环保行业专题研究：碳抵消机制重启在即，相关企业受益明显

（报告出品方/作者：华宝证券， 张锦、曾文婉 ）

1. 碳抵消机制概况

碳抵消机制主要是正在执行或者已经批准的减排活动项目经过核查后产生的减排量在在 碳交易市场进行交易从而用作排放量的抵消，减排量通常指的是在常规情景之外避免或封存 的排放量。由于碳抵消机制的产生基于自愿原则，而在其他定价机制中，受约束的企业通常 是具有强制性的要求，因此“总量控制与排放交易”机制下的“配额”和“基线减排与信用 交易”机制下的“减排量抵消额度”有所区分。

根据碳抵消产生方式和机制管理方式，可将碳抵消机制分为国际性碳抵消机制、独立碳 抵消机制及区域、国家和地方碳抵消机制三类。

《京都议定书》提出三种灵活的国际性碳抵消机制，推动附件一及非附件一国家共同参与碳减排活动来应对环境变化。国际性碳抵消机制主要是由国际气候条约制约的机制，通常 由国际机构管理，主要包括国际排放贸易机制（IET）、联合履约机制（JI）和清洁发展机制 （CDM）。

国际排放贸易机制（IET）：该机制主要存在于发达国家之间，节余排放的发达国家 将其超额完成减排义务的指标以贸易的方式转让给未能完成减排义务的发达国家， 并同时从转让方的允许排放限额上扣减相应的转让额度。

联合履行机制（JI）：发达国家之间通过项目级的合作，其所实现的减排单位（简称 “ERU”），可以转让给另一发达国家缔约方，但是同时必须在转让方的分配额上扣 减相应的额度。

清洁发展机制（CDM）：发达国家通过提供资金和技术支持等方式，与发展中国家 开展项目级的合作，发展中国家通过实施减排项目所实现的“经核证的减排量”（简 称“CER”），用于发达国家缔约方抵消等量的碳排放量，从而完成在议定书第三条 下的承诺。

独立碳信用机制是指不受任何国家法规或国际条约约束的机制，由私人和独立的第三方 组织（通常是非政府组织）管理，截至目前主要所有四个独立性抵消机制，分别为美国碳注 册处（American Carbon Registry，ACR）、清洁空气法案（Climate Action Reserve，CAR）、 黄金标准（Gold Standard，GS）和自愿碳减排核证（Verified Carbon Standard，VCS）。

区域、国家和地方碳信用机制由各自辖区内立法机构管辖，通常由区域、国家或地方各 级政府进行管理。截至目前主要所有 20 个区域、国家和地方碳抵消机制，例如中国温室气体 自愿减排计划（CCER）、澳大利亚减排基金（Australia Emissions Reduction Fund，ERF） 和美国加州配额抵消计划（California Compliance Offset Program）等。

全球碳抵消机制市场在 2012 年达到顶峰，随后注册量和签发量大幅下滑。一般来说， 为加速减排目标实现同时给予减排企业灵活履约的空间，大部分碳市场在初期会建立配套的 碳抵消机制，主要用于抵消本市场内的强制履约义务。在 2015-2019 年间，有 4 个司法管辖 区实施了新的碳信用机制，此外加拿大、墨西哥和南非等的碳信用机制也正处于开发阶段。 据世界银行统计，截至 2019 年 12 月 31 日，全球共计注册约 14,550 个碳信用“项目”；其 中，7,759 个项目已签发约39 亿吨二氧化碳当量的碳减排量，相当于使 8.42 亿辆乘用车停 用一年所产生的减排量；同时，2019 年签发碳信用约占当年全球碳信用的 17％。但从时间 维度上来看，自 2013 年以断崖下跌后，全球碳抵消机制的年度项目注册总量仍呈下滑趋势， 同时自 2015 年以来，全球碳信用机制的碳信用签发量已下降 35％，部分原因是由于中国温 室气体自愿减排机制在 2017 年停止。

不同碳抵消体系交易碳价差距较大。2020 年 4 月 1 日至 2021 年 4 月 1 日，26个碳抵消机制签发碳减排量合计 3.6 亿吨，不同的碳抵消体系的平均碳价差距较大，平均碳价最高的瑞士二氧化碳信用认证机制为 59.19-159.61 美元/吨，而最低的地区平均碳价仅为 1 美元/吨左右。此外，不同的 碳抵消体系所覆盖的行业也有所不同，其中覆盖较多的领域为林业、能源效率、可再生能源、 垃圾等。

根据联合国环境规划署数据，截至 2021 年 4 月 1 日，除去撤回项目 65 个，EB 拒绝项 目 280 个，DOEs 否定、终止项目分别 279、2379 个外，全球注册备案 CDM 项目数共计 8415 个，其中，处于验证阶段项目 558 个，申请审查中项目 4 个，已登记未发放 CERs 项目 4582 个，已登记已发放 CERs 项目 3271 个。从注册时间来看，2004-2012 年，全球 CDM 项目处 于高速发展期，9 年注册备案项目 7989 个，占比近 95%，2013 年后，欧盟碳排放交易体系 进入第三阶段，明确可抵消的 CERs 需来自最不发达国家，全球最大碳排放体系对抵消机制 的限制使得注册 CDM 项目数急剧减少。

CDM 项目聚焦于可再生能源领域，中国占据全球首位。从项目类型来看，截至 2021 年 4 月 1 日，已注册备案的项目主要集中于风能、水力、生物质能、避免甲烷排放、太阳能等 领域，前五大类型共计 6645 个，占比达 79%。从项目分布来看， CDM 注册备案项目主要 集中于亚洲、太平洋地区、拉丁美洲等地，占比达 94.6%，其中，中国项目数 3861 个，占 比达 45.9%，位居全球首位。

