2005年6月，甘肃黑河水电与世界银行签订十年期的《减排抵消额购买协议》，建立了中国第一个水电CDM（清洁发展机制）项目张掖小孤山水电站。小孤山年减排二氧化碳30万吨，通过向世界银行出 售二氧化碳减排量，10年总收益13 50万美元。这直接带动了全国CDM项目的建设热潮。
作为全球碳交易机制的一种，CDM占据了碳交易的主要部分，其方式主要是发达国家通过提供资金和技术，与发展中国家开展项目级的合作，通过项目所实现的“经核证的减排量”，用于发达国家缔约方完成减少本国二氧化碳等温室气体排放的承诺。对于水电、风电、化工和可再生能源等企业而言，CDM项目收入犹如意外之财，某家上市化工企业曾经全年利润几乎等同于其CDM项目的收入。
目前，在联合国清洁发展机制执行理事会（EB）总注册项目为3521个，其中来自中国的注册项目为1619个。中国企业对于CDM项目从毫不知情到略有耳闻，再到积极活跃，在短短几年内已经迅速成为全球最大的卖方市场。然而，近年全球经济的下滑等因素所导致的碳交易价格下滑，使得这块到口的肥肉并不容易那么下咽。
天上真能掉馅饼？
一个典型的CDM项目，从开始准备到实施到最终产生有效减排量，需要经历项目识别、项目设计、参与国批准、项目审定、项目注册、项目实施、监测预报、减排量的核查与核证、经核实的减排额度签发等主要步骤。其中，CDM项目能否在EB实现成功注册，是交易CDM成功的关键因素。
整个项目成本，除了第三方咨询服务费用，还包括一般费用，如第三方对项目的审核，项目注册费，监测核查和核证费用，联合国CDM理事会征收的适应性费用、行政管理费，中国政府征收的环境资源税等。据上海长三角投资咨询有限公司技术总监倪军估算，一个CDM项目整个流程走下来，成本大约需要100万元。
就身为项目业主的企业而言，在项目前期只需部分投入甚至无需投入，因为参与项目咨询的第三方咨询公司一般会作部分投入，以期从后期利益中获取部分回报。而买家为了让项目尽快启动，也会在前期投入。不过倪军指出，最终为此买单的还是项目业主，买家前期投入实为垫付，一旦减排量签发并交付，买家将会从业主签发的减排量收益中扣除前期的垫付部分。
据倪军介绍，三四年前碳市场活跃时，有些企业参与CDM项目的积极性很高，但它们只知道该项目可以来钱，却并不了解其基本的操作规则，也不清楚项目收益的时间期限。因此，他们会在没有钱建项目的情况下就贸然与卖家签合同，最终可能面临违约。
事实上，一个CDM项目的周期并不短。一般而言，CDM项目从开发到注册，快则七八个月，多则三年，正常情况是一年到一年半；项目注册后若比较顺利地进行实际减排量的核查，还需要半年时间；从完成一次减排量的交付到业主拿到钱，还要半年。如此估算下来，一个项目在比较顺利的情况下，至少需要两年的时间才能获得第一笔收益。
在第三方咨询服务机构看来，CDM项目关键在于对项目额外性的包装，如果包装到位，减排量够大，投资回报周期够短，那就是一个好项目。若项目有先天不足，比如不同时期基准线发生变化，导致其之前额外性很好但之后却很差，就可能遭遇注册上的阻碍。2009年和2010年，联合国就多次拒绝数个原先被认为是高质量低风险的中国风电CDM项目。上海宝碳新能源环保科技有限公司行政总裁朱伟卿表示，目前国内项目主要以化工废气减排、煤层气回收利用、节能和提高能效、可再生能源、造林与再造林为主，从审批流程和时间点来看，新能源项目最快。
对于中国企业而言，CDM项目一旦注册成功，就意味着可以获得发达国家的高新技术以及一笔额外收入。不过，朱伟卿指出，由于CDM项目审批流程过于复杂及漫长，其可确定性相较于其它传统性融资渠道较低，企业不应将其视为主要收益来源，而是看作一种低成本的融资渠道。目前，金融机构已经开展相关碳资产质押授信业务，福建闽侯旺源20兆瓦水电项目就曾只以预期售碳收入作为质押品，获得兴业银行相应贷款。
最低端的弱势
CDM项目产生的CER（核准减排量）需要第三方认证，由联合国签发，价格主要根据供求关系来决定。中国企业作为最大的碳资源生产供应方，却处于碳交易产业链的最低端，对于一级市场的定价没有发言权。朱伟卿指出，目前国际碳市场由于供过于求，是买方市场；此外，西方发达国家对碳排放市场以及碳金融方面的政策研究及制定已经先行，甚至在逐步制定国际通行的规则，而中国在国际规则的制定参与中并不占优势。因此，中国企业为了避免陷阱、降低风险，大多会选择买方预付款开发项目，这也意味着企业面临的最大风险就是把项目“嫁错郎”。
