【收藏】2021年碳交易市场行业研究报告

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导语
当前我国碳排放已居世界前列，碳排放权成为各国竞争夺取重要的话语权之一，实现碳达峰及碳中和成为全球竞争的重要筹码，因此加快能源结构调整、产业结构升级，加强生态环境保护，有助于实现综合国力的增强，巩固大国地位。
来源：东吴证券作者：袁理
CCTC01
1. “双碳”目标势在必行，碳市场上线迎两大变革
1.1. 碳中和投资框架：能源替代、节能减排、循环利用及碳交易
气候危机刻不容缓，碳中和助力大国崛起。近年来，全球气候变化对人类生产生活的不利影响越来越突出，应对气候变化已经成为人类社会共同面临的最严峻挑战之一。全球大多数国家已经签署了共同应对气候变化的《巴黎协定》并明确了碳中和的时间节点，英国等国家还通过立法予以明确。改革开放以来，我国经济持续发展，2020 年人均 GDP 已超过 1 万美元，但经济发展导致的碳排放问题亟需解决，当前我国碳排放已居世界前列，碳排放权成为各国竞争夺取重要的话语权之一，实现碳达峰及碳中和成为全球竞争的重要筹码，因此加快能源结构调整、产业结构升级，加强生态环境保护，有助于实现综合国力的增强，巩固大国地位。
从行业投资框架及环保产业映射角度来看，我们将分别从能源替代、节能减排、再生资源、环境咨询和碳交易等角度指出环保受益双碳目标的板块。
1、能源替代：从前端调整能源结构，使用清洁能源如光伏、风电、天然气、生物质能等替代煤炭，使用新能源装备替代传统燃油装备，从源头减少温室气体的产生和排放。
2、节能减排：从中端提升节能减排效果，包括产业结构转型、提升能源利用效率、加强低碳技术研发及数字化技术应用、完善低碳发展机制、加强管理规划管理等，我们认为在环保领域，节能管理、技术研发及环境规划的推进等将有益于板块发展。
3、循环利用：从后端加强再生资源回收利用，推进垃圾分类与再生资源回收“两网融合”，加快落实生产者责任制度，推进废弃家电、报废汽车、危废等回收处理体系。
4、环境规划：全产业链受益，环境咨询企业为政府部门、控排企业及自愿减排企业提供环境规划、减排设计方案等。
5、碳交易：碳交易是有效控制碳排放及调节资源配置的市场化途径，全国碳市场的统一构建将催生 CCER 自愿减排项目需求：可再生能源（如生活垃圾焚烧、生物质利用等）、甲烷利用（填埋气资源化、餐厨处理、污水处理等）、林业碳汇等项目可以通过申请 CCER（核证自愿减排量）以获取碳减排信用用于抵消控排企业超排配额，从而获取碳减排的附加收入。

1.2. 国内碳市场变革：交易全国化、行业多元化
碳交易作为碳减排的市场化途径将有效促进碳排放的资源配置以实现减排目标。碳交易是为减少二氧化碳排放、促进温室气体减排所提出的将二氧化碳排放权作为商品进行交易的市场机制，即鼓励减排成本低的企业超额减排，将富余的碳排放配额或减排信用通过交易的方式出售给减排成本高、无法达到碳排放要求的企业，从而帮助后者达到减排要求，同时降低社会碳排放总成本。碳交易能够低成本、高效率地实现二氧化碳排放权的合理配置，达到总量控制并合理利用公共资源的最终目标。
碳交易迎两大变化：交易全国化、行业多元化。
1、区域范围变化：试点到全国——2021 年 6 月底前有望启动全国碳市场交易。我国碳市场的建设路径是从试点市场向全国统一市场过渡。2011 年 10 月，国家发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，将北京市、天津市、上海市、重庆市、广东省、湖北省、深圳市等七省市列为碳排放试点地区，指示各试点地区建立各地区排放权交易监管体系、交易平台建设等工作，标志我国碳交易正式启动。2020 年年底，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发《2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，正式启动全国碳市场第一个履约周期。2021 年 2 月生态环境部部长强调加强全国碳市场建设工作，确保 2021 年 6 月底前启动全国碳市场的上线交易。2021 年 5 月，碳排放权登记、交易及结算规则出台，碳交易逐渐完成从试点区域向全国统一的过渡。
