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重启CCER交易迫切性提升 常规可再生能源发电项目难“坐享其成” ...

碳讯网 2022-3-17 09:42 857浏览

近日,有关国家核证自愿减排量(以下简称“CCER”)交易市场即将重启的消息频出,亦有报道称,“生态环境部以部市联建的方式支持北京市承建全国自愿减排(CCER)交易中心,有望近期落地。”

虽然记者在采访中并未获悉CCER交易市场重启的“时间表”,却从知情人士处了解到,“从招投标时间来看,目前CCER交易系统开发工作应该接近建设完成。”更为重要的是,考虑CCER签发自2017年3月份起已暂停近5年,存量CCER恐难满足全国碳排放权交易市场(以下简称“全国碳市场”)第二个履约周期的清缴需求,这也增加了CCER交易市场(包括CCER签发等)重启的迫切性。

需要关注的是,CCER签发、交易等重启,一直被认为利好于清洁能源产业,尤其是持有风电、光伏等可再生能源发电资产的A股公司。但据记者了解,受CCER额外性等多重因素约束,未来,常规可再生能源发电资产将难以获得CCER签发。换言之,相关上市公司寄望依靠CCER交易市场重启显著提振业绩,并不乐观。

常规可再生能源发电项目

将无法获得CCER签发

CCER是未来全国碳市场项下唯二可交易的碳资产现货之一(另一种为“碳排放配额”),亦是全国碳市场建设重要的补充机制,国际通行将其定义为碳减排信用额。

根据去年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法》(以下简称《管理办法》),国家核证自愿减排量(CCER)是指对我国境内可再生能源、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证,并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。此外,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%。

正因为此,拥有可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目资产的企业,都希望通过获得CCER签发及其交易活跃且价格达到在一定水平,为相关资产带来额外收益(收益率根据CCER价格浮动)。

不过,一位不愿具名的业内人士向记者表示,“虽然《管理办法》也将可再生能源项目纳入了CCER范畴,但未来,一些曾获得过CCER签发的同类项目,却不一定能同样获得CCER签发。尤其是那些常规的、获得过各种形式补贴或者已实现平价的可再生能源发电项目。”

究其原因,首先,这些项目未来可能无法获得CCER额外性论证通过;其二,这些项目获得CCER签发,可能对全国碳市场的供(CCER、碳排放配额)需(碳排放配额清缴)关系及CCER、碳排放配额价格处于合理区间产生不可控的影响。

目前我国CCER管理仍遵循2012年出台的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》(以下简称《暂行办法》)。根据《暂行办法》,CCER应基于具体项目且具备真实性、可测量性和“额外性”。

其中“额外性”的国际通行定义为:CCER项目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CCER支持情况下,存在具体财务效益指标、融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素,单靠项目自身难以克服。

同时,根据《暂行办法》,CCER项目的“基准线”“额外性”,应采用经国家主管部门备案的方法学(方法指南)予以确定及论证。

“不同方法学的CCER额外性论证一般都包括‘首个同类项目认证、障碍分析、投资分析和普遍性分析’四个维度(步骤)。简言之,经过这些举证、调查、论证,我们要分别确认、判断拟议项目的‘基准线’,其是否存在商业化的障碍,投资收益是否低于相关标准,以及是否具有商业化前景。”上述不愿具名的业内人士进一步介绍,“一般来说,CCER额外性论证要求发电行业的基准收益率不高于8%,而大部分风电、光伏项目的内部收益率(IRR)都能超过8%。即便是那些IRR低于8%的项目,他们或者得到过各种形式的补贴,或者实现了发电侧平价,即实质上都不存在商业化障碍(收益率已被市场认可),因此不符合CCER初衷,也不具有额外性。”

大量CCER供给不利供需平衡

存量CCER无法满足清缴需求

除了额外性问题,规模化纳入可再生能源项目所产生的大量CCER供给,可能对全国碳市场造成的冲击也不容小觑。

根据国家能源局数据,2021年,全国风电发电量6526亿千瓦时,光伏发电量3259亿千瓦时。按通用排放因子每度电折0.0007883吨二氧化碳当量粗算,仅去年一年,风电、光伏分别可贡献5亿吨、2.5亿吨CCER。

但根据截至去年12月31日,全国碳市场第一个履约周期(自去年7月16日开市共运行114个交易日,不足6个月)年覆盖温室气体排放量约45亿吨二氧化碳当量,以及CCER抵销应清缴碳排放配额最高比例为5%计算,在不纳入新的重点排放单位的前提下,全国碳市场正常全年CCER需求约为2.25亿吨。

“在供需平衡下,CCER价格会与碳排放配额相互锚定。而大量CCER供给,则会影响其价格,从而影响碳排放配额价格。”上述不愿具名人士称,“如此一来,无论从额外性的微观角度,还是从市场供需的宏观角度来看,常规可再生能源发电项目未来获得CCER备案和签发都将存在不确定性。”

不过,就全国碳市场建设而言,由于我国CCER签发自2017年3月份起暂停已近5年,且全国碳市场也已开启第二个履约周期,市场不仅有赖于CCER市场化交易进一步完善价格发现机制,更迫切需要重启CCER签发满足碳排放配额清缴需求。

2017年3月17日,有关部门发布公告“暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请”;并指出,“在《暂行办法》施行中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题”;同时规定,“暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请,不影响已备案的温室气体自愿减排项目和减排量在国家登记簿登记,也不影响已备案的‘核证自愿减排量(CCER)’参与交易”。

彼时已签发且截至目前尚未核销的CCER,即为目前市场上的存量CCER。根据路孚特模型估算数据,CCER自启动至2017年暂停,签发约8000万吨二氧化碳当量(tCO2e),其中试点多年消化(履约企业核销)约3000万吨,企业碳中和消化(非履约企业核销)约200万吨,全国碳市场第一个履约周期消化(首批纳入发电行业重点排放单位核销)约3300万吨,目前市场存量仅1000余万吨。这一数字仅占全国碳市场正常全年CCER需求(约2.25亿吨)的4.5%。

对于未来可再生能源发电项目如何“争取”CCER额外收益,有业内人士向记者表示,“就目前看,运用了新技术的,比如配合储能的风光项目,或者农光一体化、建筑光伏一体化项目则有望获得CCER签发。”


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来自: 证券日报