【i光伏】光伏电站和CCER那些事，i光伏带您现场品尝“碳的盛宴”！
核心提示：木联能互联网事业部总经理薛午霞发表主旨演讲日，由光伏国际联盟（PIU）主办，中国光伏电力投融资联盟（CPVFA）联办的第九届光伏国际联盟CEO高峰论坛暨碳交易、碳金融助力光伏发展会议在北京举办。北京...
木联能互联网事业部总经理薛午霞发表主旨演讲
日，由光伏国际联盟（PIU）主办，中国光伏电力投融资联盟（CPVFA）联办的第九届光伏国际联盟CEO高峰论坛暨碳交易、碳金融助力光伏发展会议在北京举办。北京木联能软件股份有限公司受邀请出席，木联能互联网事业部总经理薛午霞发表主旨演讲。
木联能公司开发的i光伏平台是光伏行业的信息交互、资源共享、大数据应用的互联网服务平台。薛午霞总经理现场分享了“互联网+碳”的光伏创新服务模式，i光伏平台基于丰富的大数据和智能运维经验及互联网相关技术，创新提出了光伏碳资产管理标准化和透明化，为这一次“碳的盛宴”带来全新的理念，获得现场观众的热烈关注！下图告诉您i光伏平台可以为碳资产开发和碳交易做什么！
（图来自薛午霞总经理的演讲PPT）
您最关心的问题，看看专家啥看法？
以下摘取现场嘉宾的微信后台互动，针对光伏电站开发成为CCER项目，对大家最关注的问题，专家现场给予解答。木联能i光伏小编摘取部分，没到现场朋友也可以感受到现场的气氛哦！
Q:是否所有光伏电站都能开发CCER？A:光伏发电项目属于可再生能源和新能源利用类项目，具有减排效果。但项目要开发CCER还必须满足国家对业主机构及项目资格规定的一系列要求，比如要具有额外性，即具有财务障碍或技术障碍需要减排收益的帮助来实施等。因此项目是否能进行CCER开发，还需对项目情况进行具体评估。Q:一个光伏电站一年能获得多少减排收益？
A:光伏电站的减排收益取决于项目可以产生多少减排量以及CCER的交易价格。项目的减排量与项目发电量有关，平均1亿度电可产生吨减排量左右。CCER交易价格参照2015年履约期北京地区的平均20元/吨估算，1亿度电每年可以获得160万元减排收益。
Q:光伏项目获得的减排收益是每年都有还是一次性补贴？
A:按照现有管理规则，光伏类项目一旦获批作为温室气体自愿减排项目进行项目备案，则项目投产后运行期间产生的减排量都可以申请做碳交易，但累计不能超过21年。
Q:获取减排收益需要多长时间？
A:项目获取减排量收益前需先将项目作为温室气体自愿减排项目进行“项目备案”，投产发电后再将累计一段时间的减排量进行“减排量备案”获批成为CCER。
一般光伏类项目“项目备案”审批需要6个月左右，“减排量备案”审批需要5个月左右，减排量一经备案即可进行交易。如果项目投产早，发电量大，项目完成备案后即可启动减排量备案审批申请工作；如果发电量小或投产完，则需要等投产并积累一定量的发电量后再启动减排量备案申请。
Q:项目开发CCER的主要成本有哪些？
A:目前主要包括咨询费、第三方机构的审定费、监测服务费和第三方机构的核查服务费。
Q:作为项目业主，需要承担哪些成本和风险？
A:项目开发CCER的风险主要集中在申请项目备案及首次减排量备案阶段，这一阶段需要支出的成本包括咨询费、第三方机构的审定费、首次监测服务费和首次第三方机构的核查服务费，如果项目备案未被批准或首次减排量备案申请未被国家批准，则无法收回这些成本；目前有很多专业的碳服务公司如北京科吉可以支付或垫付这些成本帮助分担项目业主的风险，让业主安心开发静享收益；
首次减排量交易后业主获得减排收益，承担碳交易风险的能力提升后，后续历次交易前的监测服务费和核查费可以由项目业主承担，其中的监测服务费向北京科吉这类既做开发又直接购买CCER的综合服务机构还可以免收。
Q:CCER项目开发的流程如何？
A:1）CCER项目备案流程
A. 编写CCER项目设计文件；
B. 签定审定合同；
C. 项目设计文件提交审核机构+国家发改委，进行挂网公示；
D. 文件审查和现场审定；
E. 项目整改清单和补充文件清单；
F. 修改项目设计文件；
G. 编写最终审定报告；
H. 项目备案申请资料提交到地方（国家）发改委申请备案；
I. 项目经过国家审核理事会专家及领导的审核；
2）CCER减排量备案流程
