亚洲各国碳中和政策比较

为了在未来数十年内兑现零碳排放承诺，亚洲政策制定者已制定了确保公私部门参与应对气候危机的框架

中国

印度

印尼

日本

中国

从1992年《联合国气候变化框架公约》（以下简称“公约”）起，中国正式开启应对气候变化的国际合作进程。以国际气候谈判为主线，可以将应对气候变化进程大致分为《公约》、《京都议定书》、“巴厘路线图”和“”德班平台与《巴黎协定》”四个阶段。中国作为最早签署《公约》的10个缔约方之一，是全球气候合作的积极参与者，并进一步从重要参与者提升为关键引领者。尤其是在推动《巴黎协定》达成生效的过程中，中国加强与大国合作，有力推动共识达成。中国遵依国际社会于《巴黎协定》项下确定的基本框架，致力于推动建立公平合理、合作共赢的全球治理体系。2020年9月在第七十五届联合国大会期间，国家主席习近平提出“将提高国家自主贡献度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和”的目标。该等目标已被写入2021年3月发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》。据此，中国进一步加速建设中国的碳达峰和碳中和相关法律体系。

“碳中和”，即产生的二氧化碳量被植树造林、节能减排等形式抵销。根据2019年生态环境部颁布的《大型活动碳中和实施指南（试行）》，该指南中对于碳中和的定义，是指通过购买碳配额、碳信用的方式或通过新建林业项目产生碳汇量的方式抵消大型活动的温室气体排放量。

作为实现碳中和的举措之一，开展相关碳配额与碳信用的购买与出售，中国的碳排放权市场发展自2011年来至今经历了由地方先行试点（北京、上海、广州、深圳、湖北、重庆、天津和福建），逐步探索再到统一开启全国碳排放权市场的过程。中国的碳市场由两部分构成，碳排放配额（Credit Emission Allowance，CEA）市场和中国核证自愿减排量（China Certified Emission Reductions，以下简称“CCER”）市场。

碳排放配额市场

根据生态环境部2020年12月31日发布了《碳排放权交易管理办法 (试行）》（2021年2月1日生效，“交易管理办法”） ，规范了适用于全国碳排放权交易及相关活动，包括碳排放配额分配和清缴，碳排放权登记、交易、结算，温室气体排放报告与核查等活动，以及对前述活动的监督管理。

根据交易管理办法，生态环境部于2021年5月14日颁布了《碳排放权登记管理规则（试行）》、《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》，对碳排放权交易的登记、交易和清算三个环节的具体操作进一步细化。

结合当前颁布的碳排放权交易相关法律法规，碳排放配额市场交易机制简单介绍如下：

碳排放权配额是国家通过省级生态环境部门向温室气体重点排放单位免费分配（或后期根据国家要求会适时引入有偿分配）的碳排放权属指标。符合以下条件的独立法人企业均将纳入本省生态环境主管部门重点排放单位名录：

（一）属于全国碳排放权交易市场覆盖行业；

（二）年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量。

纳入全国碳排放权交易市场的重点排放单位，将不再参与地方碳排放权交易试点市场。当前国内首批有权进入全国碳排放权交易市场的为符合要求的发电行业企业。重点排放单位可于全国碳排放权注册登记系统开立账户并进行相关业务操作。重点排放单位需在规定期限内完成履约，使用其持有的碳排放配额抵偿其实际发生的碳排放量，完成碳排放配额的清缴。

获得配额的重点排放单位，如果其碳排放量少于国家向其分配的碳排放配额，则多余的碳排放配额可以作为产品进行出售；如果其碳排放量多于国家向其分配的碳排放配额，则不足的碳排放配额需从碳交易市场中进行购买。

交易主体可通过全国碳排放权交易系统以协议转让、单向竞价或其他符合规定的方式交易碳排放配额。

重点排放单位根据生态环境部制定的温室气体排放核算与报告技术规范，编制本单位上一年度的温室气体排放报告，载明排放量，报生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门。重点排放单位应在生态环境部规定的时限内，清缴上年度的碳排放配额。

