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市场对CCER的整体需求偏弱,CCER本身严重供大于求
此次管理办法明确,“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量(CCER)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单位CCER可抵消1吨二氧化碳当量的排放量。”此前在7个碳交易试点地区,政策也是类似,即重点排放企业可以使用5%的CCER抵消,但是当年鲜有光伏项目卖碳成功,这其中是有背景原因。
1地方限制严重
以北京为例,允许强制控排单位用CCER来抵消5%的排放,但是这部分CCER要求最少50%来自北京本地,因此北京的CCER价格较高。
2CCER供大于求
由于CCER供大于求非常严重,在2017年3月17日,暂停了CCER新增项目的申请。等于彻底停掉新的供应,剩余老的CCER价格稳定住了最后的阵地。目前仍未开放新的注册,什么时候能开放尚不清楚。
3CCER是买方市场
最终对于市场需要多大量的CCER,取决于配额的发放情况,CCER是买方市场,如果生环部分配给大家的配额总量和实际排放总量之间的差值,就是当年CCER的全部需求量。如果配额发放宽松,或者被控排的企业突然排放减少,那么当年的CCER基本就没有需求量。这种突然排放减少的情况,主要是火电发电量的下降(通过发电权交易等),存在一定的可能性。
CCER的获得是有成本的,并且还不低
CCER脱胎于国外的CDM,业内也叫CCER开发,与开发光伏、风电项目性质一样,都需要专业的开发团队来运作,因此也有开发成本。按照CCER暂停之前的费用计算,单个项目前期通常要投入10-12万元以上,未来这个流程的成本高低,要看后面对CCER的一些政策安排。以下是CCER的开发流程:
CCER开发流程
1审核备案
每个CCER项目都要首先完成项目的审核备案(仅需注册一次),意味着该项目是符合国家碳减排项目目录,有资格出售减排量;再经过减排量的审核备案,意味着将一段时间的减排量备案并具备交易资格。从第二次减排量备案开始,就可以省略步骤2,直接进行减排量的核查备案,节约4-5万元的成本。
2积累减排量
目前对于一个减排项目多久开发一次CCER并没有明确规定,理论上积累几年的减排量,一次开发有利于降成本。但是买方能不能接受就是看当时的市场情况了。
3压缩成本
如果按照首次单个项目10-15万的开发成本来计算,较为保险的是未来该CCER的出售收入不低于30万。表面看起来这个毛利润非常高,主要是为了覆盖较大的风险。CCER的产出不是实物,除了用作减排量抵消之外,毫无其他用处,且出售价格方面完全不由开发者把控,开发者只能尽量压缩成本来降低风险。
4利益最大化
因此,CCER当前的局面是跟CDM完全不同,当年CDM最火爆的时期,欧洲需求大且价格高,像龙源、大唐、华能这些电站业主都培养自己的CDM开发团队,力求利益最大化。反观国内碳市场,鲜有电站业主支付全部前期开发费用的,大部分业主都想开发不出费用,后面卖掉按比例分成。
5找到买方
那么最后一步找到买方是整个链条中最重要的一环,从过往经验看,买方更倾向于买新项目的减排量,新项目的额外性更清晰一点。一个光伏项目,全生命周期都能卖碳的可能性存在,但是需要一个高度约束力的碳配额分配机制。根据我们的观察,这个可能性现在还很低。在不同的项目品种之间,不同的买方也有侧重,例如大水电这样的首选被排除掉,生物质更受买方青睐等等。
综上所述,
我们认为碳市场的建立对整个气候变化是非常重要的,那么接下来火电的成本因为控排增加多少,是否对电力市场造成影响尚需要政策进一步明确。甚至,未来绿色电力证书与碳减排如何共同发力也属于空白,特别是终端电力用户,如果他们有绿证证明自己用的全部是可再生能源电力,那么这部分电力对应的排放理论上为0。
当前,无论是碳市场还是绿证市场,都在建设初期,都需要时间成长。生态环保部和国家能源局之间目前也无法就这两种制度进行调和,他们各自都挣扎在如何推出自己的政策上面。未来如果要协调2个政策,那么就需要更高一级的政府机构出面,那就只有国务院。
最后,希望大家能够理解,完美的政策、一步到位的制度是不存在的,Lesson这个词即是课程也是教训,行业就是在课程+教训的道路上前行。联盟在2021年,将继续为行业提供高质量的深度研究,希望对避开教训能有一点点帮助。
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