一文读懂什么是CCUS和CCER

中国大气网 2021-08-22

文章导读

近期，中国全国碳排放权交易市场正式上线。在碳市场中，CCUS和CCER都是大家比较关心的内容，那CCUS和CCER都是什么呢？今天来给大家详细的介绍一下~

▲来源：新金融评论、中国石化报

什么是CCER？

根据我国生态环境部在《碳排放权交易管理办法（试行）》（下称“管理办法”）中的定义，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”。

听起来很复杂，简单来讲，CCER就是一种碳抵消机制，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。

CCER的中文名称是“国家核证自愿减排量”。为了更好理解它的涵义，我们不妨从其复杂的名字中拆分出两个关键词：“核证”与“自愿”。

“核证”指的是一个CCER项目在进入市场前，首先需要经过一系列严格的量化考察以及层层备案，“自愿”指的是这一交易标的有别于国家强制划分的碳排放配额，是一种环保减排项目主动发起的减排活动。将二者结合起来看，CCER就是一种“经官方指定机构审定并备案，由环保项目或企业主动创造的温室气体减排量”。

与只进行配额交易的全国性碳市场不同，CCER市场允许非重点控排企业进入，并为这些企业出售其经审定的自愿减排量提供了交易平台。这就为我国实行总量控制的碳交易体系带来了抵消机制——控排企业不仅可以在全国碳市场直接购买其他企业的排放配额，也可以选择在CCER市场上购买基于环保项目的自愿减排量用于抵消自己的碳排放量。

由于CCER项目种类广泛，所涉技术繁多，为避免过多的CCER涌入本地对碳配额市场造成冲击，在各地的CCER试点中，或多或少都规定了CCER可用于抵消的比例，基本在5%-10%不等。

值得注意的是，并非只有配额不足的超排企业才有需要购买CCER，非超排企业也可以通过购买CCER置换其富余配额并将富余配额拿到配额市场上出售——这取决于该时点CCER和配额价格孰高孰低。但一般情况下，CCER往往比碳配额更便宜，所以一些重点控排企业通常会购买使用CCER抵消碳排放配额的清缴。

总结起来，CCER抵消机制，不仅可以扩大碳市场参与主体，以市场化补偿手段，促进林业、清洁能源等环境友好型产业发展，还可以降低控排企业的履约成本。

CCER起源于国际，发展于国内

实际上，CCER并非中国独有。在国外，它叫CER，是《京都议定书》中提出的清洁发展机制（CDM）项目的衍生，主要在发达国家与发展中国家之间进行交易。

《京都议定书》与碳抵消的国际合作

1992年5月，为应对气候变暖问题，《联合国气候变化框架公约》通过。1997年12月，在该框架公约下，缔约方大会在日本通过了《京都议定书》。《京都议定书》对签署协议的发达国家提出二氧化碳强制减排量，但未对发展中国家提出具体要求，同时还提出了三种全球性的碳抵消合作机制，其中一项便是清洁发展机制（CDM）。

CDM机制主要是指，签署协议的发达国家通过提供资金和技术支持，协助发展中国家在本国建设绿色减排项目，所创造的减排量可被提供支持的发达国家用于抵消自身的碳排放量。简单来说，就是发达国家用资金和技术购买发展中国家的温室气体排放权，用于抵消其规定的碳排放指标。在CDM机制下，发展中国家交出的排放权被称为“核证减排量”（CER）。CDM 项目主要集中在新能源（包括风能、水能、太阳能）、生物质发电、垃圾填埋气体发电等领域。

1998年，我国加入了《京都议定书》的缔约国行列。作为发展中国家，我国主要通过CDM机制参与全球碳市场。

2002年，中国首个CDM项目诞生，合作对象是荷兰，荷兰政府与中国签订内蒙古自治区辉腾锡勒风电场项目，自此，中国CDM市场正式拉开序幕。

此后，一直到2012年，我国获欧盟批准的CDM项目总数超过3000个，总数居全球首位。但就在2013年，由于CER的最大需求方欧盟规定从当年起只购买 LDCs (最不发达国家)的CER, 从而导致我国CDM签发数量大幅减少，中国的CDM一级市场 (与原始减排主体间交易的市场）受限，CDM项目受阻。

区域性试点

2012年，正值欧洲经济低迷以及京都协议书第一阶段结束，当时CER 在供大于求的背景下价格不断下跌，我国参与国际CDM 机制受限，此后我国开始筹建国内自愿减排碳交易市场。

而在2011年，北京、上海、深圳等7地启动地方碳排放权交易试点。各区域性碳交易所开启试点后，对标曾经的CER，中国CCER市场也应运而生，只不过，此时的自愿减排交易的双方不再是发达国家与发展中国家，而是国内的企业之间。

