减排项目储备是什么

文 | 《 财经 》记者 徐沛宇

编辑 | 马克

从2017年开始启动的全国碳排放权交易市场建设进入收尾期。

11月2日，生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（下称“管理办法”）和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（下称“结算办法”）两份征求意见稿。管理办法的征求意见时间截至2020年12月1日，结算办法的征求意见截至2020年11月11日。

两份征求意见稿披露了全国碳排放交易市场的基本运行规则。纳入全国碳排放权交易市场管理的主体为：年度温室气体排放量达到 2.6 万吨二氧化碳当量及以上的企业或者其他经济组织，全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额以及其他产品。

多位业内人士对《 财经 》记者表示，全国碳市场开始运行还有待操作细节出台和硬件设施完善。 全国碳市场初期运行将只纳入火电一个行业，交易范围仅含二氧化碳一种温室气体。

“现在努力的方向是明年实现交易，一些大型企业也是按照明年开始交易做准备的。”碳市场咨询投资机构中创碳投公司事业一部总监李丹对《 财经 》记者说。

目前看来，全国碳市场有望在明年年底之前开展实质运营。届时，新能源企业可将自己减少的碳排放出售给火电企业，帮助其实现减碳指标。在碳市场纳入的行业增多后，会有更多的类似交易行为。

按照目前的交易标准计算，风电、光伏企业可售减碳量能带来每度电1.3分—7.4分钱的收益。

此次发布的管理办法提出，重点排放单位可使用国家核证自愿减排量(CCER)或生态环境部另行公布的其他减排指标，抵消其不超过5%的经核查排放量。1 单位 CCER 可抵消 1 吨二氧化碳当量的排放量。用于抵消的 CCER 应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目，在全国碳排放权交易市场重点排放单位组织边界范围外产生。

这意味着， 管理办法确认，CCER抵消机制是碳排放权交易制度体系的重要组成部分。光伏和风电等减排项目可以将其产生的二氧化碳减排量，在全国碳市场出售，获取经济收益。

CCER的全称是Chinese Certified Emission Reduction，即中国核证减排量。

根据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，参与自愿减排的减排量需经国家主管部门在相关交易登记簿登记备案，经备案的减排量称为“核证自愿减排量”。也就是说，CCER进入碳市场交易需要审批认证。

《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》于2012年6月13日发布实施，CCER项目开始审批。由于CCER交易量小、个别项目不够规范等问题，2017年3月， CCER项目的备案申请暂停受理。与此同时，当时的主管部门国家发改委表示将修订《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》相关条款。

此次发布的上述征求意见稿称，对CCER的管理规定将另行出台。而《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的修订进展尚不得而知。

CCER审批重启和交易的细则仍有较多不确定性因素。国家能源集团旗下龙源碳资产公司曾启动全国第一个CCER项目开发和交易。该公司相关负责人对《 财经 》记者表示，业界恢复了对CCER交易的信心，但具体实施细则何时发布仍没有时间表，希望尽快出台。结合碳市场的需求和CCER的补充定位，预计未来获得审批的CCER项目将比较有限。

龙源碳资产公司相关负责人提供的数据显示， 全国的CCER累计签发量为4980万吨，可满足各试点碳市场抵消要求的CCER仅约1500万吨。而各试点地区的年度碳排放配额量远超这个数，例如湖北、广东等每年配额都超过2亿吨。

已经获得审批的CCER现货在未履约之前，可以在试点地区的碳市场多次交易。据资讯机构智汇光伏创始人王淑娟计算，按照目前各地CCER交易标准计算，风电、光伏项目可通过交易CCER带来每度电1.3分—7.4分钱的收益。

业内人士认为，全国碳市场CCER交易的积极性要大幅提高，有两个影响因素： 一是收紧火电企业的排放基准线，提高其采购CCER的需求；二是增加纳入碳市场的行业，增加被管控企业的数量。

2017 年 12 月发布的《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，是启动全国碳市场建设的标志。该方案明确全国碳市场运行初期只管控火力发电行业的碳排放。

目前看来，全国碳市场初期将实施灵活总量控制模式，采用基准线法分配配额，不限制纳管企业产量，也就是说不限制总的排放量。目前尚未发布全国碳市场给火电企业的排放基准值，未确定各地各企业的排放配额发放标准。

业内人士认为，主管部门对煤电机组的排放基准值肯定将逐年收紧，推动其减排的同时，也会促进对采购CCER的需求。

生态环境部国家应对气候变化战略研究和国际合作中心总经济师张昕认为，全国碳市场采用灵活总量是为了处理好经济发展与碳减排的矛盾，是一项短期措施。碳交易本质是总量控制下的交易，为了强化碳交易机制减排成效，应尽快研究确定碳市场排放配额总量，优化基准线标准。