CDM 交易均价较低，为 1.04 美元/吨。根据 Eco Securities 数据，2020 年全球 CDM 项 目交易量 111.16 万吨，交易金额 116.06 万美元，交易均价 1.04 美元/吨，成交价格较低；从 价格变化来看，2020 年 1 月至 2021 年 5 月，CDM 交易均价在 0.66-2.07 美元/吨之间波动， 且小规模交易价格（100t）

我国参与碳排放交易历程大体可划分为三个阶段，整体而言，主要采取先参与国际碳交 易体系，后开展国内区域试点，进而推进全国碳排放市场体系建设。

2005 年 6 月 26 日，联合国 CDN 管理委员会注册了我国第一个风力发电项目——内蒙 古辉腾锡勒风电场项目，标志着我国 CDM 风力发电项目开发的开端。截至 2021 年 4 月 1 日， 我国 CDM 已注册备案项目数量达 3861 个，从注册时间来看，2006-2012 年，我国 CDM 项 目处于高速发展期，7 年注册备案项目 3791 个，占比达 98%，2013 年后 CDM 注册备案项 目速度放缓，其主要原因在于欧盟碳排放体系对 CDM 项目抵消进行限制，致使占比最高的中 国地区 CDM 项目急剧减少。

从项目所在地区来看，项目主要集中于四川、云南、内蒙古、甘肃及山东等地区，前五 大省份合计 1521 个，占比 39%。从项目类型来看，已注册备案的 CDM 项目主要集中于风能、 水力等领域，两者项目达 2851 个，占比达 73.84%。

2013 年起，受制于欧盟对 CDM 项目的限制，国内 CDM 项目数急剧下降，该背景下国 内开启着手建立碳交易市场体系——碳排放交易试点市场（ETS）+自愿核证减排机制 （CCER）。具体来看，我国借鉴欧盟碳交易机制（EU-ETS）在北京、天津、上海、湖北、 广东、深圳、重庆、福建、四川九个省市率先开启区域碳排放交易试点，于此同时，我国借 鉴《京都议定书》中的碳抵消机制清洁发展发展机制（CDM）搭建适用于国内的自愿核证减 排机制（CCER）。

CCER 项目在很大程度上与 CDM 项目相似。CCER 国家核证自愿减排量指根据发改委 发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经其备案并在国家注册登记系统中 登记的温室气体自愿减排量。超额排放企业可通过在碳交易市场上购买 CCERs 抵消碳排放 超额部分。

各试点实行不同抵消机制，抵消比例 5%-10%之间。各试点均以 CCER 作为碳排放抵消 指标，但抵消比例不同。北京、上海试点CCER 抵消使用比例不得超过当年核发配额量的 5%； 天津试点抵消使用比例不超过当年实际排放量的 10%；深圳、湖北试点抵消使用比例不超过 配额量的 10%；广东的 CCER 抵消使用比例不超过企业上年度实际排放量的 10%；重庆抵 消使用比例不超过审定排放量的 8%。

已发布 CCER 审定项目 2871 个、备案项目 861 个。通过对中国自愿减排交易信息平台 相关数据进行统计，2012-2017 年共发布 CCER 审定项目 2871 个，备案项目 861 个，主要 包含风电、光伏、甲烷回收、水电、生物质能利用、垃圾焚烧等领域。

上海、广东 CCER 累计成交量领先，占比超 60%。截至 2021 年 5 月 30 日，中国碳市 场 CCER 累计成交 2.94 亿吨，为已签发量的约 5.5 倍。其中，上海、广东 CCER 成交量领 先，上海市场累计成交量 1.19 亿吨，占全国累计成交量的 40.4%，广东市场累计成交量 5885 万吨，占比 20%左右，天津累计成交量已超过 3000 万吨，占比超过 10%，北京累积成交量 在 2500 万吨左右，占比为 8.77%，深圳、四川、福建累计成交量位于 1300-2500 万吨之间， 占比约为 4%-8%，湖北、重庆成交量较低，占比不足 5%。

从时间维度上看，CCER 项目成交量与价格均呈现波动上涨趋势。截至 2021 年 5 月 30日，2021 年中国碳市场 CCER 累计成交量 3067 万吨，已接近 2020 年成交量的一半，预计 在 CCER 抵消机制不明确前，本年度成交量与去年基本持平；从交易最为活跃的上海 CCER 二级市场挂牌交易的均价来看，CCER 价格呈现较为明显的上涨趋势，主要原因在于：首先， 2017 年停止 CCER 备案后，CCER 存量随着履约消耗而逐年减少；

其次，当前全国统一碳 市场的抵消机制还未明朗，随着今年 6 月底统一全国碳交易市场开市，在未来 CCER 价格上 涨的预期下，CCER 持有者可能会持观望态度。就价格而言仍需要注意的是，大量 CCER 的 交易其实是通过线下协议的方式完成的，例如上海碳市场 2015-2020 年线下协议交易总量是 挂牌交易量的 4.5 倍，但线下协议交易价格远低于线上挂牌交易价格，例如上海碳市场 2017-2019 年年度线上挂牌交易的均价为线下协议交易均价的 8-11 倍；同时，不同类型项目 产生的 CCER 的价格也存在一定差异，未来环保效益确定性强的项目产生的 CCER 的价格具 备更大的上涨空间。

从政策上来看，当前未明确全国碳交易市场核证减排抵消比例的量化指标。2021年3月， 生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（征求意见稿）（简称“暂行条 例”），本次暂行条例明确提出重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量， 用于抵销其一定比例的碳排放配额清缴。相比而言，2021 年 1 月发布的《碳排放权交易管理 办法（试行）》（简称“管理办法”）明确抵消比例为 5%。暂行条例没有明确的量化为增加核 证减排量抵消碳排放配额创造了空间，放宽了实施可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目 来实施碳减排。

此外，重新纳入自愿减排核证机制已提上日程。暂行条例指出可再生能源、林业碳汇、 甲烷利用等项目的实施单位可以申请国务院生态环境主管部门组织对其项目产生的温室气体 削减排放量进行核证。2017 年 3 月，由于温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等 问题，发改委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。暂行条例重新纳入自愿减排核证机制，温室气体自愿减排交易管理办法有 望修订，相关方法学、项目等将重新开启申请审核，为后续全国碳交易市场提供有效补充。

