自2005年以来，中国风电总装机容量几乎每年都以翻倍的速度迅速增长。根据全球风电协会的 统计，到2009年底中国的风电装机容量已达25.1GW。作为全球碳市场的领先概念，清洁发展机制（CDM）是削减碳排放、保护气候和可持续发展的重要 手段，同时更在中国风电发展中发挥了十分重要的作用。截至2009年底，有32%的风电发电装机容量成功注册成为CDM 项目，预计到2012累计减少CO2排放将达8250万吨。
因此，中国风电的快速发展被当作是CDM成功应用的典型。而风电CDM也在国际碳市场成为颇受欢迎的低风险项目类型。但是，这个“成功故事”却因为联合国清洁发展机制执行理事会（EB）最近关于中国风电额外性的争议，并最终先后拒绝中国14个风电CDM项目而蒙上了一层阴影。
拒绝的原因主要来自对项目“额外性”问题的争议： 风电CDM项目的减排效益是否是额外的，即在没有CDM资金支持的情况下该项目活动不会发生。
2009年年中，联合国清洁发展机制执行理事会(EB)第47次及48次会议当中，EB发现并考虑中国风电CDM项目设计文件(PDD) 中的电价的不确定性，要求部分中国风电项目重新审查，或要求更正。第49次会议，就在哥本哈根气候变化会议前夕，EB拒绝了中国10个项目的注册，曾被视 为高质量低风险的风电CDM项目都被拒绝，开发商、项目业主乃至买家、卖家和中间商都深感忧虑。2010年，EB第52次会议上，之前有两个项目被澄清而 得以注册，但同时拒绝了6个风电项目。
争议的核心是中国的风电电价问题。随着中国风电申请CDM的项目增多，EB对中 国风电项目的信息掌握也越来越多。EB观察到有些省份同类项目PDD当中的电价有明显下降的趋势，而电价是影响风电CDM项目额外性最为重要的指标。EB 前主席Lex de Jonge在接受点碳咨询的采访时对此表示，EB不知道是不是中方为了套取CDM的补贴而降低了电价，还是其他原因造成的，因而要求开发商提供进一步的说 明。
EB的决定引起了一连串的反应。国际排放交易协会(IETA)连续给EB写了三（一、二、三） 封公开信，表示EB的这个决定将增加市场的不确定性，进而影响该领域投资。而设定电价是政府行为，并非开发商的责任，而应该由EB和中国政府直接在项目核 证中沟通解决，不应该由开发商来说明。同时，IETA还认为EB的决策过程缺乏透明度及公正的过程；而规则的不确定性将影响行业的投资；EB也没有公平的 把其自身的政策应用到中国的国内政策。
中方对此也表达了强烈的不满，中方风电企业代表发表了《关于就“联合国CDM 理事会51 次会议拒绝10 个中国风电CDM 项目”事宜发表的声明》，公开回应EB的决定是“一个错误的信号，挫伤中国风电投资者的积极性和信心”。在哥本哈根的会议上，中国有专家也认为“EB歧视中国风电项目”，拒绝中国风电CDM项目程序上不透明、不公正。
这 个争议之所以重要，不仅是因为它不仅存在于中国的风电项目，而可能扩散到多个国家、多种项目类型，进而影响到整个CDM及国际碳市场的可信性和稳定性。隐藏在这种争议背后的额外性审查难题，如果不从深层次的角度加以重视和解决，对于CDM机制本身的可靠性也是非常严重的伤害。
按照CDM的规则，要拿到CDM的资金，项目必须证明自身有额外性。额外性是CDM当中的关键概念。《京都议定书》确定CDM作为减排机制，就必须实现“额外的减排努力”。根据《马拉喀什协定》，额外性是指“没有CDM资金的支持，减排项目不可能发生；或者说只有在CDM资金的支持下才可能发生”。如果项目不管如何都要发生，则无法证明CDM的额外性。
额外性的定义非常简单明了，但是要证明额外性却绝非易事。目前EB提供的“额外性论证评价工具方法”的核心是用自由市场下的财务逻辑来判定额外性，比方说投资人会选择内部收益率(IRR)最高的项目进行投资。而项目开发商只需要证明申请的CDM项目在基准情境下不是收益最高、但是CDM资金却让其相对其它投资更具竞争力就可以了。
这套基于IRR的工具是根据市场经济建立起来的规则，要有效应用，必须有两个前提条件。第一，被选择用来比较的基准线必须代表东道国实际情况，具有公信力、 稳定、可以核实的基准线；第二，IRR必须是决定投资行为的主要因素，也就是说必须要有比较完善的市场。而对于处在改革当中且复杂多变的中国电力市场，这 个基于IRR的额外性判定工具就显得力不从心，在应用起来和设计当初有所出入也就不足为奇了。但因为机制设计的原因和造成执行偏离预想的效果，却因此只责 怪执行机制的各方，而不反思机制本身及改善机制设计，这是一件令人遗憾的事情。