2、涵盖行业变化：电力行业向八大行业——“十四五”期间钢铁、水泥、化工等行业有望纳入市场。目前纳入碳市场管理的行业主要为电力行业，全国碳市场扩容呈现加速态势，生态环境部表示钢铁行业“十四五”期间将尽早纳入碳排放权交易市场，此外，水泥、化工、电解铝、造纸等行业前期已完成较多的准备工作，生态环境部考虑在 “十四五”期间将石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等八个重点排放行业陆续纳入全国碳市场。
1.3. CCER 抵消机制：降低履约成本，鼓励自愿减排
碳交易市场纳入核证自愿减排量（CCER）抵消机制，减少控排企业履约成本。为起到降低碳价、减少控排企业履约成本最终降低社会减排总成本，2012 年，国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，纳入 CCER 抵消机制。2020 年 12 月发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中指出，CCER 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，CCER 抵消机制是对自愿减排项目的鼓励行为。我们梳理与总结了 CCER 抵消机制中的四大核心要点包括抵消比例、认定流程、项目可行性评估和减排量测算。
1、抵消比例：1:1 替代碳配额，抵消比例不超过总碳配额的 5%。碳交易市场有两类基础产品，一类为政府分配给企业的碳排放配额，另一类为核证自愿减排量 (CCER)。碳市场按照 1:1 的比例给予 CCER 替代碳排放配额，即 1 个 CCER 等同于 1 个配额，可以抵消 1 吨二氧化碳当量的排放，《碳排放权交易管理办法（试行）》规定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，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%。CCER 增加供给量，一般而言 CCER 可申请的项目较多，因此 CCER 交易价格较碳配额通常更加便宜，控排企业会考虑优先购买符合条件的 CCER 来抵消碳排放。

2、认定流程：5 步法—项目设计、审定、备案、减排量核证、减排量备案。项目备案阶段需先完成项目设定后由主管部门的审核机构进行审核并出具审定报告。其次在依照备案需提交的材料进行准备并提交申请，再由管理部门委托专家进行评估。经备案的项目产生减排后，在申请减排量备案前，应经由管理部门的审核机构核证并出具减排量核证报告。最后与减排量备案所需材料一同递交。专家进行评估通过后则可在国家登记簿登记并在经备案的交易机构内交易。
3、项目可行性评估：识别基准线、评估项目额外性及经济效益。项目申请时的可行性评估主要包括项目方法学选择、识别基准线、项目额外性及经济效益。碳排放权交易管理办法强调鼓励可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目申请 CCER。1）项目方法学对应：属于国家规定的项目类别，并符合经过备案的方法学或开发新方法学经备案后方可进行项目申请。2013-2016 年，发改委已经在自愿减排交易信息平台发布十二批国家温室气体自愿减排方法学备案清单共 200 个，其中由联合国清洁发展机制（CDM）方法学转化 174 个，新开发 26 个；常规方法学 107 个，小型项目方法学 86 个，农林项目方法学 5 个。2）识别基准线：合理代表在不存在该项目情况下将产生的由人类造成的温室气体排放的基准情景。3）项目额外性：非政府强制性项目或政策、政府重资金扶持类项目类型，考核项目的必要性，开发前后的收益率水平变化。4）经济效益：项目减排量评估、成本及收益核算，是否具备开发价值及回收期长短评定。
4、减排量测算原理：减排量=基准线排放-项目排放-泄露排放。CCER 项目减排量可以简易理解为项目排放与基准线排放的差值，减排量测算挂钩项目计入期，是指项目活动相对于基线情景所产生的额外的温室气体减排量的时间区间，分为可更新计入期（7*3=21 年）和固定计入期（10 年）。