从建设上来看，北京将承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心。2021 年 3 月，中共 北京市委办公厅、北京市人民政府办公厅印发《北京市关于构建现代环境治理体系的实施方 案》的通知，其中提到“完善碳排放权交易制度，承建全国温室气体自愿减排管理和交易中 心”。同时 2021 年 5 月底，生态环境部、商务部国家发展和改革委员会、住房和城乡建设部、 中国人民银行、海关总署、国家能源局、国家林业和草原局《关于加强自由贸易试验区生态 环境保护推动高质量发展的指导意见》中进一步强调，“鼓励北京自贸试验区设立全国自愿减 排等碳交易中心”。

从发展上来看，CCER 被纳入全球性航空业碳市场，增加了作为国际碳市场履约产品的 新属性。2020 年 3 月国际民航组织批准 CCER 可用于 CORSIA 抵消，拓宽了 CCER 的使用 范围，进一步提升了审定与和核证行业空间。全球航空业发展迅猛，导致 CO2 排放量快速增 长。国际民航组织（ICAO）指出，如果不采取措施，到 2050 年全球航空业碳排放量将增长 至当前水平的 3 倍，其中国际航空碳排放是主要来源。在此背景下，2016 年 ICAO 通过了国 际航空碳抵消和减排计划（CORSIA），形成第一个全球性行业减排市场机制，2021 年启动 试运行。根据国际航空运输协会（IATA）预测，到 2035 年，如果全球主要国家都参加 CORSIA， 预计航空业需要购买 25 亿吨减排量用于抵消。

CCER 项目的申请流程主要分为开发和交易两个阶段。开发阶段主要分为项目设计文件 （PDD）编制、项目、审定、项目备案，交易阶段主要分为项目实施与监测、减排量核查与 核证、减排量签发、交易等。项目业主选择合适项目的方法学或者开发新方法学，根据方法 学要求编制 PDD 文件，向国家主管部门申请，并由专门的审核机构核查该减排项目，项目核 准通过得到备案。经备案的 CCER 项目产生减排量后，项目业主再次申请核查并于通过后获 得减排量签发，国家发改委会将项目发布到 CCER 登记簿上即可等待交易。

2. CCER 市场供需分析

预计短期内 CCER 需求量为 1.35-4.5 亿吨/年，随后几年将逐步增加到 3.11-10.46 亿吨/ 年，长期来看 CCER 未来需求量受政策影响较大。当前 CCER 需求方主要为参与全国碳交易 市场的控排企业以及国外减排组织，因此将需求分为两个部分，一个是中国国内碳市场对 CCER 的需求，一个是国际航空碳抵消和减排计划（CORSIA）对 CCER 的需求，下面分别 对这两个部分进行讨论。

中国国内碳市场对 CCER 的需求量的计算公式为：当年 CCER 需求量上限 = 当年控排企业实际碳排放量 × 抵销比例上限

当年实际碳排放量：根据生态环境部，当前全国统一碳市场（仅纳入电力行业）覆盖约 45 亿吨温室气体排放量。未来全国统一碳市场还将纳入石化、化工、建材、钢铁、有色金属、 造纸、航空等行业，根据中创碳投《碳达峰碳中和目标愿景下全国碳市场面临的新挑战和相 关建议》以及 CEADs 的 2018 年行业二氧化碳排放数据，同时考虑间接排放，假设中性情景 下行业纳入顺序及近几年每年覆盖排放量如下。

抵销比例上限：《碳排放权交易管理办法（试行）》（2021-02）中提出“抵销比例不得超 过应清缴碳排放配额的 5%”；同时《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（2021-03） 中提到“重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量，用于抵销其一定比 例的碳排放配额清缴”；2021 年 10 月，生态环境部印发《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》，明确今年第一个履约周期抵销比例不超过应清缴 碳排放配额的 5%。

当前 CORSIA 对 CCER 的需求量存在不确定性。尽管 CORSIA 已允许使用 CCER，同 时根据其要求，参与的航空公司需购买一定数量符合条件的减排量单位，以抵消其超出基准 线水平的二氧化碳排放增量，在 2021-2035 年期间，CORSIA 计划每年抵消基准以上额外排 放量的 80%。但由于疫情原因，2020 年联合国航空机构国际民航组织（ICAO）已将基准线 水平从原计划的 2019 年和 2020 年的平均排放水平改为 2019 年的排放水平，因此所需减排 量将大幅降低。根据 ICAO 对基准线变化的影响分析以及 Öko-Institut 研究所的测算， 2021-2023 年期间 CORSIA 将不会产生减排量的需求。

四类潜在 CCER 供应量将分批释放至市场，预计近几年 CCER 的供给呈现先紧后松、 再趋于平稳增长，未来与需求基本保持平衡的趋势。具体来看，CCER 的供给侧主要来源于 可再生能源、林业碳汇、甲烷回收利用等减排项目，假设 2022 年起 CCER 项目审批恢复， 从进入市场的时间维度上来看，CCER 供给可分为四批。

由于 2017 年 3 月，发改委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，而已备案的 CCER 核证减排量仍旧可以参与交易，因此， CCER 审批重启后，已核证的 CCER 减排量将成为首批市场的供应方。综上，假设第一批 CCER 项目的供应量主要为 2017 年 3 月之前已备案且已发放的减排量。

