(报告出品方/作者：申万宏源研究，查浩、莫龙庭、傅浩玮)

1、碳交易市场：以最低成本实现全社会碳减排

根据 2020 年 12 月生态环境部审议通过《碳排放权交易管理办法(试行)》，相关定 义如下：

温室气体：是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分，包 括二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、氢氟碳化物(HFCs)、 全氟化碳(PFCs)、六氟化硫(SF6)和三氟化氮(NF3)。

碳排放：是指煤炭、石油、天然气等化石能源燃烧活动和工业生产过程以及土 地利用变化与林业等活动产生的温室气体排放，也包括因使用外购的电力和热 力等所导致的温室气体排放。即包括直接碳排放和间接碳排放。

碳排放权：是指分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度。

温室气体重点排放单位：年度温室气体排放量达到 2.6 万吨二氧化碳当量(综 合能耗约 1 万吨标煤)。

碳市场是以最低成本实现碳排放控制目标的市场机制。碳排放权交易市场(以下简称 碳市场)是指在一定管辖区域内，确定一定时限内的碳排放配额总量，并允许这种权利像 商品一样在交易市场的参与者之间进行交易，确保碳实际排放不超过限定的排放总量，以 成本效益最优的方式实现碳排放控制目标的市场机制。碳交易的基本逻辑是政府对一个或多个行业的碳排放实施总量控制，并向控排主体分 配碳排放权配额(即碳配额)，控排主体可根据自身情况选择将政府发放的配额用于自身 减排义务抵消或进行交易。在该机制下，碳排放权被赋予特定产权，具备了可转让和交换 的商品属性，通过市场机制实现碳排放的额度化、资产化和市场化，充分发挥市场在配置 资源中的决定性作用。

国际碳市场最早起源于 1997 年的《京都议定书》，随后快速发展。碳交易的概念最 早出现在 1997 年 12 月日本东京签订的《京都协议书》。《京都议定书》最重要的三条包 括：明确了 6+1 温室气体(二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、六氟化硫、全氟碳 化物;三氟化氮)，并将温室气体排放权称为“碳排放权”;明确发达国家法定绝对减排 量(2008-2012 年在 1990 年基础上至少减少 5%);提出三种温室气体减排机制(排放 贸易、联合履约、清洁发展机制 CDM)。2005 年，欧盟基于《京都议定书》相关要求， 启动了全球首个碳交易市场，自此之后国际碳交易市场规模不断扩大。目前全球已有四大 洲 21 个排放交易系统运作，覆盖 29 个辖区，涵盖了全球碳排放的 9%。

1.1 发展历程：2011年启动试点，2021 年开启全国碳市场

2011 年 10 月，国家发改委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，同意在 北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳等七省市开展碳排放权交易试点。各个试点 地区在碳交易体系的架构搭建上保持相对一致，均包含政策法规体系、配额管理、报告核 查、市场交易和激励处罚措施，又在细节上考量了各地区的差异性。2016 年 12 月福建省 启动碳交易市场，作为国内第 8 个碳交易试点。2021 年 7 月，全国碳市场正式启动上线交易，电力行业于 2021 年正式启动第一个履 约周期，年度覆盖二氧化碳排放量约 45 亿吨，一跃成为全球覆盖碳排放量最大的碳市场。交易地点于上海，碳配额登记中心于武汉。全国碳市场的交易产品为碳排放配额，以"每吨 二氧化碳当量价格"为计价单位，交易方式包括协议转让(挂牌协议转让和大宗协议转让) 和单向竞价，其中挂牌协议转让交易单笔买卖最大申报数量小于 10 万吨二氧化碳当量，涨 跌幅限制 10%。全国碳市场启动初期的交易主体为 2162 家发电企业。