CCER 审定项目已有 2871 个，减排量备案 254 个约 5000 多万吨。2013-2017 年发改委公示 CCER 审定项目共 2871 个，备案项目 861 个，减排量备案项目 254 个，减排量备案约 5000 多万吨。其中，涉及可再生能源及再生资源板块的包括生活垃圾焚烧、填埋气利用、餐厨处理、生物质能利用、污水处理、废电回收等项目，主要划入的类别为避免甲烷排放（共 406 个项目）、废物处置（共 180 个项目）、生物质能（共 112 个项目）。2017 年 3 月，发改委公告因 CCER 管理施行中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，因此暂缓受理 CCER 方法学、项目、减排量及备案的申请，当时留有 592 个尚未备案的项目申请，目前生态环境部应对气候变化司正在积极制定《温室气体自愿减排交易管理办法》，未来将依据新办法受理相关申请。
我们预计全国碳市场初期 CCER 需求量约 1.65 亿吨/年，长期需求有望扩容至 4 亿吨/年。首批纳入全国碳市场配额管理的电厂重点排放单位排放总量预计超过 33 亿吨/ 年，按照 5%的碳排放配额抵消比例，全国碳市场初期每年 CCER 需求量约为 1.65 亿吨 /年。据北京环交所预测，未来全国碳市场扩容至八大行业后，纳入配额管理的碳排放总额规模将达到 70-80 亿吨/年，届时 CCER 需求将达到 3.5-4 亿吨/年。

CCTC02
2. 碳价展望：配额长期加速收紧均价上行，CCER 短期稀缺价格有望提升
1）长期视角：当前配额价格与海外稳态差距大，未来配额加速收紧推动碳价上行
国内碳试点：北京碳配额均价最高达 55 元/吨，与海外稳态差距大。据北京绿色交易所披露，中国的碳交易地方试点自 2013 年启动，7 年累计交易金额约 105 亿元，交易量约 4.45 亿吨，交易均价约为 23.5 元/吨，欧盟碳市场交易价格已突破 50 欧元/吨，国内配额价格与海外稳态差距大。从八个碳交易所 2014 年起市场行情走势图来看，北京配额成交均价最高，达 55 元/吨。北京配额价格长期在 40-100 元/吨之间波动，2019 年来稳步上升至 2020 年初约 80-100 元/吨区间内。北京碳配额价格较高源于完备的制度支持，北京是最先且目前唯一出台公开市场操作管理办法的市场，即实行交易价格预警，线上公开交易价格低于 20 元/吨或者高于 150 元/吨，将触发碳排放配额回购或拍卖等公开市场操作程序，利于稳定市场价格。
海外对标：欧盟纳入市场稳定储备机制平衡交易价格，配额收紧价格突破 50 欧元/ 吨。欧盟温室气体排放贸易机制(EU-ETS)于 2005 年正式启动，涵盖欧盟成员国以及挪威、冰岛和列支敦士登，覆盖该区域近半数的温室气体排放，为 11000 多家高耗能企业及航空运营商设置了排放上限。欧盟碳市场经历四个阶段：
2005-2007 年第一阶段（试运行期）：配额主要以免费发放的形式分配，由欧盟成员国以自下而上的形式制定各自限额，配额供给过剩，碳价一度跌至 0 元；
2008-2012 年第二阶段：配额发放方式仍然采取欧盟成员国各自制定的形式，免费配额发放比例削减至 90%，然而受经济危机的影响，工业能源需求减少，碳价仍处于较为低迷的阶段；
2013-2020 年第三阶段：2013 年后欧盟改革碳排放额度确定方法，取消国家分配计划，采取总量控制的形式统一欧盟范围内的碳排放量；
2021-2030 年第四阶段：该阶段仍采取总量控制的分配方式，配额总量发放上限将从逐年减少 1.74%变为 2.2%，同时 2019 年初建立了市场稳定储备（MSR）来平衡市场供需，应对可能出现的市场冲击，碳价于 2018 年起快速上行至 2021年 5 月突破 50 欧元创新高，在 MSR 机制下欧盟碳市场逐步进入稳定运行期。
综合来看，欧盟碳市场前期配额供给过剩导致碳市场运行停滞和碳价低迷，后续通过减少碳排放配额上限，利用拍卖增加参与主体碳排放成本，使市场回暖。近半年来欧盟碳市场价格翻倍突破 50 欧元，主要源于 a）政府上调 2030 年减排目标，配额总量加速收紧，造成碳配额供给不足；b）MSR 机制长期控制配额盈余，平衡供需关系。

