(2)类型2的CCER潜在供给量
CDM数据库显示，截至5月6日，国家发改委累计批准了5048个CDM项目，估计年减排量约为7.8亿吨，其中，已经在联合国EB注册的项目数量为3793个，估计年减排量约为6.26亿吨。
由此可推算出，类型2的潜在项目供给量为1255个，估计年减排量约为1.54亿吨。
(3)类型4的CCER潜在供给量
CDM数据库显示，截至5月6日，中国注册的CDM项目达到3793个，估计年减排量约为6.26亿吨，占到全球CDM总量的50%，成为全球CDM项目的最大供应国。其中，已签发的CDM项目数量为1389个，估计年减排量约为3.31亿吨。
由此可以推算出，类型2的潜在项目数量2404个，估计年减排量合计为2.95亿吨。其中，2012年12月31日以后注册的项目为74个。
(4)CCER的潜在供给量小计
类型1、2和4的CCER潜在年供给量达到5.77亿吨。
(三)CCER市场供大于求，仍存在一定的结构机会
从前面的分析可以看出，在仅考虑类型1、2和4的情况下，CCER潜在年供给量已为5.77亿吨，和CCER的理论最大需求量的1.1亿吨相比，已存在严重供大于求的情况，CCER供给量远超市场容量。
各试点市场相互独立，且均对本地项目采取不同程度的保护措施，对本地区以外的项目设置了进入门槛和限定。因此，从结构上来看，仍存在一定的结构性机会。
(1)湖北和重庆的市场机会。这两个市场对本地区以外的CCER项目关上了大门，明确规定控排企业只能用本地区项目产生的CCER进行补充。湖北的CCER理论需求量为3240万吨，而类型2和类型4的供给量仅为884万吨;留给本地类型1和类型3项目的市场容量为2356万吨。同样，重庆留给本地类型1和类型3项目的市场容量为314万吨。
(2)北京和广东的市场机会。北京和广东分别对本地区CCER项目要达到50%和70%以上。这两个市场的CCER理论最大需求量分别为235万吨和3880万吨。两个地区以外的CCER项目理论最大需求量分别为117.5万吨和1164万吨。本地项目的市场容量分别为117.5万吨和2616万吨。
(3)上海、天津和深圳的市场机会。这三个市场对CCER项目来源地没有限制，为所有的CCER项目提供了公平竞争的机会。这三个地区的CCER理论最大需求量合计为2700万吨。尽管没有设限，但本地项目仍具有较强的地缘优势，将会更受买方欢迎。
需要强调的是，并非所有潜在供给量都会变为实际供给，潜在供给要想转化为实际供给，进入CCER市场，需要通过国家发改委签发。根据CDM项目分析，并非所有注册项目都能获得签发。截至2014年5月7日，我国注册CDM项目3793个，估计年减排总量6.2亿吨，但实际获得签发项目1389个，累计签发CERs仅8.7亿吨，年均签发量约1亿吨。
CCER实际供应量在很大程度依赖于国家发改委的审批政策。目前为止，国家发改委尚未签发CCER项目。一旦大量的潜在项目涌入国内CCER市场，必然对刚刚起步的碳交易市场产生巨大的冲击。从维护市场稳定，促进市场发展及探索，形成我国的碳交易发展路径的角度出发，国家发改委或将严格控制项目核准数量，确保碳交易市场平稳有序发展。CCER作为碳排放权的补充机制，价格将会低于碳排放权。在利益的驱动下，控排企业将使用政策允许范围内的低价CCER置换排放权，并将自身多余的排放权交易出去，从而获取CCER和排放权价格差的收益。因此，本文所分析的CCER理论最大需求量，极有可能成为CCER的实际需求量。
可再生能源企业进军CCER市场的对策建议
作为可再生能源企业，要深刻理解国内开展碳交易试点的背景、现状和发展趋势，识别存在的机会，规避风险，理性参与国内碳交易市场。对可再生能源企业进军CCER市场提出以下三点建议：
(一)密切关注碳交易市场相关政策
碳交易市场属于典型的政策驱动型市场，目前我国碳市场仍处于试点阶段，各种政策和制度安排仍在不断完善，相关政策的推出将会对市场发展产生重要影响。特别是国家发改委对CCER项目的核证动态，直接决定了CCER的供给量。市场参与者要密切关注相关政策的推出，并深入分析政策对市场产生的影响，提前做好应对预案。
(二)全面提高对各碳排放权交易市场试点的认识
从目前来看，全国没有形成统一的市场，CCER供应商实际上面对的是7个独立的市场。各试点的市场空间不同，价格也有较大差异，交易费用也不尽相同。为使碳资产能够产生最大的效益，企业需提高对各市场试点的认识，全面了解各市场的市场准入条件、交易规则和交易费用等，动态分析市场供需和价格的变化趋势，为作出合理决策做好充分准备。
(三)理性参与国内碳排放权交易市场试点
梳理自身的碳资产项目，选取合适的项目积极参与试点，抢占市场先机。项目选择上，可以采取以下策略：
(1)优先选择类型1(未开发的新项目)和类型3(pre-CDM)的项目。因国际市场长期低迷，需求极其疲软，未开发的新项目没有再继续投放到国际市场的必要，可以转作CCER项目。类型3项目已经获得在联合国EB注册并经过第三方核查，其风险和签发成本都相对较低，且较受欢迎。从目前在国家发改委的审定项目来看，类型1和类型3处于绝对主导地位，分别占到项目总量的36%和44%。国家发改委召开了两次自愿减排项目备案审核理事会会议，仅有2个项目通过获得备案，均为类型3项目(第二次会议的备案结果尚未公布)。从CCER项目审查情况来看，CCER审查尺度不比CDM项目审查尺度松，类型2(批准未注册)项目如果是曾被EB拒绝注册，则比较难以实现CCER项目备案。而类型4(注册未签发)的项目已经在EB注册，在政策不明朗的情况下，不必急于转回国内。
(2)优先选择项目所在地处于试点地区以内或与试点地区签署了双边协议地区的项目。湖北、重庆、广东和北京等试点对本地项目推出不同程度的地方保护政策，北京或将优先选择河北、内蒙古等与其签署了双边协议的地区，上海、天津和深圳尽管没有对外地项目设置门槛，但本地项目仍具有一定的地缘优势。
(3)试点地区以外的项目的市场选择。需要根据各市场的市场容量、CCER价格和CCER项目区域、规模和结构，进行具体分析。这类项目优先进入市场容量较大、供需关系平衡、价格较高的试点市场。
总之，国内开展碳市场为可再生能源企业盘活碳资产、获取减排收益提供了商机。但国内市场尚处于试点探索阶段，7个试点市场相互独立运行，相关政策制度仍在不断完善，且存在严重供需失衡的风险。可再生能源企业需把握市场机会，合理控制风险，理性参与市场竞争，伴随国内碳交易市场共同成长，享受市场不断发展壮大带来的红利。