自2013年起，区域性试点的CCER交易逐渐取代了已经开始全面受限的CDM，除了在开展碳交易试点的天津、广州、深圳、湖北碳排放权交易所外，在北京、上海、四川的环境交易所以及福建海峡股权交易中心均可进行CCER交易。但与配额交易不同的是，CCER的交易不再局限于参与当地碳市场的企业之间，而是能够在全国范围内不同试点场所之间流通。

2017年，由于市场交易量小、部分项目不够规范等原因，国家发改委暂停了对CCER项目的审批备案，此后再未恢复。

CCER审批备案有望重启？

尽管新项目审定核证工作已经停止多年，但存量CCER的交易在此期间却从未停止。截至目前，国家发改委公示CCER审定项目累计达到2871个，备案项目1047个，获得减排量备案项目287个。获得减排量备案的项目中挂网公示254个。从项目类型看，风电、光伏、农村户用沼气、水电等项目较多。而从交易量来看，截至2021年5月末，国内市场上CCER的累计成交量已经达到2.94亿吨，是已签发减排量的约5.5倍——相当于每份CCER都经历了多次换手，市场可以说是相当活跃了。

其实，在今年1月生态环境部正式公布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》中，就已经提到CCER并规定了CCER的抵消比例。此外，生态环境部也在改革自愿减排项目体系，市场普遍猜测，CCER项目审批和减排量签发有望重启。

全国碳交易市场上线后，CCER市场有多大？根据上述《管理办法》规定，CCER“抵消比例不得超过5%的经核查排放量”。今年3月份，生态环境部又发布了《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》，与去年底公布的管理办法相比，这份文件没有再对抵消比例做出进一步的规定，而是将提法调整为控排单位可通过购买CCER“用于抵消其一定比例的碳排放配额清缴”。

从这一变化中可以看出，CCER抵消比例的上限目前或许还没有完全确定，不排除在未来CCER备案审批重启后高于5%的可能。

不过，仅仅是以5%的抵消比例来估算，CCER就可能拥有非常大的市场规模。全国碳市场的首批参与者是2000余家发电行业重点排放单位，这些企业的二氧化碳排放量超过40亿吨——这意味着CCER的规模有望达到2亿吨之高。而未来如果化工、造纸等高耗能行业再纳入碳交易市场，CCER的需求量还会继续增长，据中金公司估算，届时CCER最高需求量有望达到4.22亿吨。

但目前CCER存量规模难以满足市场需求。如果未来CCER重启，这样一个具有潜力的市场由谁来组织？

目前，北京将承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心的计划已经写入包括《北京市关于构建现代环境治理体系的实施方案》在内的多个政府文件。作为碳排放交易区域性试点阶段的试点城市之一，北京已经有组织碳交易的经验，承建CCER交易中心后，北京有望成为继上海、武汉之后又一个碳市场枢纽。

什么是CCUS？

CCUS即二氧化碳捕集、利用与封存，是指将二氧化碳从排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现二氧化碳减排的工业过程。

国泰君安引用数据表示，未来国内工业过程减排主要通过CCUS来实现，保守估计水泥仍有4亿吨碳排、石化化工2-3亿吨碳排、天然气3.6亿吨碳排，合计10亿吨碳排要靠CCUS来实现中和。

中国银河证券认为，CCUS技术作为CO₂减排重要措施之一，将在中国2030年碳达峰后的去峰阶段发挥重要作用。CCUS可以在避免能源结构过激调整、保证能源安全的前提下完成减排，是支撑国家能源安全的必然选择。

CCUS在技术成熟的前提下有可能实现近零排放，是全球气候解决方案的重要组成部分。CCUS在促进煤清洁利用方面具有重要作用，有可能对油气、燃煤发电、煤化工等行业的优化发展能起到明显的推进作用，对世界能源供给也具有战略意义，碳捕集也将是未来治理大气污染的重要一环。这对大气行业来说是一个很大的利好。

CCUS是目前实现化石能源低碳化利用的唯一技术选择；是碳中和目标下保持电力系统灵活性的主要技术手段；是钢铁水泥等难以减排行业低碳转型的可行技术选择；与新能源耦合的负排放技术是实现碳中和目标的重要技术保障。