全国碳市场启动后，国内试点碳市场仍继续运行，但是不包括发电行业。全国碳市场 不是在各个试点基础上发展的，它实际上是独立设计的。在独立设计的过程中，吸收了试 点经验。(2017 年 12 月，我国印发了《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》， 明确全国碳市场分基础建设期、模拟运行期和深化完善期三个阶段稳步推进，并将于 2020 年在发电行业交易主体间开展碳配额现货交易，逐步扩大市场覆盖范围，丰富交易品种和 方式)。因此，全国碳市场启动后，国内试点碳市场仍继续运行，但是不包括发电行业。

1.2 交易机制：基本规则及要点

2020 年 12 月生态环境部审议通过《碳排放权交易管理办法(试行)》，2021 年 2 月 1 日起施行。全国碳市场运行主要包括碳排放数据核算、报告与核查，配额分配与清缴， 市场交易监管等环节。

 

一、碳配额的分配与登记：碳排放配额是国家分配给重点排放单位的规定时期内的碳 排放额度。生态环境部根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、 能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定碳排放配额总量确定与分 配方案。省级生态环境主管部门根据方案，向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度 的碳排放配额。碳排放配额分配以免费分配为主，可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。免费分配公式：机组配额量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供 热量。

二、排放交易 ：交易产品：碳排放配额，生态环境部可适时增加其他交易产品。交易主体：重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人。交易方式：可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。交易信息：全国碳排放权注册登记机构应当根据全国碳排放权交易机构提供的成 交结果，通过全国碳排放权注册登记系统为交易主体及时更新相关信息。

三、排放核查与配额清缴：排放报告：排放单位编制该单位上一年度的温室气体排放报告，载明排放量，并 于每年 3 月 31 日前上报生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门。核查部门：省级生态环境主管部门应当组织开展对重点排放单位温室气体排放报 告的核查，核查结果应当作为重点排放单位碳排放配额清缴依据。核查服务：省级生态环境主管部门可以通过政府购买服务的方式委托技术服务机 构提供核查服务。技术服务机构应当对提交的核查结果的真实性、完整性和准确 性负责。清缴配额：重点排放单位应当在生态环境部规定的时限内，向分配配额的省级生 态环境主管部门清缴上年度的碳排放配额。清缴量应当大于等于核查结果确认的 排放量。抵销：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。

四、罚则：重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的，由其生产经营场所所在地设 区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正，处二万元以上三万元以下的罚款;逾 期未改正的，对欠缴部分，由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门 等量核减其下一年度碳排放配额。

1.3 交易现状：配额宽松+企业惜售+配套政策不明朗，全 国碳市场换手率不到 2%

全国碳市场第一个履约周期碳排放配额累计成交量 1.79 亿吨，成交均价 42.85 元/吨。全国碳市场第一个履约周期(2019-2020 年度)以发电行业为首个重点行业，采用以强度控 制为基本思路的行业基准法实施配额分配。根据 2022 年 12 月生态环境部发布的《全国碳 排放权交易市场第一个履约周期报告》，全国碳市场第一个履约周期共纳入发电行业重点 排放单位 2162 家，年覆盖温室气体排放量约 45 亿吨二氧化碳，全国碳市场第一个履约周 期碳排放配额累计成交量 1.79 亿吨，累计成交额 76.61 亿元，成交均价 42.85 元/吨，每 日收盘价在 40-60 元/吨之间波动。截至 2021 年 12 月 31 日，全国碳市场总体配额履约 率为 99.5%，1833 家重点排放单位按时足额完成配额清缴。全国碳市场运行框架基本建立。

全国碳市场换手率不到 2%，主要交易发生在政策催化和履约清缴的 3 个阶段。从全 国碳市场启动至今，市场整体交易不活跃，大量交易主要发生在 3 个阶段：1)2021 年 10 月，我国碳中和顶层设计文件《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳 达峰碳中和工作的意见》、《2030 年前碳达峰行动方案》出台;2)2021 年底控排企业必 须完成第一个履约周期清缴;3)2022 年 11 月 3 生态环境部发布第二履约期(2021-2022 年)发电企业配额分配实施方案的征求意见稿(下称征求意见稿)，明确将减少配额，全 国碳市场的交易开始有所回升。