A. 编写CCER项目监测报告；
B. 签定核查合同；
C. 监测报告提交审核机构+国家发改委，进行挂网公示；
D. 文件审查和现场核查；
E. 项目整改清单和补充文件清单；
F. 修改监测报告；
G. 编写最终核查报告；
H. 减排量备案申请资料提交到国家发改委申请备案；
I. 项目减排量经过国家审核理事会专家及领导的审核；
到现场参会没能及时拿到PPT的，以及没到现场特别想要PPT的各位同仁，请关注i光伏微信号，回复PIU+邮箱，i光伏会把本次会议PPT打包发送给您，与您共同分享碳知识！
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发改委通过90个CCER备案 风电光伏项目受青睐
　　目前，中国碳市场还是一个单纯的配额市场，CCER作为低成本减排及履约的工具，在北京、天津、上海、深圳和广东五个试点的首年履约中，并未发挥实质作用。2015年6月，中国7个试点将共同步入履约期，CCER能否借此机会破冰入市，成为各方关注的焦点。　　截至10月27日，国家发改委四次CCER项目备案审核会议共通过90个备案项目，其中的14个项目已经进入减排量备案的审核程序，减排量共计894万吨。首批项目减排量签发在即，这意味着中国CCER项目及减排量备案流程将全部走通。　　21世纪经济报道获悉，国家自愿减排登记系统以及与7个碳交易试点交易系统的连接有望于今年年底完成。这无疑将为CCER流入市场打通各个环节。　　然而，由于中国7个试点的碳抵消政策各异，价格差异明显，全国统一碳市碳抵消规则尚不明确，控排企业意识和能力仍有待提高，这诸多因素使得CCER市场仍存在较多不确定性。　　试点阶段，7个碳排放权交易试点的准入条件直接影响CCER的交易。汉能控股集团国内碳资产管理部部长李佳耘对21世纪经济报道记者指出，对于CCER的采购商来说，项目类型、来源地、减排量以及减排量的产出时间等，都是非常重要的考虑因素。　　项目类型方面，水电项目建设对环境和生态的影响一直备受诟病，且体量较大，一旦入市，对市场容量小的试点影响较大。为规避风险，北京和重庆试点将水电项目排除在外。　　项目来源地方面，湖北和重庆规定100%用辖区内的CCER进行抵消，广东规定70%使用本省CCER，北京规定外地CCER使用量不得超过50%，且优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量。天津、深圳和上海试点对CCER没有地域限制。　　北京和湖北试点将辖区内CCER进一步限定在纳入碳排放配额管理的企业组织边界范围外产生。这一限制将会使部分本地CCER被排除在本地碳市之外。　　减排量产出时间方面，北京试点将CCER限定在日后实际产生的减排量。重庆限定在日后投入运行的CCER项目。　　在使用量方面，天津、深圳、湖北以及广东的抵消比例皆为10%。其中，湖北配额总量3.24亿吨，CCER最大需求 3240万吨，皆为本地需求。目前，湖北共有6个CCER备案项目，均为风电项目，年均减排量近38万吨。　　广东配额总量4.08亿吨，CCER最大需求4080万吨，其中约2856万吨为本地需求，目前有丰达电力与广东长隆碳汇两个CCER项目，年均总减排量为9.06万吨。　　深圳配额总量约3300万吨，CCER最大需求为330万吨，无地域限制，目前深圳只有1个CCER备案项目，深圳市东部电厂天然气发电项目，年减排量102万吨。　　天津配额总量约1.6亿吨，CCER最大需求为1600万吨，无地域限制，也无本地CCER获备案。　　上海规定CCER使用比例为年配额的5%，配额总量约1.6亿吨，CCER最大需求800万吨左右，无地域限制。其中，上海只有华能上海燃机电厂天然气发电一个项目，预计温室气体年均减排量为109.27万吨，仅占800万吨的八分之一。　　北京的抵消比例同上海一样，也是5%，配额总量5000万吨，CCER最大需求量为250万吨，其中至少一半为本地需求。目前北京市有两个碳抵消项目，一个是华能北京热电有限公司的天然气热电项目年均减排量为27.78万吨，另一个是顺义区造林碳汇一期项目，年减排量约1000吨，只是250万吨CCER的十分之一左右。　　