EB发布的“额外性论证评价工具方法”是一套标准的程序，用于决定一个项目是否具有额外性。择要来说首先要先定义有哪些“替代选项”，比方说没有风电，那只能建设煤电，或采用其它可再生能源，或更多利用现有电网的电等等。经过法律强制执行筛选后，留下符合东道国法规同时具备技术可行性的替代选项。
接下来采用投资分析，比较在建项目和替代选项的IRR，是否在建项目相对替代选项不具投资吸引力，因而需要CDM资金的支持。投资分析提供了简单成本分析； 投资比较分析；基准线分析几种办法。通过投资分析获得具有投资可行性的方案，从而把该方案作为基准线。对于风电项目，投资分析的目的是用来排除“执行本项 目，但不进行CDM开发”的情形。
然而，这个工具在应用到中国的项目当中时，出现了一些问题，也造成了EB拒绝中国风 电项目所引起的争议。根据我们对截至2009年底在EB注册的143个风电PDD的观察和分析，基本上所有风电项目，会在“替代情景”筛选阶段就说明，建 设与本风电项目相同产出的热电（煤、油、天然气）项目，由于国家“上大压小”政策管制135MW以下火电的建设，从而在法律障碍中排除了该情景，也从而避 免了与煤电的比较。这对于一个80%的电力都依靠煤电的电力市场来说，似乎说不过去。
不跟煤电比可能有几个原因，第 一，煤电因为煤炭市场即煤炭价格的分散和复杂，发电技术、电厂类型多样等等因素，煤电通用的IRR数据可能非常难以获得和计算；第二，即使煤电IRR可以 获得，因为市场由国有企业主导，同时承担了低电价以维护经济发展、社会稳定、电力安全等非经济因素。由此可能造成内部收益率非常低甚至在煤价高企的时候为 负。如果用这个做基准线，有些风电因为拿了政府的电价补贴可能是相比是更赚钱的项目，因而很难通过额外性测定。拿一个IRR可能为负的电力市场来比较，显 然是不合理的。也就是说，现有的工具，无法体现和应对中国这种复杂的煤电格局及电力市场。
那接下来就只有基准线分析 了。这些项目PDD大都引用了国家电力公司在2002年发布的《新建电力工程项目经济评估暂行办法》设定的8%作为行业基准线，从2006年中国有第一个 风电CDM项目到现在已经5年过去了，但是这个基准线从未变过。首先，这个8%是如何确定的，这个《暂行办法》并没有具体细节。其次，即使我们假设8%在 当时是非常实际的数据，但此后的5年，中国的电力市场已经经历了煤炭市场化改革，电力重组等一系列改革，国家电力公司不复存在，电力市场也发生了深刻的变 化。
在一个经济年增长速度大于8%的国家，而投资项目的利润率却长期保持不变，从投资的逻辑上讲，也难以被外界所接 受。而为什么PDD依然还是用呢？首先有一个学习效应，其它的项目引用并且通过了，再次引用通过的机会也大；其次，在没有其它更好的数据可用时，用一个现 成的公开和相对权威的数据也是比较保险的。
以上列举了基于IRR的额外性测定工具在中国应用碰到的问题，这是执行上的 偏差，而另一个更为重要的则是额外性本质上的问题，我们称之为“抵消悖论”。CDM是一种国际抵消机制，可以帮助发达国家实现低成本减排，同时帮助发展中 国家获得资金发展低碳技术，看似一种双赢的办法却有着深刻的矛盾就是逆向激励。发展中国家为了促进本国可再生能源等低碳技术的发展，应该采用特殊电价、可 再生能源配额等政策激励办法，但如果采用了这些办法，发展中国家的这种努力又无法论证额外性因而更难拿到CDM的资金支持。所以，要CDM还是要加强国内 政策？这对指定国家是一个两难，也不符合国际政策推动国内政策的目标。
为了减少对国内政策依赖，EB引入了所谓 “E+, E-”的政策，即如果政策支持小排放或技术密集的项目，那么国家一级的政策变化就不应被纳入基准线计算之中。比方说只要是可再生能源能减少排放的项目，就 可以被认为有额外性，在中国风电CDM项目的争议当中，EB未能应用“E+, E-”政策本身也是一件值得玩味的事情。由此可见，额外性的论证与审查，实在不是一件容易的事。
何钢和理查德·摩斯为美国斯坦福大学能源与可持续发展研究中心助理研究员。
本文为斯坦福大学能源与可持续发展研究中心出版的报告《推动发展中国家碳抵消工作：中国风电争议与启示》的摘要部分。
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