配额宽松+企业惜售+配套政策不明朗等多因素影响，碳市场交易不活跃。从客观上来 看，生态环境部出于让控排企业循序渐进适应碳交易机制考虑，总体采取了较宽松的配额 分配，多数企业不需要购买配额即可完成履约;另外，当前全国碳市场仅覆盖电力一个行 业，且不允许除控排电力企业之外的机构参与碳市场交易。从主观意愿看，掌握大量盈余 配额的大型发电集团，由于担心将配额卖出后，在未来需要时无法在市场上买回或市场价 格升高，普遍采取了惜售策略。2021 年度全国碳市场配额总盈余约 3.6 亿吨，其中约 50% 盈余掌握在中国的五大电力集团手中。此外，目前最紧迫的配额分配方案政策尚未出台(难 点在于如何平衡“减少配额 ”与 “加重企业负担 ”两者的关系)，更长远、也更重要的是顶 层设计法规，即《国务院碳排放权交易管理暂行条例》目前也还悬而未决，也是影响交易 活跃的主要因素。(当前全国碳市场等级最高的法规制度为生态环境部 2021 年颁布的部门 令《碳排放权交易管理办法(试行)》。由于其法律级别较低，对企业不购买足够的配额 履约或不按规定报告排放等情况，仅能处于三万元以下的罚款。2022 年 7 月 14 日，《国 务院 2022 年度立法工作计划的通知》明确了 16 件拟制定、修订的行政法规，其中包括由 生态环境部起草的《碳排放权交易管理暂行条例》，但该条例目前是待审未定)。

1.4 展望：第二个履约周期配额清缴在即，叠加碳市场配额 发放减少，碳市场即将扩容，配额或存缺口

《分配方案》规定全国碳市场第二个履约期的周期仍为 2 年，控排企业须在 2023 年 12 月 31 日前完成 2021、2022 年度配额清缴。2022 年 11 月，生态环境部发布《2021、 2022 年度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)》(征求意见稿)。《分配方案》结合第一个履约周期工作实践，考虑各地开展碳排放数据核查、配额预分配、 配额调整以及配额最终核定工作的实际需要，给重点排放单位完成配额清缴履约预留充足 时间，延续第一个履约周期两年时间的做法，2021、2022 年分别按年度履约，但两年的 履约截止日期相同，各重点排放单位应于 2023 年 12 月 31 日前完成 2021、2022 年度配 额清缴。

2022 年全年碳交易额不足 2021 年的 1/3，除了前述碳市场不活跃原因外，主要还因 为距离履约清缴截止日(2023 年底)较远，且配额政策尚不明朗。2022 年全国碳排 放权交易市场碳排放配额年度成交量 5088.95 万吨，年度成交额 28.14 亿元。这意味 2022 年全年的交易额不足去年的 1/3(2021 年全国碳市场交易额为 76.61 亿元)。除了前述的 配额宽松、企业惜售及政策不明朗原因为，还与 2023 年底才是履约清缴截止时间直接相关。配额供给端：参照前期碳排放强度核算结果，22 年常规燃煤发电设施基准值下降 7%-11%，预计减少对应配额约 3.15 亿吨。《分配方案》继续实行配额免费分配，以碳排 放强度控制为基础的配额分配机制，按不同机组类别设定相应的碳排放基准值。相比于第 一履约期(2019-2020)的基准值，2021 年 300MW 等级以上、300MW 等级以下常规 燃煤机组以及非常规燃煤机组供电基准值分别下调 6.5%、10.4%、18.4%，燃气机组供电 基准值保持不变;2022 年三类机组供电基准值分别下调 7.0%、10.8%、18.8%，燃气机 组供电基准值下调 0.5%。《分配方案》中配额分配基准值较 2019—2020 年的下降幅度， 与相应的发电行业碳排放强度核算结果下降幅度吻合。假设不考虑短期煤电碳排放强度降 低，同时控排企业数量及发电量不变，按照第一个履约周期的 45 亿吨、整体基准值下降 7%保守计算，此次基准值下降对应配额减少约 3.15 亿吨。