重庆将抵消比例定在8%，目前有约1.3亿吨配额，意味着可允许约1040万吨左右的本地CCER进行抵消。与天津一样，尚无本地CCER备案。　　从这些数据来看，明年履约期CCER市场的最大需求将达1.1亿吨，其中试点内CCER需求为7261万吨，试点外需求为4079万吨。国家发改委备案的90个项目，年减排量约为2000万吨，其中，试点内备案项目年减排量不足300万吨。　　控排企业对CCER的实际需求能够释放多少，与试点配额松紧度、二级市场活跃性、控排企业意识和能力都有很大关系，但从整体来讲，CCER采购商对这一市场还是看好的。　　北京和湖北试点入市门槛最高　　风电、光伏项目受买家青睐　　就项目类型方面，国家发改委备案的90个项目， 仍以风电和水电项目为主，其中风电项目最多，共30个，占备案项目的三分之一，水电项目共22个，近备案项目的四分之一。　　但项目类别逐步呈现多样化，农用沼气项目和光伏发电项目增多，项目数量分别为12个和10个。其他项目类别包括生物质发电项目、瓦斯发电项目、天然气发电项目、油改气发电项目、炭黑尾气发电项目、余热发电项目、LNG冷能空分项目、碳汇造林项目等。　　在21世纪经济报道记者采访的5家公司中有3家均表示，风电和光伏项目比较受欢迎，风电项目开发相对简单，且体量较大，光伏项目体量虽不大，但额外性较好，价格也略高。　　今年，北京和重庆试点将水电项目排除在外，使得CCER采购商对水电类项目更加谨慎。有2家公司表示，此类项目接受度不高，在议价过程中，可能会压低价格。　　然而，也不乏一些CCER采购商放眼未来全国统一碳市，对项目类型并无特别偏好，更看重CCER的质量和体量，孔晴熙认为，投入二级市场中的量才是起决定作用的因素。　　对于林业碳汇、农用沼气类项目，虽然具有很高的生态效益和社会效益，但开发难度较大、体量微小，投入二级市场后，对控排企业履约的实际影响并不大。　　李佳耘分析，此类项目的价格主要看买家对价值的认可度，现阶段的控排企业还是以履约为目标，更看重CCER的实用性。　　就项目类型而言，首批接受减排量备案审核的14个项目均为第三类项目（即获得国家发改委批准为CDM项目且在联合国CDM EB注册前产生减排量的项目）。王垚认为此类项目为一次性签发，属于现货，且时间期限短，风险相对小些。在CCER交易过程中，与计入周期比较长，分次签发的项目相比，在价格、交易方式以及谈判策略上可能会有不同。　　碳排放权交易中的控排企业作为终端买家，对碳资产管理的认识以及在CCER市场中的表现对CCER市场的发展至关重要。　　随着试点工作的推进，一些控排企业已经开始关注CCER，个别有远见的控排企业开始考虑提前进入CCER市场。　　孔晴熙介绍，“目前已有控排企业签订CCER购买合同。”她认为，市场的培育很重要，配额在目前来看还是地方粮票，但CCER从长远来看是全国粮票。在价低的时候买入，可以降低未来的履约成本。　　中间商买家为主，价格不透明　　中国CCER市场还处于以中间商买家为主，价格不透明的阶段。　　CCER市场是一个受政策影响很大的市场，北京太铭基业投资咨询有限公司CEO孔晴熙对21世纪经济报道记者分析，以履约为目的的控排企业是碳排放权交易市场中的终端买家，往往无心也无力与CCER业主共担开发成本和相关的政策风险，因此对CCER还只是看重未来成熟市场中的现货交易。　　与控排企业的耐心等待截然不同的是中间商的主动采购。一位业内人士对21世纪经济报道记者透露，中间商往往选择在项目开发前期圈定项目，以保证CCER市场开启之时，有现货可交易，抢占市场先机。若待市场成熟时再进入，那么将会错失交易2-3年。　　“中间商对国家统一碳市前景的良好预期与CCER项目业主低风险入市的需求是完全契合的。” 龙源碳资产管理公司总经理王垚对21世纪经济报道记者分析。　　然而，需求的契合只是CCER交易的一个先决条件。价格作为项目业主与中间商博弈的焦点，并非透明。　　目前，市场中只有两笔交易价格是公开的：一是龙源碳资产公司在北京市场以16元/吨的价格，卖出一万吨给东北中石油国际事业有限公司。二是中广核风电公司在广东市场以20元/吨的价格，卖出一万吨给广东中石油国际事业有限公司。　　这两笔签约均发生在试点碳排放权交易的开市之初，其价格对整个碳市并不具有指导作用。一位CCER项目业主透露，由于目前主要为场外交易，因此价格有高有低，不同项目类型也会略有差异，但整体CCER价格还达不到这一水平。