达峰迈向中和阶段减排压力加大，预计配额将加速收紧推动碳价上行。中国是全世界最大的碳排放国家，2019 年中国二氧化碳排放量近 100 亿吨，占全球总排放量的 29%，减排压力大。我国碳市场启动初期，建立市场调控机制有望有效平衡供需，促进市场良性发展以实现合理减排，降低减排成本效应。当前我国碳价远低于海外成熟市场碳配额价格，国内碳价存在进一步上行空间。长期来看，我国从碳达峰到碳中和的过渡期仅有 30 年，作为全球最大的碳排放国家，30 年间从 100 多亿吨到净零排放所需的减排速度和力度将比发达国家更大，预计碳达峰后我国碳市场配额总量将加速收紧，企业减排成本加大，推动碳价上行接近海外成熟碳市场的价格水平。
2）短期视角：碳市场启动带来 CCER 需求释放，审批有待重启短期稀缺价格上行
试点阶段 CCER 需求不足，市场活跃度有限交易价格低于配额均价。1）交易量：2019 年，上海碳市场 CCER 交易量为 1512.52 万吨，同比增长 27.85%，占全国 CCER 年度总成交量的 35%，交易量持续保持全国第一。截至 2019 年底，上海碳市场 CCER 累计交易量 8,889.24 万吨，累计交易额 5.66 亿元，占全国 CCER 累计成交量的 43%，继续位居全国首位。2）交易价：据北京碳排放权电子交易平台数据，2015-2020 年北京 CCER 累计交易均价约为 15.55 元/吨，显著低于配额交易均价，主要系 CCER 供给较多所致。据上海环境能源交易所数据，2019 年上海 CCER 成交均价呈现现年初震荡、5-8 月大幅上扬、9-12 月小幅下跌的态势，长期在 4~7 元/吨之间运行。

全国碳市场启动带来 CCER 需求释放，审批有待重启实际供应稀缺，价格有望上行。今年 6 月全国碳市场启动在即，我们测算碳市场初期纳入电力行业 CCER 需求量约为 1.65 亿吨/年，长期有望扩容至 4 亿吨/年。目前全国 CCER 审定项目的减排量备案总计约 5000 多万吨，备案总量远不及碳市场初期对 CCER 的年均需求量，且历时四年预计前期备案的减排量基本旅履约，实际供应稀缺。CCER 项目的审定备案程序有待重启，从项目审定备案到减排量挂牌交易之间需要一定的时间周期，全国碳市场上线需求即刻释放，交易先行造成短期内 CCER 市场供不应求，供需关系变动推动 CCER 价格上行。
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3. 减碳价值测算：填埋气资源化减排及经济效益突出，利润弹性 102%~339%

依据中国自愿减排交易信息平台，我们选取了 CCER 自愿减排主要鼓励的可再生能源、甲烷利用及林业碳汇三类项目中 5 种细分类型进行了减碳量及经济效益测算，中性情景假设下，我们预计 CCER 碳价为 30 元/tCO2，在可再生能源替代火电发电的垃圾焚烧、填埋气资源化、生物质利用三种项目类型中，填埋气资源化减排及经济效益最为突出，度电减碳量可达 0.00578 吨，度电增收 0.17 元，利润弹性 102%~339%。此外，餐厨处置项目也可以通过产生沼气供气或供热实现减排、利润弹性达 18.75%；林业碳汇项目每亩储碳量 0.90tCO2，每亩林增收 27 元，利润弹性达 66.73%。
3.1. 垃圾焚烧：度电减碳增收近 4 分钱，利润弹性约 12%
生活垃圾焚烧 CCER 审定项目 114 个，已备案 24 个，减排量备案 5 个约 55 万吨，头部上市公司产能占比 30%。据我们统计，截至 2017 年底信息平台中已公示的审定项目中有 114 个生活垃圾焚烧项目，合计处理规模达 11.6 万吨/日，已经通过备案的项目达 24 个，减排量备案项目 5 个，备案减排量为 54.8 万 tCO2e。从审定项目所属企业分布来看，2013-2017 年，光大环境、绿色动力、伟明环保、中科环保、瀚蓝环境、上海环境等公司已有的审定项目规模较高，分别为 0.86、0.715、0.705、0.65、0.635、0.57 万吨/日，合计占整体生活垃圾焚烧公开项目规模的比例达 30%。我们认为自愿减排项目审核流程重新发布后，拥有较多审定项目的企业能够优先申请减排量备案，并在交易所进行减排量交易获取附加收入。

垃圾焚烧减碳量测算：以已审定的 114 个项目为样本，生活垃圾焚烧项目兆瓦时温室气体减排量均值为 1.32 tCO2e、单吨垃圾温室气体减排量为 0.36 tCO2e。
生活垃圾焚烧减碳量测算的核心机制如下：
1、 减碳机理：1）与填埋场相比，避免含甲烷填埋气体的产生和排放；2）利用垃圾焚烧发电替代电网中以火电为主的等量电量。
2、 自愿减排方法学：主要为 CM-072-V01：“多选垃圾处理方式”（1.0 版）。