中国核证自愿减排量(CCER)市场

国家核证自愿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。根据2012年颁布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，国家对温室气体自愿减排交易采取备案管理。参与自愿减排交易的项目，在国家主管部门备案和登记，项目产生的减排量在国家主管部门备案和登记，并在经国家主管部门备案的交易机构内交易。中国境内注册的企业法人可依据本暂行办法申请温室气体自愿减排项目及减排量备案。国内外机构、企业、团体和个人均可参与温室气体自愿减排量交易。CCER对于交易主体限制范围较小。

CCER和碳排放配额可在一定程度内冲抵，根据交易管理办法第29条，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量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%。用于抵销的国家核证自愿减排量，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。截止目前，CCER暂未作为可交易产品纳入全国碳排放配额交易市场。

其他自愿减排市场

除上述国内的碳排放配额和CCER交易外，一些企业也在积极参与国际自愿减排机制市场，认可度比较高的标准体系包括自愿碳标准（VCS）、气候行动储备标准（CAR）、芝加哥气候交易所抵消项目标准（CCX）、黄金标准（GS）。自愿碳市场交易品类数量的增加，表明国内外强制履约市场正逐渐扩大自愿减排机制市场的接受度，不仅不会挤压自愿减排市场，反而有助于自愿减排市场的发展。

未来展望

全国碳交易市场首年启动态势良好，但我国的碳交易市场处于发展与完善中，但将来的全国碳交易市场有以下三方面值得进一步观察和展望。

• 继续完善碳排放权交易的相关立法。我国碳市场从地方试点到全国市场的简历，政策文件均为指导意见、通知等，需要完善相关法律法规，在法律层面对碳交易市场提供规范依据和保障。
• 拓展碳市场的覆盖范围、参与主体和资产类型。目前全国碳市场仅纳入了电力行业，且金允许控排企业开户，可交易的碳资产也仅覆盖了碳配额和目前市场存量不多的CCER。覆盖范围方面，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等高排放行业的数据核算工作已建立较为扎实的基础，待行业标准和技术规范完善后，尽快加入碳市场，扩大碳市场的规模。参与主体方面，向除控排企业之外的非控排企业、个人、金融机构、碳服务商开放，推动碳市场多元化发展，提高市场活力。交易标的方面，主管部门积极筹备CCER重启工作，并可探索除现货外的期货、齐全、远期、互换等衍生产品的交易。
• 提升碳市场的流动性。我国碳市场的碳排放权价格相对较低，相对带来的减排成本较高。且就区域交易和首年全国碳交易来看，交易活动主要集中在履约期间，其他时期的交易量明显不足，导致企业在碳市场上的活跃度不高。未来随着全国市场范围的扩大、主体的多元化、产品的多元性，市场活跃度将有望提升。

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印度

要从不过是全球时髦术语变为现实，碳中和需要世界各地从不同层面、在全行业采取综合战略和协调一致的行动。从美国总统乔·拜登在格拉斯哥联合国气候变化大会（《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会）上的讲话中，此类行动的意义可见一斑：“如果我们没有抓住这个时刻，那么我们任何人都无法摆脱尚未到来的更糟糕的情况。”

碳中和，又称净零排放，是指兼顾人为温室气体排放与人为消除或抵消温室气体，实现零排放净效应的过程。简单地说，这需要两种不同的方法，一种是以减排为中心，采用更清洁、更环保、效率更高的技术，另一种则是通过创造碳汇来清除所排放的温室气体。

《巴黎协定》旨在将全球变暖限制在比工业化前水平高1.5摄氏度以内。印度是该协定的签署国，在联合国气候变化大会上做出了到2070年实现净零碳排放这一雄心勃勃的承诺。成为净零排放国家需要不同行业、不同层面的巨大努力。不过，对于人口居世界第二的这个发展中国家来说，既要采取切实有效的方法促进并实现碳中和，又不能忽视必要的经济增长，制定这样的目标也是当前的需要。

