我国的垃圾处理行业和林业比重远小于国际水平。在世界银行的分类方法中，垃圾处理包含垃圾填埋场气体和废水处理等废物管理和废物处理项目，我国在该领域的项目主要为垃圾焚烧发电和垃圾填埋气回收，在后续研究中我们将先后在可再生能源与甲烷利用两个章节中进行介绍。

2.1、林业碳汇

作为一项重要的负碳技术，林业碳汇项目是林业碳汇开发、交易、碳汇价值实现与管理的重要载体, 对适应和缓解气候变化、促进林业可持续发展具有多重作用。同时林业碳汇是CCER明确纳入的主要项目类型之一，CCER市场重新开放后将有望为林业带来巨大的发展机遇。目前，我国已有林业碳汇CCER核查项目97个，备案项目13个，项目备案率为13.4%，备案项目中减排量签发的项目仅有3项,，备案项目的减排量签发率为30.0%,，整体备案率与签发率均比较低。同时在已审定的2871个项目中，林业碳汇项目仅占3.3%，远低于国际水平。从下图中的历史发展态势来看，2013-2017年我国林业碳汇CCER项目市场发展总体呈上升态势。生态环境部还表示，将继续支持已批准的林业碳汇等自愿排放项目进入全国碳交易市场参与交易，开展补贴和抵销，更好地发挥碳汇的作用。“十四五”规划在国家层面明确承诺，森林覆盖率从2021年的23.0%提高到2025年的24.1%，森林蓄积量达到190亿立方米。总体来看，我国林业碳汇CCER项目具有广阔的发展前景，且受到国家政策的支持，在CCER重启后有望保持增长的态势。

林业碳汇行业受CCER重启带来的发展机遇较多。目前已有相关上市公司积极从行业发展的角度着手，联手学术专家制定碳汇细分产品的计算方法、制定行业标准、丰富金融产品等。

• 岳阳林纸

岳阳林纸作为造纸业的领军企业，已在林业碳汇领域展开多方面的准备，布局绿色低碳赛道。2021年，岳阳林业搭建碳汇开发的专业平台——湖南森海碳汇开发有限责任公司（简称“森海碳汇”），依托自有林地资源，储备碳信用，开展碳汇业务，谋划碳金融。森海碳汇以打造专业化碳汇平台为基点，积极拓展碳汇业务，积极参与新的方法学开发，持续提升影响力和竞争力，公司2022年年报披露其签订正式开发合同9份，正式开发合同面积达3,511万亩（其中256万亩农田）。此外，森海碳汇在光大银行岳阳分行启用2亿元贷款，贷款利率低于一般贷款利率，为湖南省首笔碳中和贷款，在绿色信贷及碳金融方面取得重大突破。

根据公司战略部署，预计在“十四五”期末，森海碳汇业务将延伸至碳汇开发、碳汇交易、碳汇金融以及碳吸收与碳捕捉技术等领域，打造林业碳汇开发的头部企业。预计2025年末，累计签约林业碳汇5,000万亩。

• 永安林业

永安林业8月9日发布投资者关系活动记录表显示，该公司于2023年8月8日接受7家机构调研。根据公开的调研内容，永安林业正在针对CCER重启进行积极准备，结合中林集团整体战略部署，发挥自身资源优势、技术优势。

2.2、可再生能源

可再生能源是双碳背景下的化石能源的重要替代能源。在当前已备案并记录的CCER项目中，可再生能源项目所占比例超过75%，当前可再生能源项目主要包括风电、光伏、水电、垃圾焚烧发电、生物质利用五种。其中水电项目的平均单项减排量最高，而备案数量占比较高的风电和光伏项目的平均减排量则相对较低。

• 风电与光伏

风电与光伏产业在项目备案数量方面遥遥领先于其他行业，分别占总备案项目的33.0%和28.8%。由于风电与光伏受环境因素的影响较大，有效工作时长受限，因此其单个项目预计减排量位于可再生能源中的最低水平。但由于风电和光伏产业的新增和总装机容量增长趋势稳定，且面向全球广阔的市场，因此预计CCER的参与活跃度将持续提升。