来源：中证网
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发改委通过90个CCER备案 风电光伏项目受青睐
10:33:53 来源：21世纪经济报 作者：
　　目前，中国碳市场还是一个单纯的配额市场，CCER作为低成本减排及履约的工具，在北京、天津、上海、深圳和广东五个试点的首年履约中，并未发挥实质作用。2015年6月，中国7个试点将共同步入履约期，CCER能否借此机会破冰入市，成为各方关注的焦点。
　　截至10月27日，国家发改委四次CCER项目备案审核会议共通过90个备案项目，其中的14个项目已经进入减排量备案的审核程序，减排量共计894万吨。首批项目减排量签发在即，这意味着中国CCER项目及减排量备案流程将全部走通。
　　据悉，国家自愿减排登记系统以及与7个碳交易试点交易系统的连接有望于今年年底完成。这无疑将为CCER流入市场打通各个环节。
　　然而，由于中国7个试点的碳抵消政策各异，价格差异明显，全国统一碳市碳抵消规则尚不明确，控排企业意识和能力仍有待提高，这诸多因素使得CCER市场仍存在较多不确定性。
　　试点阶段，7个碳排放权交易试点的准入条件直接影响CCER的交易。汉能控股集团国内碳资产管理部部长李佳耘对21世纪经济报道记者指出，对于CCER的采购商来说，项目类型、来源地、减排量以及减排量的产出时间等，都是非常重要的考虑因素。
　　项目类型方面，水电项目建设对环境和生态的影响一直备受诟病，且体量较大，一旦入市，对市场容量小的试点影响较大。为规避风险，北京和重庆试点将水电项目排除在外。
　　项目来源地方面，湖北和重庆规定100%用辖区内的CCER进行抵消，广东规定70%使用本省CCER，北京规定外地CCER使用量不得超过50%，且优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量。天津、深圳和上海试点对CCER没有地域限制。
　　北京和湖北试点将辖区内CCER进一步限定在纳入碳排放配额管理的企业组织边界范围外产生。这一限制将会使部分本地CCER被排除在本地碳市之外。
　　减排量产出时间方面，北京试点将CCER限定在日后实际产生的减排量。重庆限定在日后投入运行的CCER项目。
　　在使用量方面，天津、深圳、湖北以及广东的抵消比例皆为10%。其中，湖北配额总量3.24亿吨，CCER最大需求3240万吨，皆为本地需求。目前，湖北共有6个CCER备案项目，均为风电项目，年均减排量近38万吨。
　　广东配额总量4.08亿吨，CCER最大需求4080万吨，其中约2856万吨为本地需求，目前有丰达电力与广东长隆碳汇两个CCER项目，年均总减排量为9.06万吨。
　　深圳配额总量约3300万吨，CCER最大需求为330万吨，无地域限制，目前深圳只有1个CCER备案项目，深圳市东部电厂天然气发电项目，年减排量102万吨。
　　天津配额总量约1.6亿吨，CCER最大需求为1600万吨，无地域限制，也无本地CCER获备案。
　　上海规定CCER使用比例为年配额的5%，配额总量约1.6亿吨，CCER最大需求800万吨左右，无地域限制。其中，上海只有华能上海燃机电厂天然气发电一个项目，预计温室气体年均减排量为109.27万吨，仅占800万吨的八分之一。
　　北京的抵消比例同上海一样，也是5%，配额总量5000万吨，CCER最大需求量为250万吨，其中至少一半为本地需求。目前北京市有两个碳抵消项目，一个是华能北京热电有限公司的天然气热电项目年均减排量为27.78万吨，另一个是顺义区造林碳汇一期项目，年减排量约1000吨，只是250万吨CCER的十分之一左右。
　　重庆将抵消比例定在8%，目前有约1.3亿吨配额，意味着可允许约1040万吨左右的本地CCER进行抵消。与天津一样，尚无本地CCER备案。