来自政府间气候变化专门委员会（IPCC）的多份报告指出，自工业化前时代以来，人类活动已使地球温度上升1摄氏度。印度一直致力于应对气候变化挑战，并将其视为本国二十多年的国家重点事项。2008年，印度公布了《国家气候变化行动计划》，列出了覆盖不同行业的八大国家任务，以关注于可持续发展。

为了减缓、中和碳排放，印度根据这些不同任务推出了诸多举措和计划，包括：太阳能、风能；绿色能源走廊项目；国际太阳能联盟；家用电器能效标准；节能建筑规范；油耗标准；国家智能电网任务；节能经济发展框架；节能融资平台；国家植树造林计划；国家洁净空气计划；气候变化行动计划；智慧城市任务；国家生物燃料政策；燃料效率规范；国家电动出行任务计划，目的是加快（混合动力及）电动汽车在印度的采用和制造；废旧钢铁回收政策；成立国家绿色法庭。

所有这些任务、政策、计划均是在环境、森林和气候变化部的协调下通过联邦政府不同部门实施。考虑到日益严峻的气候变化现状，以加强必要的适应、减缓和能力建设行动为重点，联邦政府正在计划、推行新举措，例如就气候变化成立总理委员会及执行委员会，定期审查所有国家任务。

印度对气候变化的责任与承诺，在印度公司的自觉行动中得以彰显。政府还没提交“国家自主贡献”，许多印度公司就已承诺采取实现碳中和的举措和战略。很多其他公司已开始与2050 Pathways Platform （2050年路径平台）、Climate Neutral Now （立即实施气候中性）、RE100（100%可再生能源）、 EP（能源生产力）100 和EV（电动汽车）100等倡议同步，尽可能降低、缓和碳足迹的影响，提出了可供他人效仿的模型。

据推断，印度已成为第四大温室气体排放国。不过，按照人均温室气体排放量，印度排在第134位，认识到这一点同样重要。上述推断似乎并无道理，因为它忽略了所有其他事实，特别是各国在上个世纪的经济发展过程中排放的温室气体。

从1870年到2019年，印度在全球温室气体排放总量中的占比不到4%。尽管人口占全球17%，但印度当前的排放也只占全球排放总量的7%。由于人口众多，2018年，印度人均CO2排放量为2.5公吨，低于其他主要温室气体排放国。同期美国、俄罗斯、中国的人均温室气体排放量分别为18.4公吨、17.6公吨、8.9公吨。

作为“国家自主贡献”的一部分，印度制定了三大目标：(1) 到2030年，将GDP排放强度从2005年的水平降低33-35%；(2) 到2030年，实现非化石能源发电累计装机容量占比达到40%左右；以及 (3) 到2030年，通过增加森林和林木植被，额外创造出相当于25-30亿吨CO2的碳汇。

在格拉斯哥联合国气候变化大会上，印度总理纳伦德拉·莫迪宣布了实现“国家自主贡献”目标的五点战略，这意味着印度政府修订了上述目标。这五点为：(1) 到2030年，非化石燃料发电装机容量达到500吉瓦；(2) 到2030年，印度能源需求中有50%由可再生能源满足；(3) 到2030年，将预计碳排放总量削减10亿吨；(4) 到2030年，经济的碳强度下调幅度小于45%；以及 (5) 到2070年，印度将变为碳中性并实现净零排放。

环境专家认为，为了降低排放，并到2070年实现净零目标，印度比其他国家做得更多，并且印度的“国家自主贡献”是“真正的气候行动”。专家相信，按照新的“国家自主贡献”，到2030年，印度将占IPCC控制温升1.5摄氏度的4000亿吨碳预算的9%，占2020年代世界排放量的8.4%，占1870-2030期间世界排放量的4.2%。