预计第一批 CCER 供应量约为 2000 万吨左右。根据中国自愿减排交易信息平台公布的 数据，当前已核证备案的减排量总计 5038.3 万吨（含水电）/3728.01 万吨（剔除水电）/2117.28 万吨（剔除水电和第三类项目）；2015-2016 年平均每年备案的减排量大小为 2194.53 万吨（含 水电）/1793.79 万吨（剔除水电）/1058.64 万吨（剔除水电和第三类项目）。根据当前试点经 验，同时考虑未来 CCER 机制可能对水电项目、第三类项目存在限制，进行情景分析，假设 悲观、乐观两大情景下，已核证备案的CCER减排量中已参与地方试点履约注销的比例为70%、 30%，乐观情景下接受水电项目和第三类项目的抵消，而悲观情景下则不接受这两类项目， 由此可得，悲观/乐观情景下，第一批 CCER 项目供应量为 635.18、3526.81 万吨，平均值为 2081.00 万吨。

由于 CCER 从项目申请到减排量备案需要的时间周期较长，而已备案的项目在出具核证 过的监测报告给政府部门，经过减排量备案后可获得 CCER 参与市场交易，因此第二批能进 入市场的 CCER 应该是已备案的项目在 2021 年底之前累计的未备案的减排量，预计第二批 CCER 项目减排量在 2022-2023 年可进入市场。

根据中国自愿减排交易信息平台公布的数据，第二批 CCER 项目供应量计算公式如下：

其中，由于林业碳汇和地热能行业由于核证项目样本太小，存在偏差，本文取整体校正 系数代替。

预计第二批 CCER 项目供应量约 3.5 亿吨左右。根据对不同行业已备案项目数据和已核 证备案的减排量数据进行统计分析，假设乐观情景下接受水电项目和第三类项目的抵消，而 悲观情景下则不接受这两类项目，由此可得，悲观/乐观情景下，第二批 CCER 项目供应量为 3.06/23.86 亿吨，平均值为 3.46 亿吨。

预计第三批 CCER 项目供应量超过 6 亿吨，在 2023-2025 年进入市场。此类包括：原 本已审定的 2871 个 CCER 项目通过项目备案后将申请累计的减排量备案，由于已审定项目 数是当前备案项目数的 3.3 倍，因此假设该部分减排量是第二批 CCER 供应量的 2 倍（悲观） /3.5 倍（乐观），故得出该部分减排量为 6.12 亿吨（悲观）/13.51 亿吨（乐观），将在 2023-2025 年间进入市场；原有已备案项目在运行过程中产生的新减排量，这部分量较小，根据中国 自愿减排交易信息平台已备案项目相关数据，预估为 800 万吨/年，同时在 2025 年之后 98% 以上的项目需要更新计入期，因此 2025 年之后将不再考虑该部分。需注意的是，CCER 恢 复后，第类减排量需要通过项目备案、减排量备案后才能发放，不同项目是否能通过项目 备案存在一定不确定性。

此类项目由于还未审定甚至项目处于待开发或仍在建设阶段，因此需要较长的时间（1-3 年）才能转变为 CCER，预计在 2023 年及之后陆续进入市场。

CCER 供需呈现短期供给远小于需求，价格呈上涨趋势，中长期将处于供需平衡的状态， 价格保持稳定。根据前文对 CCER 需求与供给的分析，短期 CCER 供给紧张，但由于监管部门对 CCER 供给的把控力度较强，预计中长期 CCER 将处于供需平衡的状态，价格也将趋于稳定。

3. 林业碳汇项目全方位剖析

中国共有 5 个林业碳汇 CDM 项目成功注册备案。2006 年，中国广西珠江流域再造林项 目成功注册，为全球第 1 个 CDM 林业碳汇项目，截至 2021 年 4 月 1 日，全球共成功注册 备案 66 个林业碳汇项目，而 CDM 项目达 8415 个，林业碳汇占比不足 1%。从地区分布来 看，林业碳汇 CDM 注册备案项目主要分布在印度、哥伦比亚、乌干达等地，前三大地区占比 达 52%，中国成功注册 5 个林业碳汇项目；从类型分布来看，再造林项目达 51 个，占林业 碳汇 CDM 注册备案项目总数的 77%。

中国共有 3 个林业碳汇黄金标准（GS）项目成功注册备案。截止到 2021 年 6 月底，黄 金标准机制中林业碳汇项目不多，状态为 Gold Standard Certified Design 以及 Gold Standard Certified Project 的林业碳汇项目有 21 个，项目个数占比 1.42%。其中，中国有 3 个林业碳 汇 GS 项目已成功备案（状态为 Gold Standard Certified Design）。

GS 机制下的交易活跃度较低，成交均价基本稳定在 12-16 美元/吨之间。截止到 2021 年 6 月底，累计发放了 1.78 亿吨减排量，到期或注销的减排量有 0.88 亿吨；发放的减排量 中，强制性减排量（CER）为 2872.63 万吨，自愿减排量（VER）为 14,571.39 万吨。根据 Eco Securities 2020 年 4月-2021 年 5月 VER 的交易量数据统计，累计交易量为 10.10万吨， 月均交易量 7213.86 吨，活跃度较低；价格方面，交易均价为 14.10 美元/吨，均价基本稳定 在 12-16 美元之间。

中国共有 29 个林业碳汇自愿碳减排核证标准（VCS）项目成功注册备案。截至目前， 全球已注册 VCS 项目 1711 个，其中已签发项目 1306 个，已签发碳信用 6.94 亿 tCO2e，到 期或注销的碳信用 3.59 亿 tCO2e，其中农林项目 205 个，占已注册 VCS 项目总数的 12%， 农林 VCS 注册备案项目主要分布在中国、巴西、哥伦比亚、秘鲁、肯尼亚等地区，前五大地 区占比 50.7%，中国已成功注册备案 29 个项目，位居第一。（报告来源：未来智库）

根据中国自愿减排交易信息平台发布的 CCER 方法学，我国林业碳汇项目主要包含碳汇 造林项目、竹子造林碳汇项目、森林经营碳汇项目、竹林经营碳汇项目四种类型。

造林类：主要包含碳汇造林和竹子造林两类，在符合条件的土地上进行造林或再造 林活动，以增加森林碳汇为主要目的。

林业经营类：主要包含森林经营和竹林经营两类，经营类项目的目的相同，主要是 通过调整和控制森林/竹林的组成和结构、促进森林/竹林生长，以维持和提高森林/ 竹林生长量、碳储量及其他生态服务功能，从而增加森林碳汇。但由于生长特性及 管理要求有所不同，两类项目在经营活动管理内容上有所差异。