配额需求端：碳市场将逐步扩容，丰富交易主体、交易品种及交易方式，建材等行业 已开展温室气体排放报告与核查工作。2022 年 2 月，生态环境部应对气候变化司司长李高 表示，下一步将要积极推动《碳排放权交易管理暂行条例》的出台，进一步强化市场功能， 在碳市场平稳运行的基础上，逐步扩大全国碳市场的行业覆盖范围，丰富交易主体、交易 品种和交易方式等。2022 年 3 月 15 日，生态环境部发布《关于做好 2022 年企业温室气体排放报告管理 相关重点工作的通知》(《通知》)，根据官方《通知》解读，2020 和 2021 年任一年温 室气体排放量达 2.6 万吨二氧化碳当量(综合能源消费量约 1 万吨标准煤)及以上的建材、 钢铁、有色、石化、化工、造纸、民航等行业企业或其他经济组织纳入《通知》工作范围， 开展温室气体排放报告与核查工作。

此外，生态环境部还要求自 2022 年 4 月起，在每月结束后的 40 日内，发电行业重点 排放单位应通过具有中国计量认证(CMA)资质或经过中国合格评定国家认可委员会 (CNAS)认可的检测机构/实验室出具元素碳含量检测报告，用于数据真实性的交叉验证， 这意味着推行实测，强调检测资质，加强报告质控。参照欧盟碳市场发展阶段，未来我国碳市场有望扩容至石化、化工、建材、钢铁、有 色、造纸、航空等高排放行业，同时完善配额分配管理、做好政策衔接等。根据生态环境 部 2021 年 1 月发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》，全国碳市场交易首批仅纳入 发电行业，在未来我国碳市场建设逐渐成熟的情况下，将最终覆盖发电等八大行业(2013 年以来，国家组织发电、石化、建材等八大重点排放行业企业开展碳排放数据年度报送与 核查，为未来碳市场扩容奠定了基础)。扩大行业覆盖范围主要考虑两个层面的因素：一 是行业层面，要考虑相关行业企业的数据基础、行业减排潜力大小、纳入后对行业竞争力 可能的影响等。二是主管部门层面，要考虑新纳入行业的能耗、环保等政策之间的协同性， 对该行业企业监管的成本与收益，以及是否可能产生“碳泄漏”等问题。此外，全国碳市场还将进一步丰富交易品种和交易方式(衍生金融品等)、完善配额分配管理、做好与能 耗“双控”政策的衔接等。

第二个履约周期配额是否存在缺口取决于配额是否允许跨期结转和企业的惜售心理等。第一个履约周期里，共有 2162 家发电企业为控排主体，年度覆盖二氧化碳排放量约 为 45 亿吨。生态环境部发布的《全国碳排放权交易市场第一个履约周期报告》显示，847 家企业在第一履约周期存在配额缺口，缺口总量约为 1.88 亿吨，约占第一履约 期碳市场覆盖范围内排放量的 2%。预计第二个履约周期的缺口规模将大于第一个履 约周期。经中创碳投初步计算，2021 年、2022 年全国碳市场发电配额缺口分别约为 4000 万 吨和 3000 万吨左右。假设第一履约期的过剩配额能等量结转，第二履约期的实际配额应该 是充足的。但前述《配额分配方案》提到，2019-2020 年度的剩余配额，其在后续履约期 进行跨期结转的相关规定将另行发布。此外，企业是否会如第一履约期一样存在惜售心理 也会影响碳市场供需变化。

2、CCER 加速重启，林业碳汇、甲烷利用及垃圾焚 烧等受益

CCER(China Certified Emission Reduction，即国家核证自愿减排量)：根据 2020 年 12 月生态环境部审议通过《碳排放权交易管理办法(试行)》，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 是全国碳市场的重要组成部分和补充机制，可抵消不超 5%的碳配额。根据《碳 排放权交易管理办法(试行)》，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量(CCER) 抵消碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%。