对于印度这样的发展中国家，只有大幅度降低能源行业碳排放，才有可能兼顾经济发展和低碳经济。着眼于未来，按照气候变化目标，印度选择对其能源体系进行大规模转型。各种各样的发展活动都要靠能源驱动，而印度近四分之三的碳排放来自能源行业。因此，至关重要的是，以不排放CO2的可再生能源发电为重点，并瞄准到2030年实现50%能源需求由可再生能源满足的目标。

印度在可持续发展方面的自觉、持续的努力，还体现在多部法律中。例如，2021年《节约能源法》，旨在通过节能和高效能源利用以及建立能效局实现能源安全；2005年《国家电力政策》，旨在提高非传统能源发电的比例；《补偿性造林基金法》。所有这些法律、政策均旨在实现更为广泛的气候变化目标。

根据估计，2030年，印度电力需求将达25,180亿单位。为了实现50%的能源需求由可再生能源满足的目标，印度需要将其发电容量提升至700吉瓦。预测显示，可再生能源将主要来自太阳能。

根据在2030年将预计CO2排放量削减10亿吨的目标，印度的人均CO2排放量预计将与按照IPCC建议的2030年全球CO2排放限额182.2亿吨计算出的人均CO2排放分担额一致。

要将碳强度降低45%，印度需要采取更有力的措施，降低运输业和能源密集型工业部门的排放。各行业都需要大幅度削减对煤炭和原油的使用，代之以更清洁、更高效的替代能源，如太阳能和水力。同样重要的是，落实可靠措施，抵消其他行业温室气体排放量的增加。

为监管压燃式发动机的空气污染物排放而实施严厉的巴哈特阶段排放标准，加快混合动力和电动汽车在印度的采用和制造，即为上述措施的示例。农业、土地利用、土地用途变更、林业和废物处置则是需要应对的其他因素。

为了实现艰巨的净零目标，更清洁、更高效的技术的定价（始终是大规模采用此类技术的障碍）等一些问题，仍然需要印度认真解决。从煤炭向可再生能源转型涉及的地缘政治和社会经济因素，以及与替代能源的采用有关的权衡取舍，则是需要考虑的其他因素。

此外，印度还需要凭借高效的气候治理、强有力的机构和公众参与、各行各业之间的大力协调，最终让人人享有清洁、负担得起的发展。

对于印度而言，实现净零能源体系是技术上可行的目标，但实现该目标的过渡期却充满挑战。尽管印度已经快速行动起来实行必要变型，但这本质上需要改变人们生活以及使用和管理资源（特别是能源）的方式，并在人类干预的各个领域付出自觉、持久的努力。

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印尼

随着气候危机越发明显，为帮助印尼到2060年或更早兑现净零排放承诺，企业在实施战略方面发挥着至关重要的作用。本文强调了有关可持续发展的重要立法变化，鼓励公司探索这些立法变化并将其为己所用。

重要法律动态

印尼政府颁布了很多具体政策，鼓励企业采用低碳经济模式，其中包括：

绿色金融。印尼金融服务管理局通过支持可持续发展融资的多部条例来鼓励绿色金融，包括：

(1) 《绿色债券条例》。《绿色债券条例》将“绿色债券”定义为，向部分或所有无害环境的经营活动提供融资或再融资的债务证券，而无害环境的活动包括与可再生能源和高效节能环保产品有关的活动。《绿色债券条例》规定，至少70%的发行收入应用于为无害环境的经营活动提供资金，并且发行人随后必须向金融服务管理局报告资金用途。

2018年，Sarana Multi Infrastruktur（SMI）成为印尼首只绿色债券的发行人，全部发行收入均用于为若干项目（包括一座可再生能源发电厂）提供资金。

(2)可持续融资。为了发展更环保的金融和资本市场生态系统，金融服务管理局还要求金融服务机构、发行人和公众公司（均称为“相关实体”）根据2017年颁布的可持续金融条例，在经营活动中贯彻可持续金融实践。可持续金融实践要求相关实体制定可持续金融行动计划，并每年向其股东和金融服务管理局通报。