中国已有北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、福建和深圳八省市开展碳交易试点工作。部分试点地区除了纳入火电企业外，还纳入了交通、航空等领域的企业。 全国碳市场运营后，试点地区的碳市场短期内将继续运营。区别在于，火电企业的碳排放配额交易在全国市场进行，其他行业的碳市场继续在试点地方运行。

全国碳市场将在试点地区的基础上，择机增加纳入碳市场的行业。但目前没有时间表。

2017 年 5 月，国家在江苏、四川两省进行配额分配试算的过程中，首次公布了发电、电解铝、水泥行业的配额分配方案初稿。李丹表示，“十四五”期间，其他比较成熟的高耗能工业行业，比如电解铝、水泥以及其他工业行业等有望逐步纳入。

据生态环境部披露的数据，截止到2020年8月，试点省市碳市场共覆盖钢铁、电力、水泥等20多个行业，接近3000家企业，累计成交量超过4亿吨，累计成交额超过90亿元。

多拉财经——碳中和讲堂

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什么是CCER？

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，经其备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。CCER指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的减排效果精选量化核证，并在碳交易所注册登记的核证自愿减排量。

简单来说就是在碳交易所，产生的碳减排量交易行为，可以统称为CCER交易，即“控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排的核证量。

案例：

       政府为了减少企业排放二氧化碳量，通过专业的评估给了A,B两家公司各100万吨/年排放量。

      A公司通过节能改造，减少碳排放20万吨仅排放二氧化碳80万吨，多出来的20万吨就可以在碳交易市场出售配额，获取利润。

      B公司未按照要求减排，年底排放超过20万吨，全年共计排放120万吨超过了政府给定的100吨配额，那么B公司只能通过在碳交易市场购买20万吨配额，来完成政策指标。

     上述交易统称为CCER交易，通过碳交易市场，协调高碳排企业及低碳排企业闲置二氧化碳排放量配额。在这一机制下，可以促进企优化生产效率进行技术环保升级来减少碳排放量，从而达到节能减排的效果，或者通过购买碳排放配额实现二氧化碳减排目的。

国内ccer开发情况：

     截止到2017年3月，累计公示CCER审定项目2,852个，项目备案的网站记录861个；减排量备案的网站记录254个，实际减排量备案项目为234个（有20个项目减排量至少备案一次，属于项目记录重复）就公示项目类型而言，以可再生能源居多，共计2032个，占公示项目总数的71%，其中：风电947个、光伏833个、水电134个、生物质能112个、地热6个。其次是避免甲烷排放类项目，共计406个，占公示项目总数的14%；再次是废物处置类项目，共计180个，占公示项目总数的6%。

       就公示数据而言，年减排总量超过1,000万吨的省份有11个，这11个省份分别是：四川（2,982万吨）、内蒙古（2,514万吨）、山西（2,423万吨）、新疆（2,321万吨）、贵州（1,604万吨）、河北（1,560万吨）、甘肃（1,496万吨）、江苏（1,469万吨）、云南(1,161万吨)、山东（1,119）、湖南（1,092万吨）。

节能减排从我做起，碳中和目标的实现和我们每个个体都息息相关。及时关电脑、打开一扇窗、自备购物袋、种一棵树……只要你学会做减法：减排、减污、减负、减欲、减速，就能为碳中和、碳减排贡献自己的力量。

减少碳排放人人都有责任，让我们身体力行为实现“碳达峰”“碳中和”目标贡献一份力量！

全球二氧化碳的大量排放不仅造成严重的环境污染问题，也造成全球灾害性天气频发，严重的威胁着人类和地球其它生命的生存。

碳达峰、碳中和目标的出台，为我国未来绿色低碳发展绘制了美好蓝图。但也要看到，我国处于工业化发展阶段，工业技术和耗能、排放水平比发达国家仍有较大差距，我国要实现碳达峰和碳中和的目标面临着巨大的压力和挑战。要实现这个目标，我国不仅要努力提高制造业技术水平，加大节能减排力度，更需要改变能源结构，减少高耗能。

我国碳达峰和碳中和的目标的确定，将进一步推进绿色经济发展和城镇化、工业化、电气化改革，对新能源特别是电力清洁化发展有着重要意义。

近年来，碳排放交易已经逐渐成为一个热门话题。今天我们来谈谈光伏发电站到底能减排多少二氧化碳温室气体。

我们以一个1MW的光伏发电站为例来做计算。首先需要说明的是我国地缘辽阔，各地的太阳能辐射资源不同，不同地区安装的同容量的光伏发电站的发电量是有很大差异的。如果我们以江浙地区和甘肃河西走廊地区的光伏发电站为例来做分析。

▲工商业屋顶光伏电站

我们知道，江浙一带的最佳倾角光伏阵列表面年太阳能辐射量通常在1300kWh/m²左右，而西北地区河西走廊一带太阳能辐射资源比较丰富，大约是2000kWh/m²左右。