• 垃圾焚烧发电

随着城市生活垃圾“减量化、资源化、无害化”处理需求的日益增长，我国垃圾焚烧处理近年来发展迅速。根据中国统计年鉴的数据，近年来我国生活垃圾无害化处理中焚烧处理的占比呈现稳定上升的趋势。截至2021年，我国生活垃圾无害化处理行业中，垃圾焚烧和垃圾填埋的占比分别为72.6%和21.0%。在双碳背景下，垃圾焚烧发电具有以下两点优势：1）与垃圾填埋比较，垃圾焚烧可避免由于填埋产生的有害气体（主要为甲烷）；2）与传统火力发电对比，焚烧发电用焚烧余热代替化石燃料能够在一定程度上减少温室气体排放。参与 CCER 将为垃圾焚烧发电企业带来额外收益。

• 水电

水电单体项目在可再生能源项目中减排量最高，但水电类CCER项目整体面临一系列限制，1）过去水电项目在建设过程中会对周边生态环境造成一定负面影响，2）项目成本较高，3）目前各地方碳交易试点对水电 CCER 接受度较低，除上海和湖北外所有试点交易机构均不接受水电项目，而其中湖北也仅支持非大型水电项目 CCER 交易，4）目前我国可利用的水能资源主要集中于四川、云南、西藏等西南省份，已开发完成度较高，开发潜力相对较弱。

• 生物质能

虽然生物质能在已备案项目数量中的比例仅为3.7%，但其单个项目的平均预计减排量仅次于水电，是光伏产业的超过3倍。这些显著的减排效果以及丰富的资源供应有助于加速生物质能在未来CCER市场的发展。

CCER的重新启动为这类从事可再生能源发电的企业提供了通过将二氧化碳减排转化为经济收益的机会，从而增加其收益；同时也为从事低碳发展和减排业务的企业带来了一条重要的环境权益变现途径，可以获得额外的资金支持。

2.3、甲烷利用

甲烷（CH4）是导致全球气候变暖的第二大温室气体，对全球变暖贡献率达25%，但其也是也是油气开采、煤炭开采、农业活动中均会大量释放的可利用燃料。在“十四五”规划中，我国提出要加大甲烷等其他温室气体的控制力度。生态环境部表示，甲烷是CCER的一个重点方面，希望CCER这一市场机制可以为甲烷排放的控制提供助力。目前已备案的甲烷利用项目主要分为填埋气回收项目、沼气利用项目和煤层气发电项目三种，其甲烷减排量分别为209.1tCO2e、217.0tCO2e和402.2tCO2e。在2017年以前我国通过自愿减排碳市场推动甲烷减排已积累一定经验，在 CCER项目备案重启后，甲烷利用的相关项目也有望在政策支持下继续发展，开发更多适用的方法学。

2.4、碳交易相关服务业

• 碳金融机构

随着CCER的重启，碳交易市场的建设和完善势在必行。未来随着我国更多非电相关行业纳入碳交易市场，扩大的碳市场涵盖范围将促进我国碳金融机构的发展。同时全国范围内的CCER市场开放时，大量企业将有机会通过CCER获得额外的碳收入。因此，企业在碳资产识别、增值和项目开发等入市准备方面急需碳资产管理和碳咨询机构提供专业服务。

• 碳监测仪器

监测、报告和核查体系（MRV）时碳排放权交易体系中数据质量控制和保证的基本手段，目前欧盟与美国均已有比较完善的制度标准与监测方法，而我国相关制度仍在试点阶段，随着CCER的重启，相关制度的完善将带来对碳监测技术与仪器的需求，相关技术与仪器的研发将在重启后成为热点。

除直接作为碳现货产品进行交易外，CCER也是碳金融产品的重要底层资产。本章系统梳理了我国碳金融产品体系，并对与CCER直接相关的碳金融产品及其发展情况进行了进一步分析。

3.1、碳金融产品

碳金融产品建立在碳排放权交易基础之上，以碳配额、碳信用额度现货为基础派生出的金融产品。

依照证监会《碳金融产品》（JR/T 0244—2022），从功能出发，碳金融产品可分为碳市场融资工具、交易工具和支持工具三类，其主要的碳金融产品种类简介如下。

3.2、CCER在碳金融体系中的定位

CCER在我国碳金融体系中的既是碳配额交易市场的补充，本身也是重要的基础碳资产：

• CCER是我国自愿市场最核心的碳现货交易产品，围绕CCER展开交易的自愿市场是对以配额为交易品种的强制市场的重要补充。

• CCER是我国最重要的碳信用形式，因此也是碳金融产品重要的基础碳资产，丰富了我国的碳金融产品种类。

相比配额，CCER的交易在路径上不受地方市场分割限制、在主体上不受控排名单范围约束，这种良好的流通能力和使得CCER交易成为活跃碳市场、盘活碳资产的重要途径。截至2023年8月，我国已有多种与CCER关联的碳金融产品落地实践。