项目基本要求：对于不同方法学，林业碳汇项目的开发具备不同的适应条件，对项目开 始时间、土地合格性、土地类型、土壤扰动、原有林木处理方式、枯木处理方式等方面均有 不同的要求。

碳库选择：碳库包括地上生物量、地下生物量、枯落物、枯死木和土壤有机质碳库。四 种方法学的碳库均包含地上生物量和地下生物量，而对于枯死木、枯落木、土壤有机碳、木产品，不同的方法学在碳库的选择上有所不同。

项目边界：由拥有土地所有权或使用权的项目参与方实施的造林（或经营）项目活动的 地理范围，也包括以造林（或经营）项目产生的产品为原材料生产的木（竹）产品的使用地 点。项目边界包括事前项目边界和事后项目边界。

不同项目类型计入期有所不同。计入期是指项目情景相对于基线情景产生额外的温室气 体减排量的时间区间。计入期按国家主管部门规定的方式确定。林业碳汇项目中不同的方法 学计入期有所不同，最短计入期均为 20 年，差异主要体现在最长计入期上，碳汇造林项目和 森林经营碳汇项目最长计入期为 60 年，竹子造林碳汇项目最长为 30 年，竹林经营碳汇项目 最长为 40 年。

林业碳汇项目计入期主要集中于 20 年。从审定项目来看，97 个林业碳汇项目中， 20/26/30/40/60年计入期的项目数分别为53/1/14/5/24个，占比分别为55%/1%/14%/5%/25%。 从备案项目来看，13 个林业碳汇项目中，20/30/40/60 年计入期的项目数分别为 10/1/1/1 个， 占比分别为 77%/7%/8%/8%。

额外性要求是指项目碳汇量高于基线碳汇量的情形，该额外的碳汇量在没有拟议的碳汇 项目活动时是不会产生的。额外性的论证方式通常可分为普遍性分析和障碍分析。首先，通 过普遍性分析证明项目活动不具备普遍性，若项目无法证明，则进行障碍分析来确定拟议的 项目活动的基线情景并论证其额外性。

普遍性分析：在拟开展项目活动的地区或相似地区（相似的地理位置、环境条件、 社会经济条件以及投资环境等），由具有可比性的实体或机构（如公司、国家政府 项 目、地方政府项目等）普遍实施的类似的项目活动，证明拟议项目活动不是普遍性 做法。

障碍分析：如果拟议的项目活动属于普遍性做法，或者无法证明拟议的项目活动不 是普遍性做 法，项目参与方须通过“障碍分析”来确定拟议的项目活动的基线情景 并论证其额外性。常见的障碍分析包括投资（财务）障碍、制度（机制）障碍、技 术障碍等，项目参与方只要能证明至少有一种障碍存在，即证明项目活动具有额外 性。

从地区分布来看，截至 2017 年 3 月，中国核证自愿减排量交易信息平台上发布林业碳汇 审定项目共计 97 个，占审定项目总数的 3.38%，审定预计减排总量 5.59 亿吨，审定项目分 布在 23 个省（市、区），吉林、内蒙古、黑龙江、湖北、江西等地项目数量较多；备案项目 13 个，占备案项目总数的 1.60%，备案预计减排总量 5735 万吨，备案项目主要分在 8 个省 （市、区），内蒙古、河北、广东、黑龙江地区项目数量较多。

林业碳汇项目单位面积年均减排量为 4.95 tCO2e/公顷。对于不同的方法学，由于其选择 的树种及组合方式的不同，其减排效果上有所差异，通过中国核证自愿减排量交易信息平台 上 97 个审定项目进行统计，平均单位面积年均减排量为 4.95 tCO2e/公顷，对具体来看：

森林碳汇造林项目：66 个森林碳汇造林审定项目主要分布在内蒙古、江西、湖北、 广东、黑龙江等地区，平均单位面积年均减排量为 11.26 tCO2e/公顷；

竹子碳汇造林项目：审定项目中仅有 1 个竹子碳汇造林项目，位于湖北地区，平均 单位面积年均减排量为 9.35 tCO2e/公顷；

森林经营碳汇项目：审定项目中含 25 个森林经营碳汇项目，主要分布在吉林、黑龙 江、内蒙古等地区，平均单位面积年均减排量为 2.87 tCO2e/公顷；

竹林经营碳汇项目：审定项目中含 5 个竹林经营碳汇项目，主要分布在浙江、湖北 等地区，平均单位面积年均减排量为 5.87 tCO2e/公顷。

林业碳汇项目占比低，仅有 1 个项目获得减排量签发。截至 2017 年 3 月，中国核证自 愿减排量交易信息平台上发布监测报告项目共计 8 个，占备案林业碳汇项目数 61.5%，占监 测报告总数的 0.98%；减排量备案项目 1 个，占减排量备案项目总数的 0.4%。此外，林业碳 汇中不同类型项目占比有所不同，从审定项目来看，碳汇造林项目占比 68%，森林经营碳汇 项目占比 26%，竹子造林和竹林经营项目占比较低，分别为 1%、5%；从备案项目来看，碳 汇造林项目占比 84.6%，森林经营碳汇、竹林经营碳汇项目占比较低，均为 7.7%，无竹子造 林项目。由此可见，目前我国 CCER 项目中林业碳汇项目占比较小，其主要原因在于基线情 景和额外性等方面论述不够清晰，而该标准是项目开发的前提和基础。