随着投资者对可持续金融的追求，投资在继续增加，绿色债券需求也会不断上升。部分原因在于，绿色债券投资产生了环境效益，同时此类投资需要满足金融服务管理局严格的可持续金融要求。这还传达出强烈的信息，即投资者和发行人鼓励有社会责任感的投资。

电气化和可再生能源转型。印尼化石燃料供给和储备丰富，导致对化石燃料的高度依赖。不过，根据《国家能源政策》，印尼力图降低对化石燃料的依赖，发展清洁能源。按照这些承诺，印尼政府鼓励公私部门在经营活动中使用可再生能源，例如用太阳能发电、在交通运输中使用电动汽车等。下文列出了鼓励太阳能和电池动力能源发展的部分近期法律动态。

(1)屋顶太阳能发电站系统。印尼政府颁布了《屋顶太阳能发电站条例》来鼓励太阳能发电。该条例规定：(i) 屋顶太阳能客户与配电系统建设或运营牌照的持牌人之间采用更优惠的“净计量电价”制度，客户可从所发的富余电力中获利；以及 (ii) 制定参与碳信用额交易方案的框架，并单独予以监管。最近的媒体报道表明，截至本文发表之日，政府已经在修订 《屋顶太阳能发电站条例》，目前处于搁置状态。 所以我们预计在不久的将来会发布更多的 条例。

印尼很快就会建成东南亚最大的太阳能发电站，这也是该国首座浮动太阳能发电站。这座145兆瓦浮动太阳能发电站项目定于2022年投入商业运营，可为50,000所房屋提供清洁电能，每年抵消214,000吨碳排放量。

(2) 电动汽车。根据《电动汽车条例》，希望从事电动汽车产业的公司必须获得相关业务牌照，在印尼建立制造设施，并满足当地成分要求。此外，电动汽车产业产生的废旧电池，必须由管理废旧电池的持牌公司回收和/或管理。

希望从事电动汽车产业的公司享有很多激励，包括电动汽车产品进口免税（财政激励），以及政府授予的某些电动汽车技术的生产权（非财政激励）。

印尼公司Gojek是从事叫车服务的十角兽企业。该企业率先通过合资企业Electrum在全线业务中采用电动车技术，并计划由Electrum制造两轮电动车，建立电池封装和电池交换基础设施，并提供贷款在印尼开发先进的电动汽车生态系统。

考虑到印尼的目标是降低对化石燃料的依赖，为了实现该目标，企业必须找到采用更环保的选择的机会，并投资于提供更环保的解决方案的基础设施。

碳定价

碳定价是印尼政府调节人类和经济活动产生的温室气体排放的客观成本的工具。根据有关实行碳经济价值（EVC）以实现“国家自主贡献”目标并控制国家发展中的温室气体排放的2021年第98号总统令，根据有关协调税收法规的2021年第7号法律（两者共同构成《碳法》），印尼政府出台了下述计划。

(1)碳交易。碳交易是旨在通过在国内和/或国际上买卖碳单位（碳所有权证书）来降低温室气体排放的市场机制。拟议的两种碳交易机制为：

(i) 碳排放交易计划。印尼政府将在其中设定特定行业的总排放水平上限（“规定上限”）。排放量大于规定上限的企业必须向排放量低于规定上限的其他企业购买排放权。该计划将导致碳单位的转让；或

(ii) 温室气体排放抵消计划。该计划适用于无规定上限的企业。在该计划中，企业可在自行降低温室气体排放后获得碳单位，然后出售给有需求的实体。

排放抵消的先驱项目之一是Katingan Mentaya项目。该项目由Rimba Makmur Utama（RMU）负责，保护了中加里曼丹省大片泥炭地森林区域。据报道，该项目的规模在同类型项目中位居全球之最，将产生计划卖给多家公司（据媒体报道，包括大众汽车）的大量碳抵消单位。据报道，该项目产生的经认证碳单位的数量估计年均达750万，相当于每年有两百万辆汽车停运。