2.1 发展历程：从积极参与国际 CDM 项目到探索国内 CCER

1997 年《京都协议书》创新地引入市场机制来解决全球碳排放问题，缔约国可通过买 入 AAUs 或 ERUs，或向发展中国家购买 CERs 来降低减排成本。1992 年通过的《联合国 气候变化框架公约》首次提出碳交易市场。在此基础上，1997 年国际气候大会形成了《京 都协议书》，该协议书创新性地引入市场机制来解决“全球气候“的优化配置问题。除此 之外，《京都协议书》中规定了三种补充性碳交易市场机制，用于降低各国碳减排成本：国际排放贸易机制(IET)：发达国家之间交易或转让排放额度(AAUs)，使超 额排放国家通过购买节余排放国家的多余排放额度完成减排义务;联合履约机制(JI)：发达国家之间通过项目产生的排减单位(ERUs)交易和转让， 帮助超额排放的国家实现履约义务; 清洁发展机制(CDM)：发达国家通过资金支持或者技术援助等形式，与发展中 国家开展减少温室气体排放的项目开发与合作，取得相应的减排量，这些减排量 被核证后，成为核证减排量(CERs)，可用于发达国家履约。

2005 年-2012 年我国 CDM 注册项目快速发展，2013 年后申请数量急剧下滑。2004 年我国制定了《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》，随后我国 CDM 注册项目数量大 幅增长。但自 2013 年开始，受实体经济不振的影响，整体能耗下降，全球第一大市场欧盟 碳交易市场的持续低迷导致需求持续下降，且由于欧盟对 2013 年后碳市场交易设置更多限 制，同时国际上 CER 的不断签发导致供给过多，CER 价格随之下降。近两年来 CER 价格 一直在 1 欧元以下波动。

2012 年我国启动 CCER 项目，基本替代 CDM 项目。2012 年 6 月，发改委印发施行 《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，对国内温室气体自愿减排项目等事项实施备案 管理。《暂行办法》提出申请备案 CCER 项目需要满足以下条件，2005 年 2 月 16 日之后开工建设，符合下列任一类别的项目可以申请备案：1)采用经国家发改委备案的方法学 (方法学是指用于确定项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指 南)开发的自愿减排项目;2)获得国家发改委批准作为 CDM 项目，但未在联合国注册的 项目;3)获得国家发改委批准作为 CDM 项目，且在联合国注册前就已经产生减排量的项 目;4)在联合国注册，但未获得减排量签发的 CDM 项目。

CCER 申请认证流程主要包括项目备案及减排量备案两个阶段，其中减排量备案包 括核证及签发过程。1)注册阶段：项目备案阶段需先完成项目设计，后由主管部门的 审核机构进行审核并出具审定报告，随后提交项目备案申请资料，再由管理部门委托 专家进行评估。2)签发阶段：经备案的项目产生减排，经过监测报告公示后，先经由 管理部门的审核机构核证并出具减排量核证报告，再提交减排量备案申请材料，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。

CCER 快速发展，截止目前，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 287 个，减排量备案约 5283 万吨，其中水电风电占比最高。自 2012 年我国启动 CCER 以来，CCER 快速发展。截至目前，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 287 个，减排量备案约 5283 万吨，其中水电风电 占比最高。受需求不足、个别项目不规范等影响，2017 年发改委暂停 CCER 项目各类相关工作。2017 年 3 月 14 日，发改委表示在《暂行办法》实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，即日起，暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、 减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请。同时明确此次暂缓受理温室气体自 愿减排交易备案申请，不影响已备案的温室气体自愿减排项目和减排量在国家登记 簿登记，也不影响已备案的 CCER 参与交易。已向发改委政务服务大厅提出备案申请、但尚未备案的事项，发改委将登记在册，待《暂行办法》修订完成后，依据新 办法优先办理。

2.2 现状：存量 CCER 供给不足，推动 CCER 加速重启

需求侧：我们预计全国碳市场初期 CCER 需求量约 2.25 亿吨/年，长期需求有望扩容 至 4 亿吨/年。全国碳市场第一个履约周期共纳入发电行业重点排放单位 2162 家，年覆盖 温室气体排放量约 45 亿吨二氧化碳，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 2.25 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。