林业碳汇项目每公顷二氧化碳年均减排量为 3.64 tCO2e，已签发减排量 5208 tCO2e。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的林业碳汇项目的在监测期内的造林规模、 减排量进行统计分析得，公布监测报告的 8 个项目均为碳汇造林项目，合计减排量为 405.93 万 tCO2e，每公顷年均减排量约为 0.57 tCO2e/公顷。目前仅有广东长隆碳汇造林项目减排量 获得核证签发，项目检测期为 2011 年 1 月 1 日至 2014 年 12 月 31 日（共 4 年），核证减排 量为 5208 tCO2e，与监测报告减排量相同。

监测报告森林碳汇造林项目单位面积年均减排量与审定报告间存在较大差异。以塞罕坝 机械林场造林碳汇项目为例，审定报告 30 年计入期内年均减排量为 52756 tCO2e，单位面积 年均减排量为 14.48 tCO2e/公顷，监测报告前 10 年监测期内年均减排量为 18275 tCO2e，单 位面积年均减排量为 5.01 tCO2e/公顷。其主要原因为：1）对于碳汇造林项目而言，项目前 期处于造林建设期，大多数树种不具备高速成长的特性，在项目前期仍处于幼年阶段，生长 速度相对缓慢，所产生的碳减排量较小，随着建设期的完成、树种的生长以及经营管理能力 的加强，碳减排量逐步提高，使得以监测前期数据计算所得单位面积年均减排量偏小；2）由 于气候、立地条件等差异，审定报告中事前预计减排量不能完全代表项目树种的实际生长情 况。

CCER 审定核证资质门槛高，6 家机构具备林业碳汇资质。《温室气体自愿减排交易管理 暂行办法》指出，参与温室气体自愿减排交易的项目应采用经国家主管部门备案的方法学并 由经国家主管部门备案的审定机构审定。经备案的自愿减排项目产生减排量后，作为项目业 主的企业在向国家主管部门申请减排量备案前，应由经国家主管部门备案的核证机构核证， 并出具减排量核证报告。截至目前，发改委气候司共公布 12 家具备自愿减排交易项目审定与 核证资质的机构。其中，具备林业碳汇项目审定与核证资质的机构有 6 家，包括中国质量认 证中心、广州赛宝认证中心服务有限公司、中环联合(北京)认证中心有限公司、北京中创碳投 科技有限公司、中国农业科学院、中国林业科学研究院林业科技信息研究所。

如前文所述，林业碳汇项目具有四种方法学，不同的项目类型其树种、组合方式、气候、 碳库选择等都会对项目减排量产生影响。为方便测算，本文以杉木和毛竹作为对象，研究杉 木碳汇造林、杉木碳汇经营、毛竹碳汇造林、毛竹碳汇经营四种项目类型下 CCER 所带来的 收入业绩弹性。

CCER 对林业碳汇项目的收入贡献约为 1.21%-5.72%。通过测算可得，从 CCER 收入贡 献弹性来看，20 年项目周期贴现后 CCER 收入对林业碳汇收入贡献从高到低分别为碳汇造林项目、竹子造林项目、竹林经营项目、碳汇经营项目，收入弹性分别为 5.72%、4.80%、1.61%、 1.21%。

森林积蓄量及覆盖率稳步提高，林业碳汇效应凸显。根据国家统计局数据，截至 2019 年，我国森林积蓄量达 175.60 亿立方米，相较 2005 年增加 51.04 亿立方米；根据国家林草 局数据，2020 年，我国森林覆盖率达 23.04%。“十四五”规划指出，十四五期间，我国森林覆盖率提高到 24.1%。此外，2020 年 6 月，国家发展改革委和自然资源部联合印发《全国重要生态系统保 护和修复重大工程总体规划（2021-2035年）》，规划指出，2035年我国森林覆盖率达到 26%， 森林蓄积量达到 210 亿立方米，相较 2005 年增加 85.44 亿立方米。随着我国森林蓄积量和 森林覆盖率的提高，森林吸收固定二氧化碳量逐步增加，林业碳汇效应凸显。

林业碳汇交易市场空间广阔。由碳汇造林项目方 法学，可申报 CCER 的林业碳汇项目土地需是 2005 年 2 月 16 日以来的无林地，假设所吸收 的二氧化碳量均可纳入 CCER 市场进行交易，2019/2030/2035 年森林积蓄量相较 2005 年分 别增加 51.04/60/85.44 亿立方米，假设 CCER 价格为 30 元/吨，则林业碳汇项目市场潜在价 值为 2802-4691 亿元。

岳阳纸业股份有限公司成立于 2000 年，2011 年 6 月 1 日更名为岳阳林纸，并于 2004 年 5 月在上海证券交易所上市。公司以林浆纸产业为基础，进入生态行业，形成了以“浆纸+ 生态”为主营业务的双核发展产业格局。公司造纸产能 100 万吨/年，市场分布全国 31 个省、 市、自治区以及亚洲和东非地区。2020 年公司总营收为 71.2 亿元，与 2019 年基本持平，归 母公司的净利润为 4.1 亿元，相比 2019 年增长 32.26%。公司印刷用纸收入为 34.5 亿元，占 总营收的 48.51%，市政园林收入为 14.3 亿元，占总营收 20.05%。（报告来源：未来智库）

拥有近 200 万亩林业资源，积极开展碳汇业务。公司旗下七家下属子公司，其中诚通凯 胜生态建设有限公司主要负责市政园林建设业务并与流域生态综合整治形成双轮驱动。湖南 茂源林业是实施林业业务的主体，拥有近 200 万亩林业基地。公司在 2017 年与壳牌能源合 作——首单碳汇交易收益落袋，成为湖南最早进入碳汇交易市场的央企。截至 2020 年，茂源 林业是湖南唯一与国家开发银行合作的国家储备林项目生根发芽之地。2021 年 3 月，公司与 壳牌签订长期碳汇交易期权合同。6 月，公司与包钢股份签订碳汇合作协议，合作涉及 25 年 合计不低于 5000 万吨 CCER。公司拥有近 200 万亩林业资源，充足的碳汇余量为造纸产能 的扩充提供了充分的保障，并且公司每年的储备林建设和生态绿植业务将进一步增加公司的 碳汇量。