3.3、主要CCER相关碳金融产品

3.3.1、融资工具：关注碳债券

融资工具中，以CCER（或CCER与配额的组合）为标的的碳资产质押融资和碳资产回购产品实践活跃，但主要原因在于这两种产品对应市场相对成熟、实施流程相对简单。换言之，由于CCER本质上只是扩大了融资企业的可选标的范围、增强了融资方式的灵活性，重启虽然能够进一步提升碳资产质押融资和回购产品实践的活跃度，但是对这两种产品市场结构上的影响作用有限。

相比而言，碳债券虽然实践较少，但非常值得关注。由于碳债券的债券利率水平需要挂钩碳信用收入，CCER是碳债券最重要的收益锚定物。比如，我国首支碳债券14核风电MTN001的浮动利率就与发行人中广核的CCER销售净收益正向挂钩。

事实上，我国过去碳债券市场热度低迷主要受限于CCER审批暂停带来的两方面问题：

• CCER项目签发停滞，直接导致新建低碳项目无法采用CCER进行碳债券融资设计；

• 配额总量收紧和CCER存量消纳使得CCER价格抬升，进而导致与CCER挂钩的债券利率水平上升，间接削弱了利用碳债券融资的成本优势。

因此随着CCER重启，新的CCER项目和CCER供给将有望释放碳债券发行需求、激活碳债券市场潜力。

3.2.2、交易工具

• 品种互换（碳置换）

我国碳金融衍生品市场还在发展初期，各交易所上架的衍生品种类本身较少，落地较多的主要是碳远期。从实际数据来看，在2021年7月广州碳排放权交易所的远期业务暂停前，广东碳市场共完成5笔CCER远期交易，累计交易量为28万吨，累计交易金额约252万元。

此前实践中，CCER远期交易成交量较小而价格波动较大，概括来说落地难题主要来自两方面：

1）交易机制待完善：目前CCER远期合约场外交易机制不够规范、交易合规和价格信息披露不充分；

2）项目不确定性带来的交易风险：CCER项目从开发到签发的时间不确定性较高，难以保证在履约期前及时交付。

综合来看，如果CCER重启，短期内虽然能够通过引入担保型CCER远期合约或配套碳保险对远期交易形成支持和保障，但若要长期激活CCER远期市场潜力，仍有赖于化CCER项目方法学、精简化CCER核证程序等体制进步。

• 品种互换（碳置换）

品种互换要求交易双方在未来约定的期限内相互交换一定量的碳配额和碳信用及其差价，在过去中国碳市场的实践中主要有两种用途：

1）作为利用抵销机制履约的辅助：由于CCER一般是更经济的履约方式，企业可以利用CCER-配额置换操作优化资产组合。例如，上海石化在2018年使用冗余SHEA与杭州超腾完成SHEA-CCER置换，获利130余万元。

2） 充当绿色权益跨境交易的媒介：出于交易资质限制或境内外市场联动等原因，部分境外主体需借助品种互换参与中国碳市场交易。例如，中国南方航空公司在2019年完成推动全球首单1万吨规模欧盟碳配额与广东碳配额互换交易业务。

值得关注的是，《管理办法》26条特别设立跨境交易条款，指出核证自愿减排量的跨境交易和使用将另行具体规定，为中国在未来参与国际碳市场交易明确了市场预期。因此综合来看，如果CCER重启，品种互换在自愿减排市场的需求将有望被激发，其影响可能同时涉及两方面：

• 境内：更多境内企业能够利用品种互换来置换配额和CCER，利用CCER清缴履约义务和优化资产组合。

• 境外：更多境外投资者可能通过品种互换参与CCER场内交易。

3.2.3、支持工具

• 碳保险

碳保险是为降低碳资产开发或交易过程中的违约风险而开发的保险产品，也是CCER交易重要的支持工具。由于CCER项目交付时间的不确定性较高、CCER交易价格波动程度也较大，未来为了保障相关交易顺利进行，预计碳保险市场需求面将会扩大。

从过往经验看，我国与CCER紧密关联的碳保险产品实践较为丰富。例如，人保财险推出了CCER项目监测期间减排量损失险，针对清洁能源发电项目在CCER产生过程中，对因自然因素导致干扰或中断引致的减排量损失提供保险，帮助化解企业利用CCER抵销碳排放配额清缴所面临的不确定性、控制碳市场履约成本。