3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，项目焚烧的生活垃圾将由垃圾填埋场处理，且填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由电网提供。

垃圾焚烧减碳经济效益测算：CCER 碳价 30 元情景下，度电 CCER 收入达 0.039 元，对生活垃圾焚烧项目收入端弹性达 4.48%，利润端弹性达 12.01%，净利率提升 2.01pct 至 29.96%；CCER 碳价 60 元情景下，度电 CCER 收入将提升至 0.079 元，收入端弹性增至 8.95%，利润端弹性增至 24.02%，净利率提升 3.87pct 至 31.81%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所 CCER 碳价，我们对生活垃圾焚烧项目 CCER 碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：
1、生活垃圾焚烧处理费及年运行天数参考行业平均水平，分别为 65 元/吨及 350 天，上网电价与目前生活垃圾焚烧统一上网电价 0.65 元/度保持一致，单吨垃圾上网电量按 280 度/吨计算。
2、生活垃圾焚烧运行成本按照 1000 吨/日的处理规模，可变成本 1800 万元，固定成本 2500 万元计算，期间费用率假设基准线情景时达 13%，并且 CCER 碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为 25%。
3、本次测算主要选取 CCER 碳价作为调节因子。CCER 交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的 114 个生活垃圾焚烧项目设计方案为依据计算其均值，考虑 CCER 碳价分别为 20 元/tCO2、30 元/tCO2、60 元/tCO2、100 元 / tCO2。
3.2. 填埋气资源化：度电减碳增收近 2 毛钱，利润弹性翻倍
填埋气资源化减碳量测算：以已审定的 16 个项目为样本，填埋气资源化项目兆瓦时温室气体减排量均值为 5.78 tCO2e。填埋气资源化减碳量测算的核心机制如下：
1、减碳机理：1）收集利用填埋场产生的填埋气，避免含甲烷填埋气体的产生和排放；2）利用垃圾填埋气发电替代电网中以火电为主的等量电量。
2、自愿减排方法学：主要为 CMS-002-V01 联网的可再生能源发电及 CMS-022-V01 垃圾填埋气回收。
3、基准线识别：在没有本项目的情况下，填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由电网提供。
填埋气资源化减碳经济效益测算：CCER 碳价 30 元情景下，度电 CCER 收入达 0.17 元，对填埋气资源化项目收入端弹性达 27.18%，利润端弹性达 101.77%，净利率提升 11.75pct 至 31.78%；CCER 碳价 60 元情景下，度电 CCER 收入将提升至 0.35 元，收入端弹性增至 54.36%，利润端弹性增至 203.54%，净利率提升 19.36pct 至 39.39%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所 CCER 碳价，我们对填埋气资源化项目 CCER 碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：
1、填埋气资源化项目装机容量为 2MW，对应总投资额 1500 万元，折旧年限为 19 年，固定资产残值率 5%，全年发电小时数 7200 小时，上网电价为 0.64 元/度，机组发电效率及厂自用电比例分别为 68%和 6%。
2、填埋气资源化项目经营成本为 250 万元，期间费用率假设基准线情景时达 18%，并且 CCER 碳交易不会带来新增的期间费用，稳定运营期所得税率为 25%。
3、本次测算主要选取 CCER 碳价作为调节因子。CCER 交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的 16 个填埋气资源化项目设计方案为依据计算其均值，考虑 CCER 碳价分别为 20 元/tCO2、30 元/tCO2、60 元/tCO2、100 元 / tCO2。