福建金森林业股份有限公司在 2007 年 11 月 19 日由将乐县营林投资有限公司整体变更 而来，于 2012 年 6 月 5 日在深圳证券交易所挂牌上市。公司创立至今主营业务为森林培育 营造、森林保有管护和木材生产销售。森林培育与采伐业主要产品为木材。公司在 2020 年的 营业总收入为 1.48 亿元，相比于 2019 年上升 15.15%。归母净利润为 872.67 万元，相比去 年增长了 100.52%。

现有林地面积超 80 万亩，积极布局 CCER、PHCER、碳票等项目。公司大部分为商品 林地，限伐禁伐限制远小于公益林。现有总面积 80.7 万亩，蓄积 650.23 万立方米。福建金 森在碳中和碳达峰方面也做出行动，公司在 2016 年备案了 CCER 碳汇项目，在福建三明是 将乐县运营与管理 12 个林场，项目面积共达 4291.69 公顷，预计年减排量 3.22 万吨。福建 金森林业有限公司森林经营碳汇项目于 2017 年获得福建省备案，成功纳入福建碳交易市场进 行交易；2020 年 5 月，全国首批林业碳票在三明签发，福建金森碳汇科技有限公司收储常口 村民委员会 10000 吨、村民陈金远 4415 吨、水南镇联兴公司 3879 吨，合计 18294 吨；此 外，首单林业碳票授信贷款落地，兴业银行三明分行授信福建金森碳汇科技有限公司贷款额 度 500 万元签约。

中福海峡（平潭）发展股份有限公司自 1996 年以来，由于股权收购或者资产重组，公司 主营业务发生多次变化。自 2014 年 10 月起，公司陆续新增设农资贸易业务、积极开发拓展 了林木产业链相关的木材、溶解浆、纸浆等产品的贸易业务，目前公司主营业务为：造林营 林、林木产品加工与销售、贸易业务、与平潭综合实验区开放开发的有关业务。

公司经营林区近90万亩。2020年公司的营业总收入为12.34亿元，较去年同期增长27.72% 有较大幅增长。2020 归母公司利润为-2.26 亿元，较去年变化-1017.18%有大幅减少。主要 由疫情影响，子公司业绩不达预期，公司计提了商誉减值与存货跌价，减少了归母公司净利 润。公司收入以纤维板销售为主，占总收入的 54.15%，其次是木产品、纸浆的贸易流通占 34.28%。公司目前拥有经营林区近 90 万亩（其中代管面积约 30 万亩）。

4. 可再生能源发电项目全方位剖析

全球有 14 个碳抵消机制覆盖了可再生能源发电方向，接受度仅次于林业碳汇及能效提升 项目。根据碳抵消产生方式和机制管理方式，可将碳抵消机制分为国际性碳抵消机制、独立 碳抵消机制及区域、国家和地方碳抵消机制三类。

CDM 项目聚焦于可再生能源领域，中国占据全球首位。从项目类型来看，截至 2021 年 4 月 1 日，CDM 已注册备案的项目中可再生能源发电项目占比达 72%，风能、水电项目以绝 对优势领先太阳能及生物质能项目。从项目分布来看，CDM 注册备案的可再生能源项目主要 集中于中国、印度、越南等地，前三大地区占比达 81%。中国可再生能源项目数达 3164 个， 占所有中国 CDM 项目比例的 82%，同时可再生能源项目数中国也位居全球首位。其中，中 国在风能与水电领域备案的 CDM 项目数远大于太阳能及生物质能项目，前者数量是后者的 9 倍多。

GS 机制主要聚焦能效提升项目、可再生能源项目，中国已认证的可再生能源项目数量 排名第三。GS 机制已认证的项目中，能效提升项目占比最大，为 46%，其次是可再生能源 项目，占比为 33%，其中风能项目占比最多，其占比为可再生能源项目的一半以上。从地区 分布上来看，已认证的可再生能源项目主要分布在亚洲，亚洲项目占比超过 77%；其中，土 耳其、印度的可再生能源项目数量上领先中国，中国项目占比 19%，其中有 27 个太阳能发 电项目、22 个风能项目、11 个小型水电项目和 6 个生物质能项目。在 GS 机制下，中国已认 证的项目数量达到 180 个，其中沼气项目占比超过一半，可再生能源项目占比 37%。从地理 分布上来看，中国已认证的可再生能源 GS 项目主要分布在河南、河北、宁夏等地。

VCS 项目聚焦于可再生能源领域，中国位居全球第二。从项目类型来看，截至 2021 年 6 月 28 日，VCS 已注册备案的项目中可再生能源发电项目数 1230 个，占比达 72%；从项目 分布来看，VCS 注册备案的可再生能源项目主要集中于印度、中国、土耳其等地，前三大地 区占比达 78%，中国可再生能源发电项目 304 个，占比全球可再生能源 VCS 项目的 25%， 位居第二，占中国 VCS 项目数 85%，远高于其他类型。

中国 CCER 机制中可再生能源项目不仅在数量上具有绝对优势，在预计减排量及备案减 排量大小上也具有绝对优势。从数量上来看，已发布的 2871 个 CCER 审定项目、861 个备 案项目以及 254 个减排量备案的项目中，可再生能源项目均占比 76%左右，主要为可再生能 源发电项目。从预计减排量上看，已备案的可再生能源项目总共预计减排量达 4.08 亿吨，占 总预计减排量的 83%；从已备案的实际减排量上看，减排量已备案的可再生能源项目减排量 达 0.33 亿吨，占已备案减排量的 62%。

可再生能源项目中，水电平均单个项目预计减排量排名第一。从单位项目预计减排量上 看，已发布 861 个备案项目中，单个水电项目预计产生的减排量大于其他可再生能源项目， 这与水电项目平均装机容量较大以及水电利用效率较高有关；平均单个光伏项目预计产生的 减排量最少，仅为水电项目的 30%，这与光伏项目年运行小时数较低有关。