　　从这些数据来看，明年履约期CCER市场的最大需求将达1.1亿吨，其中试点内CCER需求为7261万吨，试点外需求为4079万吨。国家发改委备案的90个项目，年减排量约为2000万吨，其中，试点内备案项目年减排量不足300万吨。
　　控排企业对CCER的实际需求能够释放多少，与试点配额松紧度、二级市场活跃性、控排企业意识和能力都有很大关系，但从整体来讲，CCER采购商对这一市场还是看好的。
　　北京和湖北试点入市门槛最高
　　风电、光伏项目受买家青睐
　　就项目类型方面，国家发改委备案的90个项目，仍以风电和水电项目为主，其中风电项目最多，共30个，占备案项目的三分之一，水电项目共22个，近备案项目的四分之一。
　　但项目类别逐步呈现多样化，农用沼气项目和光伏发电项目增多，项目数量分别为12个和10个。其他项目类别包括生物质发电项目、瓦斯发电项目、天然气发电项目、油改气发电项目、炭黑尾气发电项目、余热发电项目、LNG冷能空分项目、碳汇造林项目等。
　　记者采访的5家公司中有3家均表示，风电和光伏项目比较受欢迎，风电项目开发相对简单，且体量较大，光伏项目体量虽不大，但额外性较好，价格也略高。
　　今年，北京和重庆试点将水电项目排除在外，使得CCER采购商对水电类项目更加谨慎。有2家公司表示，此类项目接受度不高，在议价过程中，可能会压低价格。
　　然而，也不乏一些CCER采购商放眼未来全国统一碳市，对项目类型并无特别偏好，更看重CCER的质量和体量，孔晴熙认为，投入二级市场中的量才是起决定作用的因素。
　　对于林业碳汇、农用沼气类项目，虽然具有很高的生态效益和社会效益，但开发难度较大、体量微小，投入二级市场后，对控排企业履约的实际影响并不大。
　　李佳耘分析，此类项目的价格主要看买家对价值的认可度，现阶段的控排企业还是以履约为目标，更看重CCER的实用性。
　　就项目类型而言，首批接受减排量备案审核的14个项目均为第三类项目(即获得国家发改委批准为CDM项目且在联合国CDMEB注册前产生减排量的项目)。王认为此类项目为一次性签发，属于现货，且时间期限短，风险相对小些。在CCER交易过程中，与计入周期比较长，分次签发的项目相比，在价格、交易方式以及谈判策略上可能会有不同。
　　碳排放权交易中的控排企业作为终端买家，对碳资产管理的认识以及在CCER市场中的表现对CCER市场的发展至关重要。
　　随着试点工作的推进，一些控排企业已经开始关注CCER，个别有远见的控排企业开始考虑提前进入CCER市场。
　　孔晴熙介绍，“目前已有控排企业签订CCER购买合同。”她认为，市场的培育很重要，配额在目前来看还是地方粮票，但CCER从长远来看是全国粮票。在价低的时候买入，可以降低未来的履约成本。
　　中间商买家为主，价格不透明
　　中国CCER市场还处于以中间商买家为主，价格不透明的阶段。
　　CCER市场是一个受政策影响很大的市场，北京太铭基业投资咨询有限公司CEO孔晴熙分析，以履约为目的的控排企业是碳排放权交易市场中的终端买家，往往无心也无力与CCER业主共担开发成本和相关的政策风险，因此对CCER还只是看重未来成熟市场中的现货交易。
　　与控排企业的耐心等待截然不同的是中间商的主动采购。一位业内人士透露，中间商往往选择在项目开发前期圈定项目，以保证CCER市场开启之时，有现货可交易，抢占市场先机。若待市场成熟时再进入，那么将会错失交易2-3年。
　　“中间商对国家统一碳市前景的良好预期与CCER项目业主低风险入市的需求是完全契合的。”龙源碳资产管理公司总经理王分析。
　　然而，需求的契合只是CCER交易的一个先决条件。价格作为项目业主与中间商博弈的焦点，并非透明。
　　目前，市场中只有两笔交易价格是公开的：一是龙源碳资产公司在北京市场以16元/吨的价格，卖出一万吨给东北中石油国际事业有限公司。二是中广核风电公司在广东市场以20元/吨的价格，卖出一万吨给广东中石油国际事业有限公司。
　　这两笔签约均发生在试点碳排放权交易的开市之初，其价格对整个碳市并不具有指导作用。一位CCER项目业主透露，由于目前主要为场外交易，因此价格有高有低，不同项目类型也会略有差异，但整体CCER价格还达不到这一水平。