供给侧：CCER 暂停签发近 6 年，存量 CCER 仅 5000 余万吨，且在第一个履约周期 清缴中已用掉 3273 万吨，剩下 1000 余万吨无法满足第二个履约周期清缴需求。自 2017 年 3 月国家发展改革委发布公告暂缓受理相关工作至今，我国 CCER 签发已暂停近 6 年。CCER 项目备案审批暂停以来，已备案的 CCER 项目继续交易。根据中国自愿减排交易信息 平台，目前已减排量备案的 287 个 CCER 项目年均减排量仅为 5000 多万吨，远不及需求 量。2021 年 10 月，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳 排放配额清缴工作的通知》，提出组织有意愿使用 CCER 抵销碳排放配额清缴的重点排放 单位抓紧开立国家自愿减排注册登记系统一般持有账户，并在经备案的温室气体自愿减排 交易机构开立交易系统账户，尽快完成 CCER 购买并申请 CCER 注销。随后大量存量 CCER 在第一个履约周期清缴过程中被用掉。伴随 2023 年第二个履约周期清缴临近，存量 CCER 恐难满足全国碳排放权交易清缴需求，这也增加了 CCER 交易市场(包括 CCER 签发等) 重启的迫切性。

生态环境部多次喊话，提出尽快重启 CCER。2022 年 10 月 27 日，生态环境部召开例 行新闻发布会时提到，目前正加快推进全国统一的自愿减排交易市场建设。2022 年 12 月， 国际金融论坛(IFF)2022 年全球年会上，生态环境部应对气候变化司司长李高表示，下 一步中国还要不断完善全国碳交易市场，同时争取尽早重启中国 CCER 市场。2023 年2 月， 生态环境部部长黄润秋在2023 年全国生态环境保护工作会议上的工作报告中提出 2023 年 重点工作包括“制定温室气体自愿减排交易管理办法“。

2.3 机制：CCER 不同项目具体能减排多少?

CCER 项目重点在于碳减排量的核证。由于发电原理及生产过程的差异，不同清洁能 源企业在进行 CCER 备案时需要采用不同的检测方法(即方法学)进行碳排放量的计量。国内 CCER 备案的方法学主要来自于清洁发展机制(CDM)中的方法学。根据中国自愿减 排交易信息平台，自 2013 年 3 月 11 日首次公布以来，至 2016 年 11 月，我国已累计备 案 CCER 方法学 200 种，其中常规项目方法学 109 种，农林项目 5 种，小型项目 86 种。CCER 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，按照 2012 年实行的《温室 气体自愿减排交易管理暂行办法》，CCER 减排量计入期主要可分为可更新计入期(7*3=21 年)和固定计入期(10 年)。

以垃圾焚烧为例，垃圾焚烧项目度电碳减排约为 0.88t/MWh。从碳减排方面看，垃 圾焚烧具有两大优势：1)与垃圾填埋比较，垃圾焚烧可避免由于填埋产生的有害气体(主要为甲烷);2)与火力发电对比，焚烧发电用焚烧余热利用代替化石燃料从而在一定程度 上减少温室气体排放。根据发改委公布的方法学 CM-072-V01(多选垃圾处理方式(第一 版))，通过测算基准排放量(垃圾填埋产生的甲烷以及火力发电产生的温室气体基准排 放)-项目排放量，我们选取了五个具有代表性的垃圾焚烧发电减排项目计算单项目的度电 碳减排量，从而计算行业平均度电碳减排量。通过测算得出垃圾焚烧项目度电碳减排约为 0.88t/MWh。