国际上的CCUS

目前，世界上开展碳捕集、利用与封存较多的国家有美国、欧盟国家和日本。

美国在运营项目占全球一半

美国2020年新增12个碳捕集、利用与封存商业项目。截至目前，美国运营中的项目增至38个，约占全球运营项目总数的一半，二氧化碳捕集量超过3000万吨。

美国碳捕集、利用与封存项目种类多样，包括水泥制造、燃煤发电、燃气发电、垃圾发电、化学工业等。

半数项目已不再依赖二氧化碳强化采油得到收益。这得益于美国政府推出的补贴政策。美国碳捕集、利用与封存项目可以通过联邦政府的45Q税收抵免和加州政府的低碳燃料标准，获得政府和地方的财政支持，这些举措大幅改善了碳捕集、利用与封存项目的可行性，并使其长期健康运行成为可能。

另外，2020年美国能源部投入2.7亿美元支持碳捕集、利用与封存项目，也极大地鼓励了项目发展。2018年45Q税收抵免政策修订后，每吨二氧化碳的补助金额大幅提升。

45Q采用递进式二氧化碳补贴价格的设定方式。其中，二氧化碳地质封存的补贴价格由2018年的25.70美元/吨递增至2026年的50.00美元/吨， 非地质封存（主要指二氧化碳强化采油和二氧化碳利用）的补贴价格由2018年的15.29美元/吨递增至2026年的35.00美元/吨。

2021年1月15日，美国发布45Q条款最终法规，抵免资格分配制度更加灵活，明确私人资本有机会获得抵免资格。这种方式使得投资企业可确保碳捕集、利用与封存项目的现金流长期稳定，并大大降低了项目的财务风险，从而鼓励企业投资新的碳捕集、利用与封存项目。

在实现1.5摄氏度目标的前提下，2030年、2040年和2050年， 美国碳捕集、利用与封存的减排量分别在0.91亿~8亿吨、6亿~17.3亿吨和9亿~24.5亿吨。与2020年运行中的3000万吨碳捕集、利用与封存设备容量相比，美国需要在2050年前新建大量的碳捕集、利用与封存项目来实现其气候目标。

欧盟高昂碳价推动产业发展

欧盟2020年有13个商业碳捕集、利用与封存项目正在运行，其中爱尔兰1个、荷兰1个、 挪威4个、英国7个，另有11个项目计划在2030年前投运。

欧洲主要的商业碳捕集、利用与封存设施集中于北海周围，而在欧洲大陆的项目由于制度、成本和公众接受度等各种因素，进展较为缓慢。

与美国不同，欧洲碳捕集、利用与封存项目的二氧化碳减排价值主要通过欧盟碳交易市场（EU ETS）和强化采油来体现。2020年前，欧洲碳交易市场的二氧化碳价格较低，该市场对碳捕集、利用与封存项目的支持力度有限。

另外，碳交易市场的碳价不确定性也影响了企业对碳捕集、利用与封存投资的判断。欧洲NER300、地平线2020、地平线欧洲等基金，都发布了为碳捕集、利用与封存项目提供公共资金支持的计划。但NER300因为最终没有为任何一个碳捕集、利用与封存项目提供支持而受到批评。

欧盟一直积极推进低碳经济，并采用政策与制度推进低碳转型。2020年的欧洲绿色协议和欧洲气候法案，将2050年净零排放的目标变成了政治目标和法律义务。这使得今后欧洲可能施行更多的减排政策。

由于碳捕集、利用与封存是一项重要的减排手段，可以预见欧洲将会采取更加积极的政策支持。

2020年6月创立的总额为100亿欧元的欧洲创新基金，被广泛认为是今后碳捕集、利用与封存项目的主要公共资金来源。但与其他低碳能源项目相比，欧盟的政策对碳捕集、利用与封存的支持是谨慎和保守的。

在实现1.5摄氏度目标的前提下，2030年欧盟碳捕集、利用与封存减排量在2000万~6.04亿吨之间；2040年在1.4亿~15.7亿吨之间；2050 年在4.3亿~22.3亿吨之间。在欧盟官方于2018年公布的1.5LIFE（可持续生活）和1.5TECH（技术）情景中，2050年碳捕集、利用与封存减排量在3.7亿~6亿吨之间。

与其他综合评价模型的减排量相比，在欧盟政策制定过程中参考使用的官方模型POLES及欧盟官方公布的1.5摄氏度情景中2030~2050年碳捕集、利用与封存减排量明显偏低。

日本着重利用二氧化碳而非封存

日本由于地质条件原因，没有可用于二氧化碳强化采油的油气产区，所以日本的碳捕集、利用与封存项目多为海外投资，包括美国的Petra Nova项目、东南亚的EOR项目等。

日本本土的全流程项目有2012年开始建设、2016年开始运行的苫小牧碳捕集与封存项目。广岛的整体煤气化联合循环发电（IGCC）项目已开始了二氧化碳捕集，并准备在今后开展二氧化碳利用的实证试点。