未来，随着CCER项目方法学更新和项目审批程序优化，诸如林业碳汇保险等围绕CCER项目的碳保险产品的市场供需也将增加，有望推动碳保险产品不断创新。

• 碳基金

碳基金是指依法可投资碳资产的各类资产管理产品，能够有效联通碳市场和资本市场。

在中国，碳基金最主要的投资标的就是CCER。相较而言， CCER可以在全国各个碳市场范围内进行流动，特别是北京绿色交易所全国CCER交易中心正式开展交易后，这一优势会进一步增强，而地方配额则具有市场局限性。例如，规模两亿元的海通宝碳基金就是针对CCER的专项投资基金，以全国范围内CCER为投资标的；公募基金“招金盈碳一号”则同时关注CCER以及我国试点地区的配额一级、二级市场，针对在中国碳交易试点市场配额和CCER之间的价差进行交易盈利。

因此，未来全国CCER市场重启有望扩充碳基金的潜在投资标的，刺激更多碳基金产品开发。

2023年8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局三部门联合印发了《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》。此次绿证新规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。CCER和绿证机制都能够为可再生能源项目的发展提供经济激励，为项目环境权益持有者提供取得回报的途径。基于此，本节从供应侧和需求侧两个角度对绿证对CCER可能的影响进行分析。

4.1、供给侧

本节通过对比绿证和CCER的政策覆盖面以及开发这两种环境权益产品的难度和周期，分析新政策下绿证对CCER市场供给侧的可能影响。

首先，从绿证新政和CCER政策内容来看：

• 部分CCER项目开发主体与绿证开发主体重合。由于绿证核发范围与CCER方法学覆盖范围均涉及光伏发电、风电、生物质发电等可再生能源发电项目，因此部分能够申请备案CCER项目的市场主体也可以选择开发绿证。

• 部分CCER认证权益被绿证包含，但两者都要求各自核证项目的环境属性具有唯一性。换言之，同时符合两类核证条件的可再生能源发电项目业主，要么选择通过参与CCER交易获得碳减排收益，要么选择参与绿证市场交易、回收可再生能源发电的环境收益。因此理论上，绿证将对产生CCER一定的替代性。

仅根据目前发布的政策，CCER代表的减排量与绿证代表的间接减排量之间还没有确定界线，这可能是CCER重启之后相应方法学需要解决的重要问题。

若未来CCER项目仅作为绿证覆盖行业外的补充，那么从供应端来看CCER项目规模可能受到明显影响。新规明确了绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，如果CCER未来的覆盖范围为目前绿证覆盖范围的补充，那么只有分布式项目自发自用的电量以及可再生能源非电利用项目等少范围的可再生能源项目可以纳入CCER项目审批范围。由于目前无论对于备案的还是成功获得签发批准的CCER项目，可再生能源发电项目占比都超过半数，未来如果去除这部分可再生能源发电项目，CCER项目签发规模可能受到明显影响。

另一种可能情况是，未来CCER与绿证制度仍然并行。允许可再生能源发电企业自主选择将项目环境收益变现的方式，那么这种制度设计将需要较高的信息透明度，避免绿电重复计算问题。企业将主要从价格角度衡量申报选择。目前从开发难度和开发周期来看，CCER项目的开发难度较高且周期较长。从实际数据看，CCER项目审批暂停前，全国平均备案率和签发率分别为29.99%和29.5%，而254个已完成签发的项目从审定公示到完成减排量签发平均需要1.68年。相比CCER，绿证开发虽然存在一定手续费方面的成本，但是开发流程和难度都较低。

因此，暂不考虑CCER和绿证相对收益的情况下，绿证新政可能影响CCER项目供给减少。

4.2、需求侧

前文已经提到，目前我国碳市场上对CCER的需求主要源于重点控排企业对配额履约清缴的抵销需求。因此，新规范下绿证如何影响CCER需求侧，主要取决于以下三个因素：

1）控排企业购买绿证所代表的对绿色电力的消费，能否相应抵销、能相应抵销多大比例的二氧化碳间接排放；

2） 减碳使用绿证和CCER的相对价格；

3） 绿证和CCER的相对流通能力。

针对绿证的间接碳抵销作用，截至2023年8月，国内碳市场中仅有京津沪三地出台了绿电抵扣外购电力规定，其中：

• 天津碳市场直接认可绿证抵销范围二碳排放。根据天津市2023年3月发布的《关于做好天津市2022年度碳排放报告核查与履约等工作的通知》和一同发布的2022年年度绿电扣除申请表，控排企业在核算净购入使用电量时，可申请扣除该企业购入绿色电力证书核证的电量。

