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。

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。

基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的CH4 排放；2）能量生产或电网消耗的电量产生的CO2。

垃圾焚烧项目的排放来源：生活垃圾将由项目焚烧厂进行焚烧处理，废水由渗滤液处理厂处理，焚烧发电电量传导至南方电网。排放来源包括1）项目边界内生活垃圾焚烧的排放；2）电力消耗的排放；3）非发电用途的化石燃料消耗的排放；4）废水处理的排放。

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。

基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的CH4 排放；2）能量生产或电网消耗的电量产生的CO2。

填埋气资源化项目的排放来源：垃圾填埋气将被收集利用进行发电，所发电量传送至电网。排放来源包括1）项目设备运行消耗的化石燃料或电力所产生的排放；2）火炬焚烧或燃烧填埋气所产生的排放；3）填埋气提纯过程产生的排放。