目前，由于全球经济下滑，二级市场CER价格跌至4欧元/吨，已较一年多前缩水四分之三。这导致诸多买家纷纷“毁约”，项目业主无法按合同如期交付减排量并拿到钱。目前，中国诸多CDM项目已经面临此问题。倪军指出，买家认为自己按照合同并没有违约，这其实还是存在信息不对称的问题。因为，买家在与业主签订的ERPA（《减排量买卖协议》）中所说的交付减排量，指的是EB签发后转移到买家在EB的账户后才算是交付完成的；现在的情况是项目虽然已经签发，但减排量还没有转移到买家账户，所以买家要求重谈价格、制订浮动价的做法并没有违约。倪军说，早期在签合同时业主和第三方咨询机构都没有意识到这类概念差异，因此诸多项目遭遇类似问题。
还有一种“违约”情况则是第三方已经在做项目核查、准备去做签发了，买家要求重谈价格，遭到业主拒绝后则会要求第三方暂停项目甚至撤下项目，因为第一次核查大多为买家委托第三方完成，由此逼迫业主谈判，但该行为就签订的合同条款而言，也没有违约。
事实上，中国的项目业主在市场下行时控制风险和消除风险的力量很弱，无论采取商业谈判的方式还是走法律途径，都处于劣势。业内人士指出，连具有国资背景的电力企业在与买家谈判时都处于劣势，更别提那些小水电项目的业主了。如果采取法律途径，则面临着诉讼难的问题，因为双方协议中约定需参照国外的法律，仲裁地也在第三国，大多数中国企业是无力去打一场跨国官司的。
据悉，目前多家项目业主正在寻求国家发改委的支持，但业内人士对此并不看好。尽管发改委为了保护项目业主而制定了碳交易的基准价格，如风电单价为10.5欧元，水电单价为8欧元，但后期碳交易则为两家企业的商业行为，而且买家的企业注册和账户均在国外，发改委也爱莫能助。
面对买家的“毁约”，有的业主持观望态度，有的则妥协了，毕竟相对于低成本的投入而言，能卖出去就多少有点收益。一位业内人士透露，目前有的业主甚至对市场价格的百分之三四十都接受。该人士进一步指出，中国项目业主基于各自身份的差异和利益考虑，更难结成价格联盟。有些项目业主具有国企央企背景，对这部分收益多少无所谓，而中小业主尤其小水电项目业主很看重这部分收益，但后者势单力薄。
作为中间桥梁的第三方咨询机构，倪军表示也是尽量撮合双方达成妥协，但他直言有些买家很不道德，业主刚被说服同意卖家的价格，后者却又反悔再给出更低的价格。资本本身就是不讲道德的。目前活跃在一级市场的买家是以碳基金、投行和游资为主的投资机构，真正终端企业买家则大都在二级市场采购。
倪军表示，由于国内缺乏相关支持的政策、制度和法律，中国企业只能进行项目级别的碳交易，相对于投资机构把项目打包后再拿到二级市场交易，个别项目在二级市场上交易会存在制度和操作上的双重问题。
曙光隐现
全球碳交易价格跌入历史低点之际，去年11月联合国气候变化框架公约第十七次缔约方大会在南非德班召开，会上日本、加拿大和美国拒绝接受京都协议第二承诺期，严重影响了碳市场的需求及流动性。好在联合国决策委员会顺利通过京都协议延迟计划至2015年，这在一定意义上保证了碳市场的流动性。朱伟卿认为，这意味着在各方努力下，中国企业能够在2015年前保证其收益。据悉，中国目前占EB已签发项目量的60%。
部分业内人士甚至预 测2012年碳交易价格将上涨。湖南省CDM项目服务中心张汉文分析了以下几个原因：德班会议明确签约的发达国家于今年5月1日前提交各自的量化减排承诺，2012年后市场需求将更明确；从2013年1月1日起，欧盟排放权交易规定不得使用来自HFC23项目和N2O项目产生的CERs，根据联合国环境署的CER签发数据表，市场上CER供应量将减少68%；欧盟内部正在讨论将2020年温室气体整体减排目标从20%无条件提升到30%，减排量需求有可能大幅提升；欧洲航空公司买进碳配额应对欧盟碳交易计划及航空碳税；2012年后欧盟收紧大部分配额的拍卖，暂停发放14亿欧元额度的免费配额，此举或可将创下历史新低的碳价抬高20％。
不过，朱伟卿仍然建议中国企业随时关注国内政府和国外主要碳市场的动向，需要根据项目情况早日做好准备。2015年将给各国一个足够的缓冲期重新考虑全球交易体系，在形态上可能转变至两个国家的双边交易体系、多个国家或区域性的交易体系，以及本国交易体系。据称，中国已经与日本在商讨碳排放权的双边协议。此外，今年1月，国家发改委宣布同意北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市开展碳排放权交易试点。对于中国企业而言，只有国内碳交易市场真正启动了，才能食得最丰厚的那块利润。
