关于新能源发电企业的国家核证减排量法律监管对策研究

2021-11-25刘天河

法制博览 2021年30期

刘天河

（湖南大学法学院，湖南长沙 410082）

新能源发电项目在生产和供应电力能源的同时几乎不产生碳排放，完全符合《京都议定书》明确的清洁发展机制（CDM）的理念和要求，具备开发国家核证减排量（CCER）的基本条件。国家核证减排量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。新能源发电企业可通过参与碳排放权市场交易，出售CCER获得额外经济收入，提高企业经营效益。当前，我国碳排放权交易市场法规还在逐步完善中，其监管还有诸多值得优化之处［1］。据此，本文分析了新能源发电的特征和CCER体系运行概况，通过梳理法律监管现状，以便提出完善新能源发电企业CCER法律监管的对策和建议，从而更好地促进该行业的健康发展。

一、新能源发电的特征

据《中国电力百科全书（第三版）新能源发电卷》论述可知，新能源是基于新技术上而实以开发利用的可再生能源，主要包括风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能以及二次能源（氢能）。但是，并不是所有可再生能源都可定义为新能源，比如水能虽然可再生，却属于常规能源。故而，新能源是一个动态发展的名词，随着新的能源利用技术不断革新和发展，当今的新能源也有可能会被更新的能源所替代而成为常规能源。一般而言，新能源发电在实际应用中，具有以下几点鲜明特征。

第一，清洁性好。新能源发电过程中几乎是零排放，生态环保效果较好，是真正意义上的绿色电能。

第二，应用技术成熟。随着能源科技的发展和进步，目前我国已然开始利用风能和太阳能发电的技术，并为我国能源结构优化、转型、节能减排作出了较大的贡献。

第三，发展速度快。截至2020年底，全国风电装机28153万千瓦时，太阳能发电装机25343万千瓦时，并且还保持快速增长态势。

第四，投资前景好。新能源发电是各类能源投资企业和产业投资主体高度青睐的投资项目类型。新能源发电项目因为环境友好型性质而具备广阔的发展前景，也备受国家鼓励和社会推崇，并且具有稳定的现金流，经济优势明显。

二、CCER体系运行概况

新能源发电企业，是以新能源发电项目开发出的CCER为纽带参与碳排放权市场交易。CCER项目的开发流程和机制大体上继承了CDM项目的理念、思路和框架。新能源发电企业实施CCER开发大体上有项目评估、文件设计、第三方审定、自愿减排项目备案、实施与监测、减排量核查与核证、减排量备案与签发等七大工作流程。其中非常重要的一项就是“双备案机制”，即先要完成自愿减排项目备案，然后完成核证减排量备案，最终才能由主管部门签发CCER。待进入新能源发电企业后，还需在国家自愿减排交易登记，方能在国家主管部门备案的交易平台上进行交易。就目前而言，我国碳市场明确的重点排放单位也可以用不超过5%的CCER抵销配额清缴。

三、法律监管现状

CCER体系运行的基础是国家发改委发布施行的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（发改气候〔2012〕1668号），操作的指导性文件是国家发改委发布施行的《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》。碳排放权交易市场运行的法规依据是生态环境部发布施行的《碳排放权交易管理办法（试行）》，主管部门也出台了若干管理规则规范文件，以及相关法律法规的制定，并在未来将共同对CCER全生命周期实施规范引导和运作监管。然而，目前其在法律监管上仍存在以下不足。

（一）上位法薄弱甚至缺位

当前CCER体系和碳排放权交易市场运行的法律依据，都仅停留在部门行政规章内，故而法律位阶较低，强制力有限。虽然《碳排放权交易管理暂行条例》已完成了意见征求，但在后期的立法程序上依旧有很长的路要走。

此外，部分试点虽然也制定了一些地方立法和政府规章，但却存在明显的地域性，以至于其影响力度有限。

（二）法律依据稳定性不强

国家发改委2017年2号要求暂定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，并指出要等《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》修订完成后，才会重启受理工作。故而开发CCER项目时至今日，依旧可望而不可及［2］。目前，考虑到CCER项目开发周期较长，故而即便在全国碳排放权交易市场启动后，部分新能源发电企业在运营上也非常被动。

（三）新能源发电企业融入全国碳市场的细则缺失

虽然《碳排放权交易管理办法（试行）》第二十九条明确规定，重点排放单位可以用CCER抵销碳排放配额清缴，且用于抵销的CCER不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目。但该办法只规定了碳排放配额是全国碳市场的交易产品，尚未明确CCER是交易产品。本文认为，既然CCER不属于全国碳市场的交易产品，那自然也不能进入碳市场交易，而只能参与地方试点碳市场的交易。故而从这个角度分析，新能源发电企业融入全国碳排放权交易市场的路径阻力较大。

（四）缺少规范关联交易的配套制度

一般而言，新能源发电企业多以大型综合性发电集团为主。而大型综合性发电集团旗下却有着大量的化石能源发电企业（如煤电、气电等）。这些化石能源发电企业基本都属于重点排放单位，都有碳排放配额清缴义务。因此大型综合性发电集团旗下的化石能源发电企业和新能源发电企业之间存在需求互补。而这一现状，也导致该集团或存在线下以超低价成交的可能，并以此对CCER市场造成冲击，从而影响CCER体系的稳定与和谐。

（五）法律惩戒机制需用进一步完善

当前的法律监管制度规定的违法违规惩戒机制，主要包括责令整改、取消部分政策优惠待遇、罚款、扣减配额、纳入失信名单等。整体而言，罚则较轻，对于违法违规者的警示作用和惩戒力度都非常有限。

四、法律监管完善对策

完善的法律监管制度，是CCER体系乃至碳排放权交易市场有效运行的保障。据此，本文提出以下对策，以期可以构建全生命周期的法律监管体系。

（一）形成上位法依据

由前文论述可知，《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》虽然明确了重点排放单位可购买CCER来抵销一定比例的碳排放配额清缴，却没有明确把CCER列为交易产品。因此本文建议可以将CCER明文规定为全国碳排放权交易市场与碳排放配额并列的交易产品，待条件成熟时，还可进一步考虑提高上位法的法律位阶，推动《应对气候变化法》的出台速度，形成法律层面的上位法依据。

（二）完善CCER体系运行的规范制度

CCER参与碳排放权市场交易的前提，是能够完成项目备案和核证减排量备案，而这些工作的开展，都要以《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》为依据。随着全国碳排放权交易市场的发展，早日完成《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的修订，也是CCER项目开发合法依规运行的保障。

（三）及时修订碳排放交易的规范制度

在CCER体系实现重启、项目开发、减排量签发并进入正常化之后，本文认为还应考虑同步修订《碳排放权交易管理办法（试行）》，将CCER确立为与碳排放配额并列的交易产品，为CCER参加碳排放权交易提供更为明确的法律依据。

（四）完善配套法规政策

一方面，要完善新能源管理的法规政策，推动新能源消纳机制的健全，消除弃风、弃光等不利因素，并通过持续的法律监管确保落地执行。另一方面，能源主管部门也要出台部门规章，为承诺开发CCER、履行增汇减排生态责任的新能源项目业主单位给予一定的优惠待遇，在满足其他建设条件的情况下，优先核定建设指标，安排系统接入，考虑电量保障性收购等；通过政策引导，激发社会主体投资新能源发电项目和开发、应用CCER的积极性。