江浙一带的1MW光伏发电站电站首年发电量可达100万kWh。

河西走廊一带的1MW光伏发电站电站首年发电量可达160万kWh。

与常规煤热发电站相比，1MW的光伏发电站每年分别可节省405-630吨标准煤, 减排1036-1600吨二氧化碳，9.7-15.0吨二氧化硫，2.8-4.4吨氮氧化物。

按照目前碳排放40元/吨左右的平均交易价格计算，1MW的光伏电站每年碳减排交易的收益约4.1-6.4万元左右。

1997年，全球100多个国家签署了《京都议定书》，碳排放权成为了一种商品，碳交易成为碳减排的核心手段之一。目前，全球有几十个碳交易体系。2020年，全球碳市场交易规模达2290亿欧元，同比上涨18%，碳交易总量达103亿吨。碳排放价格从平均每吨25欧元翻倍至2021年5月初的每吨50欧元左右。

我国碳交易工作也已经开展了十余年了，全国有北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、和福建等八个地区已经开展了碳交易试点，完成了近5亿吨二氧化碳排放量的交易，成交额上百亿元。同时各地科技厅等部门都有从事的清洁能源机制的机构或碳排放管理部门。

据了解，目前我国碳排放交易价是每吨20-52元，和国际市场比，碳排放价格还是比较低的，但是随着国家“双碳”目标和国际化的推进，碳排放价格上涨的趋势是必然的。我国目前有装机240GW的光伏发电站，年发电量1172亿kWh减排二氧化碳11684.8万吨。每年有价值约4000万元-6000万元的排放配额指标可用于市场交易。光伏发电不仅可以直接通过售电获得经济效益，同时还可以通过碳排放交易获得额外的经济收入。

我们认为，未来我国将进一步加大各地碳排放配额管理和发展碳排放市场交易，推动新能源的发展和“双碳”目标的实现。

（注：计算公式：1 度电 = 0.39 kg 煤 = 0.997 kg 二氧化碳 = 0.00936 kg二氧化硫 = 0.00273 kg 氮氧化物）

那如何计算二氧化碳减排量的多少呢?

以发电厂为例，节约1度电或1公斤煤到底减排了多少“二氧化碳”?

根据专家统计：每节约1度(千瓦时)电，就相应节约了0.328千克标准煤，同时减少污染排放0.272千克碳粉尘、0.997千克二氧化碳、0.03千克二氧化硫、0.015千克氮氧化物。每使用光伏电站所发的一度电是同样道理。

以1MWp光伏电站为例。

减少二氧化碳减排量：

近日，浙江省乐清市有序用电工作领导小组办公室文件印发 乐有序用电办[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！

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。

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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。

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。

研究发展基于碳排放权等各类资源环境权益的融资工具，建立绿色股票指数，发展碳排放权期货交易，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，将具有生态、社会等多种效益的林业、可再生能源、甲烷利用等领域温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场。

全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量844.73万吨，累计成交额4.16亿元。下一步，生态环境部将会同有关部门进一步完善制度体系，推动《碳排放权交易管理暂行条例》尽快出台，修订完善相关的配套制度和技术规范体系，完善温室气体自愿减排交易机制。

目前中国的碳市场正处于深化完善期，不断有新的行业被纳入全国碳市场。随着2021年全国碳市场第一个履约期的进行，《意见》提出发展碳排放权期货交易，中国的碳排放权期货交易呼之欲出。未来，中国将逐渐形成多层次碳市场，包括现货市场和碳期货等各类衍生品。全国碳市场交易品种和交易主体也将越来越丰富，全国碳市场活跃度随之不断提升，机构和个人投资者有望在未来两三年进入全国碳市场交易。

和合期货认为, 未来碳市场将以降低碳减排成本为核心，不断探索开展碳汇交易、碳配额质押贷款、碳资产质押融资、碳基金、碳信托等产品和服务，与碳远期、碳期货等碳金融衍生品交易一起共同提升碳市场的流动性，为投资者提供更多碳市场的交易和投资机会。

近十年，中国的碳市场发展迅速，为碳期货及衍生品市场的建设奠定基础。湖北上线全国首个碳排放权现货远期交易产品。同年，上海、广州也陆续上线了碳配额远期交易，十分接近碳期货，帮助市场参与者规避风险，发出碳价格信号。截至2020年8月，碳排放交易试点省市碳市场共覆盖钢铁、电力、水泥等20多个行业，接近3000家企业，累计成交量超过4亿吨，累计成交额超过90亿元。

和合期货表示，现阶段只有履约企业之间的配额现货交易，未来企业还需要碳配额的更多衍生产品，例如配额期货、期权、远期合同、掉期产品等，用以对冲交易风险，形成运行稳定、健康发展的碳金融衍生品市场。