需注意的是，林业碳汇开发认证有严格的要求。目前，国家发改委批准备案的方法学 包括碳汇造林项目方法学、竹子造林碳汇项目方法学、森林经营碳汇项目方法学、竹林经 营碳汇项目方法学以及小规模非煤矿区生态修复项目方法学，不同方法学具有严苛的使用 条件。此外，申请 CCER 林业碳汇项目需要有林权证、造林作业设计单位资质、林业主管 部门作业设计批复、树种和树苗采购合同及栽种记录等文件。适合做林业碳汇业务的林地 主要包括：1)天保林(全称：天然林保护工程，适应国际 VCS 标准);2)新造林(国际 VCS、中国 CCER 均可);3)低质低效林改造以及森林质量精准提升(主要指立地条件不 适、种苗质量差、经营管理粗放、栽植密度不当、病虫害防治不力的林地，国际 VCS、中 国 CCER 均可;4)竹林(分布面积最大的毛竹、要求是直径大于 2CM 的竹种，且培育目 的非纸浆用途，适用中国 CCER);5)沿海红树林(生长在热带、亚热带低能海岸潮间带 上部，以红树植物为主体的常绿灌木或乔木组成的潮滩湿地木本生物群落，适应国际 VCS 标准);6)可持续草地管理(适应国际 VCS 标准)。需要注意的是，桉树、杨树、果树 等经济林不适用于碳汇林地。

按照上述方法，我们汇总典型 CCER 单位减排潜力如下：垃圾焚烧单位减排为 0.88t/MWh，生物质为 0.6t/MWh，填埋气利用为 5.31t/MWh,林业碳汇为 0.23t/亩， 风电光伏为 0.86t/MWh.

2.4 影响：CCER 能为相关企业带来多少利润弹性?

2021 年我国第一个履约周期累计使用 3273 万吨用于配额清缴抵销，贡献收益 9.8 亿 元，平均价格为 30 元/吨。根据《全国碳排放权交易市场第一个履约周期报告》，全国碳 市场第一个履约周期碳排放配额累计成交量 1.79 亿吨，发电行业重点排放单位间开展碳排 放配额现货交易，847 家重点排放单位存在配额缺口，缺口总量为 1.88 亿吨，累计使用CCER约3273 万吨用于配额清缴抵消。通过抵销机制，全国碳市场第一个履约周期为风电、 光伏、林业碳汇等 189 个自愿减排项目的项目业主或相关市场主体带来收益约 9.8 亿元， 平均价格为 30 元/吨。根据生态环境部应对气候变化司司长李高数据，截至 2022 年 6 月 17 日，CCER 累计成交量约 4.54 亿吨二氧化碳当量，成交额约 59.73 亿元，平均单价为 13 元/吨。

CCER 重启，相关减排企业可直接受益，具体而言：

1)林业碳汇可为东珠生态等龙头碳汇企业带来 38%-387%的利润弹性。我们以东珠 生态为代表，假设公司签约林业碳汇均能落地实现，同时在不考虑林业碳汇开发成本及 CCER 认证成本的情况下，我们按照林业碳汇单位面积减碳 0.23t/亩、CCER30 元/吨计算， CCER 有望为东珠生态等龙头林业碳汇公司带来 38%-387%的利润弹性。注：上述 2 家公 司近两年利润波动较大，故我们分别选取 2021 年及 2022 年利润分别测算弹性。此外，不 同于垃圾焚烧及填埋气利用项目，林业碳汇开发存在明显的额外成本，可能对林业碳汇企 业的利润弹性影响较大。

2)填埋气利用企业理论可带来 120%的利润弹性。我们以一个典型 2MW 项目为例， 按照填埋气发电利用小时数 6000h、自用电率 6%、单位 MW 利润 75 万元、填埋气项目 单位上网电量碳减排约为 5.31t/MWh、CCER 价格约 30 元/吨计算，在不考虑 CCER 申请 过程中相关成本的情况下，CCER 有望为典型填埋气企业带来 120%的利润弹性。

3)垃圾焚烧发电企业带来 4%-16%的利润弹性。我们按照垃圾焚烧项目单位上网电 量碳减排约为 0.88t/MWh、CCER 价格约 30 元/吨计算，在不考虑 CCER 申请过程中相关 成本的情况下，CCER 有望为垃圾焚烧企业带来 4%-16%的利润弹性。

(本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。)

精选报告来源：未来智库

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