• 北京碳市场在绿证新政发布后，可能认可绿证间接抵销碳排放。根据北京市生态环境局《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》和一同发布《北京市碳排放单位二氧化碳核算和报告要求》，控排企业通过市场化手段购买的绿电碳排放为零，但需要提供交易平台购买合同、结算凭证等材料并经过审核。旧规中，绿证不能在交易平台上交易，而新规允许绿证在指定交易平台上交易一次。

• 上海碳市场认可绿色电力消费证书（绿电）而暂未认可绿证对间接碳排放的抵扣。根据上海市生态环境局2023年6月8日发布的《上海市生态环境局关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，外购绿电单独核算碳排放，计排放因子为0 tCO2/104kWh，但需要提供绿色电力消费凭证等材料。

当前，由于我国只在部分地方试点碳市场纳入工业企业，购买绿证用于抵扣间接碳排放的市场主体（即绿证的潜在买方）仍有扩大空间。未来，待全国碳市场扩容至更多行业后，更多控排企业在减少或抵销外购电力排放方面将产生巨大的实际需求。

其次，对比使用绿证和CCER减碳的相对价格，对于绿证，其价格可以视为使用绿电（相较于使用火电基准价）的绿色溢价，根据生态环境部《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》，2022年全国电网平均排放因子为0.5703tCO2/MWh。以此计算，一张绿证代表1000kWh（即1MWh）可再生能源电量，则一张绿证平均抵扣0.5703吨碳排放。根据绿证认购平台数据，2023年2月17日至2023年8月17日半年间，无补贴风电和光电绿证成交平均单价分别为39.5元/张和40元/张，以此估算，使用绿证减碳的成本约在69.26元/吨CO2至70.14元/吨CO2之间。对于CCER，根据复旦碳价指数，2023年8月全国碳市场履约使用CCER的中间价为56.70元/吨CO2。但是考虑到目前CCER的交流量很小，各试点交易所实际的项目成交价格与碳价存在一定差异。因此从目前的价格来看，购买主体购买CCER减碳相对绿证成本没有显著差异。

从相对流通能力来看，两者各有优势。从产品可得性角度来看，现阶段绿证购买相对CCER更加简便。一方面，绿证的交易流程相对简便，参与方注册账户后在指定交易平台上通过双边协商、挂牌或集中竞价的方式均可完成购买；而CCER的购买流程相对复杂，参与方开立交易账户和资金结算账户后，小于10万吨的交易可以线下协议转让，大宗交易则需线上竞价完成。另一方面，在CCER审批暂停期间，绿证一直处于连续核发的状态，存量项目和新增项目均可获取绿证并进行交易，供给相对CCER更加充足，在CCER审批全面重启之前，绿证的交易可得性占据优势。从多次交易流通能力看，CCER具有明显优势。CCER可以在市场中无限次换手，流通性良好；但国家能源局核发的可交易绿证只能在指定交易平台交易一次，流通性较弱。从这个角度出发，对于控排企业，购买绿证进行碳排放抵扣需要对自身配额缺口有较为清晰的估计，否则购买的超量绿证无法再次转手；对于其他具有投资交易目的的市场主体，则很大可能倾向于购买流通性较好的产品CCER。

回顾全文，我们在梳理CCER的基本概念和发展背景的基础上，对CCER重启对于主要相关行业和相关碳金融产品的影响进行了分析，并从供需两侧对近期绿证新政出台对于未来CCER市场的影响进行了研究。

• 梳理了CCER的产生背景及发展历程，重点关注强制减排市场、自愿减排市场发展与CCER机制构建的关系。

• 厘清CCER对双碳行业产生影响的作用路径，进而针对林业碳汇、可再生能源、甲烷利用和碳交易服务等CCER相关行业，结合各行业情境简要分析。

• 分析CCER在我国碳金融体系中的定位，进而针对与CCER关联度较高的碳金融产品，分析CCER审批重启对这些产品市场潜力的影响。

• 在近期政策频出的背景下，从供应侧和需求侧两个角度对绿证对CCER可能的影响进行分析。

风险提示：碳中和政策推进力度不及预期; 碳交易市场活跃度不及预期; 板块表现不达预期风险。