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备案编号：京ICP备号发改委通过90个CCER备案 风电、光伏项目受买家青睐
& & 目前，中国碳市场还是一个单纯的配额市场，CCER作为低成本减排及履约的工具，在北京、天津、上海、深圳和广东五个试点的首年履约中，并未发挥实质作用。2015年6月，中国7个试点将共同步入履约期，CCER能否借此机会破冰入市，成为各方关注的焦点。
& & 截至10月27日，国家发改委四次CCER项目备案审核会议共通过90个备案项目，其中的14个项目已经进入减排量备案的审核程序，减排量共计894万吨。首批项目减排量签发在即，这意味着中国CCER项目及减排量备案流程将全部走通。
& & 21世纪经济报道获悉，国家自愿减排登记系统以及与7个碳交易试点交易系统的连接有望于今年年底完成。这无疑将为CCER流入市场打通各个环节。
& & 然而，由于中国7个试点的碳抵消政策各异，价格差异明显，全国统一碳市碳抵消规则尚不明确，控排企业意识和能力仍有待提高，这诸多因素使得CCER市场仍存在较多不确定性。
& & 试点阶段，7个碳排放权交易试点的准入条件直接影响CCER的交易。汉能控股集团国内碳资产管理部部长李佳耘对21世纪经济报道记者指出，对于CCER的采购商来说，项目类型、来源地、减排量以及减排量的产出时间等，都是非常重要的考虑因素。
& & 项目类型方面，水电项目建设对环境和生态的影响一直备受诟病，且体量较大，一旦入市，对市场容量小的试点影响较大。为规避风险，北京和重庆试点将水电项目排除在外。
& & 项目来源地方面，湖北和重庆规定100%用辖区内的CCER进行抵消，广东规定70%使用本省CCER，北京规定外地CCER使用量不得超过50%，且优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量。天津、深圳和上海试点对CCER没有地域限制。
& & 北京和湖北试点将辖区内CCER进一步限定在纳入碳排放配额管理的企业组织边界范围外产生。这一限制将会使部分本地CCER被排除在本地碳市之外。
& & 减排量产出时间方面，北京试点将CCER限定在日后实际产生的减排量。重庆限定在日后投入运行的CCER项目。
& & 在使用量方面，天津、深圳、湖北以及广东的抵消比例皆为10%。其中，湖北配额总量3.24亿吨，CCER最大需求3240万吨，皆为本地需求。目前，湖北共有6个CCER备案项目，均为风电项目，年均减排量近38万吨。
& & 广东配额总量4.08亿吨，CCER最大需求4080万吨，其中约2856万吨为本地需求，目前有丰达电力与广东长隆碳汇两个CCER项目，年均总减排量为9.06万吨。
& & 深圳配额总量约3300万吨，CCER最大需求为330万吨，无地域限制，目前深圳只有1个CCER备案项目，深圳市东部电厂天然气发电项目，年减排量102万吨。
& & 天津配额总量约1.6亿吨，CCER最大需求为1600万吨，无地域限制，也无本地CCER获备案。
& & 上海规定CCER使用比例为年配额的5%，配额总量约1.6亿吨，CCER最大需求800万吨左右，无地域限制。其中，上海只有华能上海燃机电厂天然气发电一个项目，预计温室气体年均减排量为109.27万吨，仅占800万吨的八分之一。
& & 北京的抵消比例同上海一样，也是5%，配额总量5000万吨，CCER最大需求量为250万吨，其中至少一半为本地需求。目前北京市有两个碳抵消项目，一个是华能北京热电有限公司的天然气热电项目年均减排量为27.78万吨，另一个是顺义区造林碳汇一期项目，年减排量约1000吨，只是250万吨CCER的十分之一左右。
& & 重庆将抵消比例定在8%，目前有约1.3亿吨配额，意味着可允许约1040万吨左右的本地CCER进行抵消。与天津一样，尚无本地CCER备案。
& & 从这些数据来看，明年履约期CCER市场的最大需求将达1.1亿吨，其中试点内CCER需求为7261万吨，试点外需求为4079万吨。国家发改委备案的90个项目，年减排量约为2000万吨，其中，试点内备案项目年减排量不足300万吨。