2020年，日本政府宣布了2050年净零排放的目标。同年，议会通过了成长战略并且制订了施行计划。碳捕集、利用与封存作为14个重点领域中的一个，经济产业省为其制定了在水泥、燃料、化工和电力领域的普及路线图。

需要注意的是，近年日本政府的工作重心是二氧化碳的利用，在地质封存上的投入较以往有所减少。

在实现1.5摄氏度目标的前提下，2030年、2040年和2050年，日本碳捕集、利用与封存减排量分别在0.2亿~2.1亿吨、0.23亿~4.3亿吨和1.1亿~8.9亿吨。

我国的CCUS现状

我国于近日发布《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021)――中国CCUS路径研究》（以下简称《报告》）。

《报告》指出，火电行业是当前中国 CCUS 示范的重点，预计到 2025 年，煤电 CCUS 减排量将达到 600 万吨 / 年，2040 年达到峰值，为 2~5 亿吨 / 年，随后保持不变 ；气电 CCUS 的部署将逐渐展开，于 2035 年达到峰值后保持不变，当年减排量为 0.2~1 亿吨 / 年。钢铁行业 CCUS 2030 年减排需求为 0.02~0.05 亿 吨 / 年，2060 年减排需求为 0.9~1.1 亿吨 / 年。水泥行业 CCUS 2030 年 CO₂减排需求为 0.1~1.52 亿 吨 / 年，2060 年减排需求为 1.9~2.1 亿吨 / 年。石化和化工行业是 CO₂ 的主要利用领域，通过化学反应将 CO₂ 转变成其他物质，然后进行资源再利用。

从我国源汇匹配的情况看，准噶尔盆地、吐鲁番 - 哈密盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地和渤海湾盆地被认为是火电行业部署 CCUS 技术 ( 包括 CO₂-EOR) 的重点区域，适宜优先开展 CCUS 早期集成示范项目，推动 CCUS 技术大规模、商业化发展。河北、辽宁、山西、内蒙古等，以及具有港口资源的沿海地区，这些地区经济发达、钢铁需求量较大是钢铁行业部署CCUS技术 的重点区域。

从实现碳中和目标的减排需求来看，依照现在的技术发展预测，2050 年和 2060 年，需要通过 CCUS 技术实现的减排量分别为 6 ～ 14 亿吨和 10 ～ 18 亿吨二氧化碳。其中，2060 年生物质能碳捕集与封存（BECCS）和直接空气碳捕集与封存（DACCS）分别需要实现减排 3 ～ 6 亿吨和 2 ～ 3 亿吨二氧化碳。

关于CCUS的建议

明确面向碳中和目标的 CCUS 发展路径。充分考虑碳中和目标下的产业格局和重点排放行业排放路径，重点从减排需求出发，研判火电、钢铁、水泥等重点排放行业以及生物质能的碳捕集与封存和直接空气捕集的技术减排贡献，预测 2020―2060 年的 CCUS 发展路径和空间布局，为行业乃至全社会碳中和路径确定锚点。

完善 CCUS 政策支持与标准规范体系。加速推动 CCUS 商业化步伐，将 CCUS 纳入产业和技术发展目录，打通金融融资渠道，为 CCUS 项目优先授信和优惠贷款 ；充分借鉴美国 45Q 税收法案等国外 CCUS 激励政策，探索制定符合中国国情的 CCUS 税收优惠和补贴激励政策，形成投融资增加和成本降低的良性循环 ；完善优化法律法规体系，制定科学合理的建设、运营、监管、终止标准体系。

规划布局 CCUS 基础设施建设。加大 CO₂ 输送与封存等基础设施投资力度与建设规模，优化技术设施管理水平，建立相关基础设施合作共享机制 ；注重已有资源优化整合，推动现有装置设备改良升级，逐步提高现有基础设施性能水平 ；充分利用相关基础设施共享机制，建设 CO₂ 运输与封存共享网络，不断形成新的 CCUS 产业促进中心，推动 CCUS 技术与不同碳排放领域与行业的耦合集成。

开展大规模 CCUS 示范与产业化集群建设。针对捕集、压缩、运输、注入、封存等全链条技术单元之间的兼容性与集成优化，突破大规模 CCUS 全流程工程相关技术瓶颈，在“十四五”期间建成 3 ～ 5 项百万吨级CCUS全链条示范项目；加速突破高性价比的 CO₂ 吸收 / 吸附材料开发、大型反应器设计、长距离 CO₂ 管道运输等核心技术，促进 CCUS 产业集群建设 ；把握 2030―2035 年燃煤电厂 CCUS 技术改造的最佳窗口期，在电力行业超前部署新一代低成本、低能耗 CCUS 技术示范，推进 CCUS 技术代际更替，从而避免技术锁定，争取最大减排效益。

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