(2)“按成果付款”（RBP）是一种碳定价计划。在该计划中，国际各方、国家和省政府能够基于可核实的成果，（通过付款）激励（通过可持续活动）降低碳排放或增加碳储备的企业。不过，RBP计划不影响碳信用额所有权的转让，不属于碳交易计划。因此，RBP很可能会受到进一步监管。

(3)碳税的征收形式可以是税收、关税和海关规费，或国家根据碳含量、碳排放潜力、已排放碳量和/或气候变化缓解行动征收的其他费用。碳税是新政策，将从2022年4月起执行。排放大于政府上限的公司将按CO2当量缴纳每公斤30印尼盾的税款。尽管碳税尚未生效，但是有碳排放的公司应做好准备并进行成本分析，以将这些额外成本考虑在内，并寻找创新协作的机会。

现在，碳价应纳入在印尼经商的成本。从长远来看，政府会继续降低允许的碳排放限额，这似乎不可避免。正在建设的碳排放项目应预先考虑到额外成本。

结语

无论是国际上还是印尼国内，绿色投资的市场需求一直在上升。在2021年的一起标志性案件中，荷兰法院判决Royal Dutch Shell到2030年大幅降低其全球净碳排放量。尽管Shell提起上诉，但该判决仍然为更多气候变化诉讼铺平了道路，反映出公众对高碳排放投资的担忧加剧。公司如果想要提升竞争力，实现净零排放，则与气候科学保持一致是最佳选择之一，具体做法包括，投资更环保的项目，采用可再生能源方案，抵消排放等。

鉴于减排对环境和监管均有重要意义，我们鼓励企业预先考虑与气候有关的法律风险以及温室气体减排战略。应对此类法律风险的最便捷的方法之一，是公司评估内部企业文件，特别是良好公司治理准则和标准运营程序，并重新评估其加快向可持续、低碳排放环境转型的战略。

此类行动也很重要，因为与绿色融资、可再生能源、碳减排有关的上述政策和条例可能会成为业务可持续性标准，并可能在今后几年更加完善。

律师 Tjok Istri Dwi Wulandevi 和 Shabrina Khansa 也为这篇文章做出了贡献

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日本

日本政府已宣布到2050年实现碳中和的意图，各公司正在考虑并实施各种碳中和战略。其中一项重要战略是购买可再生能源电力。

根据2012年生效的日本FIT（上网电价补贴）制度，可再生能源电力的购买价格相对较高。可再生能源电力生产商并不向消费者供电，而是将电专卖给输电系统运营商，后者才有义务通过FIT制度购买可再生能源电力。近年来，FIT制度下的电价一路下跌，太阳能电价已不足每千瓦时11日元（每千瓦时10美分），供应给FIT制度外的消费者的可再生能源供电量也增加了。

场内购电协议

在场内购电协议下，可再生能源电力生产商在电力消费者的建筑物屋顶或营业场所安装发电机（主要是光伏电池）。

在日本，为满足公众需求而供电，构成《电力事业法》规定的零售服务。要从事零售服务，公司必须根据该法注册为电力零售企业。不过，在场内购电协议下，电力仅向拥有安装发电机的建筑物或土地的消费者供应，该供电行为不应解释为满足公众需求的零售服务。因此，可再生能源电力生产商不必注册为电力零售企业。

场外购电协议

空间有限时，不一定适合在消费者的屋顶或营业场所安装大型发电机。因此，可再生能源电力生产商越来越多地采用场外购电协议。他们可在消费者的营业场所或建筑物屋顶以外的其他场地安装发电机，并通过输电系统运营商的电网向消费者供电。

如上所述，为满足公众需求而供电构成零售服务。因此，为了根据场外购电协议供电，可再生能源电力生产商应将电力批发给电力零售商，并向同一零售商转移归属于可再生能源电力的非化石燃料能源价值。然后，电力零售商再向消费者供电，并同时提供相关的非化石价值。