& & 控排企业对CCER的实际需求能够释放多少，与试点配额松紧度、二级市场活跃性、控排企业意识和能力都有很大关系，但从整体来讲，CCER采购商对这一市场还是看好的。
& & 北京和湖北试点入市门槛最高：风电、光伏项目受买家青睐
& & 就项目类型方面，国家发改委备案的90个项目， 仍以风电和水电项目为主，其中风电项目最多，共30个，占备案项目的三分之一，水电项目共22个，近备案项目的四分之一。
& & 但项目类别逐步呈现多样化，农用沼气项目和光伏发电项目增多，项目数量分别为12个和10个。其他项目类别包括生物质发电项目、瓦斯发电项目、天然气发电项目、油改气发电项目、炭黑尾气发电项目、余热发电项目、LNG冷能空分项目、碳汇造林项目等。
& & 在21世纪经济报道记者采访的5家公司中有3家均表示，风电和光伏项目比较受欢迎，风电项目开发相对简单，且体量较大，光伏项目体量虽不大，但额外性较好，价格也略高。
& & 今年，北京和重庆试点将水电项目排除在外，使得CCER采购商对水电类项目更加谨慎。有2家公司表示，此类项目接受度不高，在议价过程中，可能会压低价格。
& & 然而，也不乏一些CCER采购商放眼未来全国统一碳市，对项目类型并无特别偏好，更看重CCER的质量和体量，孔晴熙认为，投入二级市场中的量才是起决定作用的因素。
& & 对于林业碳汇、农用沼气类项目，虽然具有很高的生态效益和社会效益，但开发难度较大、体量微小，投入二级市场后，对控排企业履约的实际影响并不大。
& & 李佳耘分析，此类项目的价格主要看买家对价值的认可度，现阶段的控排企业还是以履约为目标，更看重CCER的实用性。
& & 就项目类型而言，首批接受减排量备案审核的14个项目均为第三类项目（即获得国家发改委批准为CDM项目且在联合国CDM EB注册前产生减排量的项目）。王垚认为此类项目为一次性签发，属于现货，且时间期限短，风险相对小些。在CCER交易过程中，与计入周期比较长，分次签发的项目相比，在价格、交易方式以及谈判策略上可能会有不同。
& & 碳排放权交易中的控排企业作为终端买家，对碳资产管理的认识以及在CCER市场中的表现对CCER市场的发展至关重要。
& & 随着试点工作的推进，一些控排企业已经开始关注CCER，个别有远见的控排企业开始考虑提前进入CCER市场。
& & 孔晴熙介绍，“目前已有控排企业签订CCER购买合同。”她认为，市场的培育很重要，配额在目前来看还是地方粮票，但CCER从长远来看是全国粮票。在价低的时候买入，可以降低未来的履约成本。
& & 中间商买家为主，价格不透明
& & 中国CCER市场还处于以中间商买家为主，价格不透明的阶段。
& & CCER市场是一个受政策影响很大的市场，北京太铭基业投资咨询有限公司CEO孔晴熙对21世纪经济报道记者分析，以履约为目的的控排企业是碳排放权交易市场中的终端买家，往往无心也无力与CCER业主共担开发成本和相关的政策风险，因此对CCER还只是看重未来成熟市场中的现货交易。
& & 与控排企业的耐心等待截然不同的是中间商的主动采购。一位业内人士对21世纪经济报道记者透露，中间商往往选择在项目开发前期圈定项目，以保证CCER市场开启之时，有现货可交易，抢占市场先机。若待市场成熟时再进入，那么将会错失交易2-3年。
& & “中间商对国家统一碳市前景的良好预期与CCER项目业主低风险入市的需求是完全契合的。” 龙源碳资产管理公司总经理王垚对21世纪经济报道记者分析。
& & 然而，需求的契合只是CCER交易的一个先决条件。价格作为项目业主与中间商博弈的焦点，并非透明。
& & 目前，市场中只有两笔交易价格是公开的：一是龙源碳资产公司在北京市场以16元/吨的价格，卖出一万吨给东北中石油国际事业有限公司。二是中广核风电公司在广东市场以20元/吨的价格，卖出一万吨给广东中石油国际事业有限公司。
& & 这两笔签约均发生在试点碳排放权交易的开市之初，其价格对整个碳市并不具有指导作用。一位CCER项目业主透露，由于目前主要为场外交易，因此价格有高有低，不同项目类型也会略有差异，但整体CCER价格还达不到这一水平。
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