3.3. 餐厨处置：单吨垃圾减碳增收 18.90 元，利润弹性约 19%
餐厨垃圾处理减碳量测算：以已审定的 2 个项目为样本，其中临沂项目餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气作为燃料供热，南宁项目餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气经提纯后制备天然气，餐厨项目单吨垃圾温室气体减排量均值为 0.58tCO2e。餐厨项目减碳量测算的核心机制如下：
1、 减碳机理：1）通过餐厨垃圾处理减少甲烷排放；2）使用沼气替代原供热锅炉使用的燃煤或者项目所产生的天然气替代燃气。
2、 自愿减排方法学：主要有 CMS-016-V01 通过可控厌氧分解进行甲烷回收；CMS-001-V02 用户使用的热能，可包括或不包括电能；CM-072-V01 多选垃圾处理方式（第一版）。
3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，餐厨垃圾在垃圾填埋场自然腐烂产生甲烷，垃圾填埋场不回收和处理垃圾填埋气，项目所提供的蒸汽由燃煤锅炉提供或项目所产生的天然气由当地天然气配送管网提供。的排放；3）项目所产生的废水厌氧处理过程产生的 CH4 排放。
餐厨垃圾处理减碳经济效益测算：CCER 碳价 30 元情景下，单吨垃圾 CCER 收入达 18.90元，对餐厨项目收入端弹性达 5.03%，利润端弹性达 18.75%，净利率提升 2.63pct 至 22.75%；CCER 碳价 60 元情景下，单吨餐厨垃圾 CCER 收入将提升至 37.80 元，收入端弹性增至 10.06%，利润端弹性增至 37.50%，净利率提升 5.02pct 至 25.14%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所 CCER 碳价，我们以 “南宁市餐厨废弃物资源化利用和无害化处理厂”项目为例，对餐厨垃圾处理项目 CCER 碳交易经济效益进行了敏感性测算，项目具体参数及假设如下：
1、南宁餐厨项目收益包含三部分：1）餐厨垃圾处理费：项目产能为 200 吨/天，年运行天数为 350 天，处理费为 279.50 元/吨；2）出售天然气：年天然气供应量为 187.48 万立方米，天然气价格为 2.2 元/立方米；3）提油收入：地沟油处理产能 22 吨/天，年提油量 660 吨，生物柴油价格 3950 元/吨。
2、餐厨项目运行成本按照 70000 吨/年的处理规模，可变成本 790 万元，固定成本 950 万元计算，期间费用率假设基准线情景时达 7%，并且 CCER 碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为 25%。
3、本次测算主要选取 CCER 碳价作为调节因子。CCER 交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单吨餐厨垃圾碳减排量以南宁项目设计方案 0.63 tCO2e/吨为依据，考虑 CCER 碳价分别为 20 元/tCO2、30 元/tCO2、60 元/tCO2、100 元/tCO2。
3.4. 生物质利用：度电减碳增收近 2 毛钱，利润端弹性达 21%
生物质发电减碳量测算：以已审定的项目为样本，生物质发电项目兆瓦时温室气体减排量均值为 0.67tCO2e。生物质发电减碳量测算的核心机制如下：
1、 减碳机理：1）避免生物质遗弃腐烂或无控焚烧带来的温室气体排放；2）生物质发电替代以燃煤发电为主的电网提供的等量电量。
2、 自愿减排方法学：主要为 CM-092-V01 纯发电厂利用生物废弃物发电（第一版）。
3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，本项目使用的生物质废弃物在有氧环境下遗弃、腐烂或在田间无控焚烧，同等的电力是由以燃煤发电为主的电网供给。