不过，自2021年12月起，日本电力零售商供电需缴纳可再生能源费，金额为每千瓦时3.36日元。由于此项费用的存在，可再生能源电力现在根据FIT制度购买。

在FIT制度下，输电系统运营商从经过FIT认证的可再生能源发电厂购电，资金则通常由电力零售商向消费者收取。电力零售商向支出分担协调机构（绿色投资促进机构）缴纳所收取的资金，然后再由该协调机构向输电系统运营商分配款项，作为后者的补贴。输电系统运营商用补贴购买可再生能源电力。

除可再生能源收费外，电力零售商还会获得费用。因此，消费者与可再生能源电力生产商需要直接交易，不必经过电力零售商。

自发电的供应

2021年11月起，日本允许电力生产商向其集团外的消费者供应自发电。可再生能源电力生产商可直接向电力零售商服务范围外的此类消费者供电。

根据《电力事业法》，自发电的供应是指，为了与电力生产无关的业务而维持和运营发电厂的主体，使用输电系统运营商的电网，向远离该发电厂的该主体的工厂、实验室或其他建筑物供电。

自发电与自行消费场内发电厂发电类似，发电商也无须注册为电力零售企业。向与该电力生产商有“密切关系”的主体供应此类电力，也视为自发电的供应（电力生产商集团内自发电）。

“密切关系”是指，生产关系、资本关系（包括与子公司的关系）、人事关系（如派遣董事），或电力生产商与消费者通过交易组建的预计将长期存续的公司形成的关系。

向电力生产商集团以外供应自发电的要求为：(1) 合作关系预计将长时间存续，而且是由为与电力生产无关的业务维持和运营发电厂的主体与消费者共同建立；(2) 上述发电厂是未根据FIT制度或将于2022年4月生效的电价差额补贴（FIP）制度获得认证的可再生能源发电厂；(3) 将全新安装发电厂，以满足合资公司成员的专属需求；及 (4) 合作协议规定了发电厂供电费用以及电表、布线工程支出的分担方式。

自发电不产生可再生能源费，因为电力零售商并未供电。不过，发电计划必须与每30分钟内的实际发电匹配。如果匹配失败，必须向输电系统运营商补偿不平衡的结算。因此，电力生产商必须调整发电计划，或向电力聚合商等第三方外包发电。2022年4月起，电力聚合商将受《电力事业法》约束，必须向经济产业省通报，说明其将开始经营“规定批发供电”业务。

虚拟供电协议

在虚拟供电协议下，可再生能源电力生产商通常在日本电力交易所（日本的批发电力交易所）按市价售电，并向消费者提供可再生能源电力的非化石燃料价值。

另一方面，消费者从第三方零售商购买电力时，他们向可再生能源电力生产商支付市价与固定价格之间的差额。可再生能源电力生产商和消费者之间的长期合同与按固定价格售电有相同效果，降低了从银行和金融机构获得发电厂安装项目融资的难度。

日本消费者可从任何电力零售商购电。例如，消费者东京工厂的用电可由九州的可再生能源发电厂供应，输电则采用经过输电系统运营商每个服务区的电网完成。日本电网连接了九家输电系统运营商（Okinawa Electric Power除外）。因此，日本似乎并不需要虚拟购电协议。

在有些情况下，通过相邻服务区之间互连线路传输的电量有上限，这是为了防止越过服务区输电。在此类情况下，日本也可能需要虚拟购电协议制度。

因此，笔者建议考虑支付固定价格与市价的差额构成场外商品衍生交易的可能性，因为《商品先物取引法》规定，有关合同价格与实际价格差额的合约属于该法律管辖范围。

结语

《能源特别措施法》的修订于2022年4月生效后，FIT制度将部分为FIP制度所取代。超过一定容量的可再生能源电力生产商，特别是光伏发电商，以后必须向批发市场或电力零售商供电。因此，场外购电协议和虚拟购电协议的数量预计将增加。同时，在FIT或FIP制度之外通过场内购电协议和自发电供电的可再生能源电力生产商也有望增加。

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