今年1月22日，证监会正式批准设立的广州期货交易所将以碳排放权为首个交易品种，首个交易品种或许就是碳期货。根据国家发改委的初步分析，如果按照八大行业来测算的话，未来的排放量将会达到每年30亿到40亿吨的规模，现货交易金额将达到每年12亿到80亿元。据行业人士估计，期货的交易量大，频率高，如果加上期货，每年的碳交易金额有望达到600亿到5000亿元。

证监会副主席方星海近日表示，期货市场要发挥自身优势，推动全国碳市场的建设和发展，积极推进碳期货研发工作，以公开、连续、前瞻性的碳排放价格，引导全社会合理配置减排资源，帮助实体企业向绿色低碳转型。和合期货十分关注并看好绿色金融的发展潜力，全国碳市场及相关金融衍生品一旦启动，将形成长期减碳收益预期，推进企业碳排放改革，促进企业技术、商业模式的创新和升级，从而加速推进“双碳”目标的实现，对我国的经济结构转型带来巨大推动力。

碳期货等金融衍生品市场的建立和发展需要成熟的金融市场条件，一方面要以健康活跃且成规模的现货市场作为碳金融衍生品市场发展的基础，另一方面需要各类金融机构积极参与，共建稳定成熟的交易体系。作为中国第一批成立的期货机构之一，和合期货表示将积极参与碳市场，为碳金融市场带来流动性的同时，强化价格发现功能、平抑价格波动，促进金融机构开发涉碳融资等创新型的金融衍生品，从而推动碳金融体系的多元化发展，为中国的绿色低碳转型贡献力量。

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有关问题的通知

各省，自治区，直辖市及计划单列市人民政府，计委（计经委），科委，物价局（委员会），电力局：

为了进一步支持可再生能源发展，加速可再生能源发电设备国产化进程，经报国务院批准，现将有关问题通知如下：

一、可再生能源主要包括：风力发电，太阳能光伏发电，生物质能发电，地热发电，海洋能发电等。国家计委和科技部在安排财政性资金建设项目和国家科技攻关项目时，将积极支持可再生能源发电项目。

二、可再生能源发电项目可由银行优先安排基本建设贷款。贷款以国家开发银行为主，也鼓励商业银行积极参与。其中由国家审批建设规模达3000千瓦以上的大中型可再生能源发电项目，国家计委将协助业主落实银行贷款。对于银行安排基本建设贷款的可再生能源发电项目给予2%财政贴息，中央项目由财政部贴息，申请条件为：

申请银行贷款的可再生能源项目在项目建议书阶段应取得银行贷款意向书，在可行性研究阶段应获得有关银行的贷款承诺函。

可再生能源项目资本金应占项目总投资的35%及以上。

贴息一律实行“先付后贴”的办法，即先向银行付息，然后申请财政贴息。贴息实行逐年报批。报批程序为：由项目业主填制贴息申请表（一式2份），并附利息计息清单和借款合同，经贷款经办行签署审查意见后，分别报送国家计委、财政部和有关银行。国家计委会同财政部、有关银行审核汇总后，由财政部按国家有关规定下达批准项目贴息资金计划。

地方项目由地方财政贴息，具体办法由地方按国家有关规定知定。

三、对利用国产化可再生能源发电设备的建设项目，国家计委、有关银行将优先安排贴息贷款，还贷期限经银行同意可适当宽限。

四、对利用可再生能源进行并网发电的建设项目，在电网容量允许的情况下电网管理部门必须允许就近上网，并收购全部上网电量，项目法人应取得与电网管理部门的并网及售电协议。项目建议书阶段应出具并网意向书，可行性研究阶段应出具并网承诺函。

五、对可再生能源并网发电项目在还款期内实行“还本付息＋合理利润”的定价原则，高出电网平均电价的部门由电网分摊。利用国外发电设备的可再生能源并网发电项目在还款期内的投资利润率以不超过“当时相应贷款期贷款利率＋3％”为原则。国家鼓励可再生能源发电项目利用国产化设备，利用国产化设备的可再生能源并网发电项目在还款期内的投资利润率，以不低于“当时相应贷款期贷款利率＋5％”为原则。其发电价格应实行同网同价，既与采用进口设备的项目享有同等的电价。

六、可再生能源并网发电项目在项目建议书阶段应出具当地物价部门对电价的意向函，可行性研究阶段由当地物价部门审批电价（包括电价构成），并报国家计委备案。经当地物价部门批准和国家计委备案的可再生能源并网发电项目电价从项目投产之日起实行。还本付息期结束以后的电价按电网平均电价确定。

七、对于独立供电的可再生能源发电系统，国家鼓励采用租赁、分期付款方式推广应用，具体办法由各地政府根据当地具体情况研究制定，并报国家计委备案。

八、本通知中的条款由国家计委负责解释。

一九九九年一月十二日