生物质发电减碳经济效益测算：CCER 碳价 30 元情景下，度电 CCER 收入达 0.02 元，对生物质发电项目收入端弹性达 2.68%，利润端弹性达 21.49%，净利率提升 1.71pct 至 11.06%；CCER 碳价 60 元情景下，度电 CCER 收入将提升至 0.04 元，收入端弹性增至 5.36%，利润端弹性增至 42.99%，净利率提升 3.34pct 至 12.69%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所 CCER 碳价，我们对生物质发电项目 CCER 碳交易经济效益进行了敏感性测算，项目具体参数及假设如下：
1、生物质发电项目发电机组容量及年发电小时数参考行业平均水平，分别为 30MW 及 6500 小时，厂用电率 10%，上网电价与目前生物质发电统一上网电价 0.75 元/度保持一致，单吨生物质（湿基）上网电量按 700 度/吨计算。
2、生物质发电项目运行成本按照生物质（湿基）27 万吨/年的使用规模，可变成本 9000 万元，固定成本 1600 万元计算，期间费用率假设基准线情景时达 7%，并且 CCER 碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为 25%。
3、本次测算主要选取 CCER 碳价作为调节因子。CCER 交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的生物质发电项目设计方案为依据计算，考虑 CCER 碳价分别为 20 元/tCO2、30 元/tCO2、60 元/tCO2、100 元/tCO2。
3.5. 林业碳汇：每亩林储碳 0.9 吨，经济效益额外性较强
碳汇造林储蓄量测算：以已审定的 20 个项目为样本，碳汇造林项目每亩林温室气体储蓄量均值为 0.90 tCO2e。碳汇造林储蓄量测算的核心机制如下：
1、碳汇机理：森林具有碳汇功能，通过植树造林、科学经营森林等活动、保护和恢复森林植被，增汇减排，是减缓气候变化的重要途径。
2、自愿减排方法学：主要为 AR-CM-001-V01《碳汇造林项目方法学》（V01）。
3、 基准线识别：项目区将长期保持当前的宜林荒山荒地状态。
碳汇造林经济效益测算：CCER 碳价 30 元情景下，每亩林地 CCER 收入达 27.00 元，对林业碳汇项目收入端弹性达 15.39%，利润端弹性达 66.73%，净利率提升 10.26pct 至 33.33%；CCER 碳价 60 元情景下，每亩林地 CCER 收入达 54.00 元，对林业碳汇项目收入端弹性达 30.79%，利润端弹性达 133.46%，净利率提升 18.11pct 至 41.18%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所 CCER 碳价，我们对碳汇造林项目 CCER 碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：
1、以福建金森2020 年年报数据为基准，公司 2020 年末林业总面积达 80.7 万亩，总储蓄 650.23 万立方米，木材销售 4.15 万立方米，林业营业收入 1.42 亿元，林业毛利 0.86 亿元。
2、本次测算主要选取 CCER 碳价作为调节因子。CCER 交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位面积碳储蓄量以已审定的 20 个碳汇造林项目设计方案为依据计算其均值，考虑 CCER 碳价分别为 20 元/tCO2、30 元/tCO2、60 元/tCO2、100 元/tCO2。
林业碳汇项目额外性较强，经济效应助力可持续发展。我国林业行业普遍存在财政支持力度不足，资金缺口大；银行信贷困难，融资渠道单一；担保机制及配套措施不够完善，国家政策支持力度不够等投融资问题。此外，林业投资单亩投资较高，周期一般较长，在 20-30 年内经济回报低，降低了林业投资的吸引力。因此，林业碳汇项目开发具备较强的额外性，即这种项目及其减排量在没有 CCER 支持情况下, 存在具体财务效益指标、融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素, 靠当前条件难以实现。CCER 交易能在短时间内为林业经营带来较大经济收益，同时助力造林增汇、改善生态环境和自然景观，促进地方经济社会的可持续发展。
内容来源:行研君说