以风力发电项目“仙居县广度风电场项目”为例，其主要采用的方法学为《可再生能源 并网发电方法学（第二版）》（CM-001-V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源并网发 电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。截止目前， 99%以上的风电 CCER 项目（装机容量超过 15MW 的大型项目）均采用《可再生能源并网发 电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的风电 CCER 项目（装机容量不超过 15MW 的小型项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS-002-V01）。

项目边界确定：项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。根据国家发改委 2020 年发布的《2019 年度减排项目中国区域电网基准 线排放因子》，中国区域电网包括华北区域电网、东北区域电网、华东区域电网、华 中区域电网、西北区域电网、南方区域电网，不同区域基准线排放因子不同。此外， 一般风电项目的项目边界包括的温室气体种类仅为二氧化碳。仙居县广度风电场项 目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的华东区域电网中所有电厂。

基准线识别：基准线情景即若不建设现有项目、但产生相同结果（例如产生相同发 电量）或延续历史情形持续发展的情景，减排量就是基于基准线情景进行计算的。在风电项目中基准线的识别方式包括三种，如果项目活动是建设新的可再生能源并 网发电厂/发电机组，那么基准线情景为项目活动生产的上网电量由并网发电厂及其 新增发电源替代生产，大部分项目都是新建项目。仙居县广度风电场项目是新建可 再生能源并网风力发电厂，因此基准情景为该项目活动生产的上网电量由华东区域 电网中发电厂及其新增发电源替代生产。

额外性论证：证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍性 分析等。在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否：1） 最具有经济吸引力；2）没有碳减排收益（出售 CCER 带来收益）的情况下，不具 备经济可行性。《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对新 能源发电的新建项目，一般采用基准分析法。基准值一般选取《电力工程技术改造 项目经济评价暂行办法》或《国家发改委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关 规定的通知》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值 8%；需论证项目在不考虑 减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。

此外，一 般还需要对项目 IRR 进行敏感性分析进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或 让 IRR 达到基准值的情景是小概率事件。此外，使用 CMS-002-V01 方法学的小型 风电项目仍需要进行额外性分析，但证明步骤相对大型项目更简单。经过计算，仙 居县广度风电场项目全部投资内部收益率（IRR）为 6.89%，低于 8%的基准值。在 考虑了适当的减排收益后，项目的 IRR 有所提高，达到了 8.05%，高于行业基准值。

监测：对于新建风电项目来说，监测方式较为简单，一般通过监测电表对上网及下 网的电量进行监测。从而得出风电项目实际净上网电量，再通过减排量计算公式并 带入更新的参数计算得出实际减排量。仙居县广度风电场项目第一监测期内（2015 年 7 月 27 日至 2016 年 12 月 31 日）预计的减排量为 63,073 tCO2e，实际减排量为 63,150 tCO2e，两者相差不大。

减排因子：根据中国自愿减排交易信息平台中已备案的不同区域的 6 个项目进行测算， 同时根据 2019 年区域电网基准线排放因子参数进行调整，平均单位净上网电量碳减排量为 0.75 tCO2e/MWh。我们从中国自愿减排交易信息平台中选择减排量已备案的 6 个不同区域并 且装机规模均为 50MW 左右的风电项目进行分析，根据监测期内的装机容量、实际净上网电 量、减排量数据进行统计分析得出平均单位净上网电量碳减排量约为 0.75 tCO2e/MWh（已根 据2019年区域电网基准线排放因子参数进行调整），平均年运行小时数为1788h，略低于2019 年国家能源局发布的全国风电平均利用小时数 2082h。

弃风率：根据国家能源局发布的风电并网运行情况分析，2021Q1 的弃风率为 4%，相较 于 2020 年的 3%弃风率略微提升，和 2019 年持平。

平均利用小时数：根据国家能源局发布的风电并网运行情况分析，2019 年的全国平均利 用小时数为 2082h。

碳价：假设碳价 30 元/吨，我们对此进行敏感性分析。

每上网一度电将增加收入约 0.0225 元，CCER 对风力发电项目收入的贡献约为 3.78%-6.81%。情景分析中，我们假设悲观/中性/乐观的情形下对应的年运行小时数为 1666/2082/2498h，弃风率为 7%/4%/3%，单位上网电价为 0.37/0.42/0.47 元/kWh，CCER 碳价为 20/30/40 元/tCO2e。以此测算一个 50MW 装机量的风电项目产生的 CCER 收入在悲 观/中性/乐观的情形下分别为 108.46/224.86/387.69 万元。

对碳价及平均减排量进行敏感性分析，当 CCER 碳价为 30 元/吨时，单位上网电量平均 减排量从 0.65 提升至 0.85tCO2e/MWh，CCER 对风电项目收入的贡献将从 4.64%提升至 6.07%；当单位上网电量平均减排量为 0.75 tCO2e/MWh 时，CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨，CCER 对风电项目收入的贡献将从 3.57%提升至 17.86%。

以光伏发电项目“国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目”为例，其主要采用的方法学为 《可再生能源并网发电方法学（第二版）》（CM-001-V02），其减排原理主要为通过新建可再 生能源并网发电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。 截止目前，超过 80%的光伏 CCER 项目（装机容量超过 15MW 的大型项目）采用《可再生 能源并网发电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的光伏 CCER 项目（装机容量不 超过 15MW 的小型项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS-002-V01）。

项目边界确定：与风电项目类似，项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项 目接入的电网中的所有电厂。一般光伏项目的项目边界包括的温室气体种类仅为二 氧化碳。国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目的项目边界为该项目发电厂以及与该 项目接入的华北区域电网中所有电厂。

基准线识别：在光伏项目中基准线的识别方式与风电项目基本相同。国电电力正蓝 旗 50 兆瓦光伏电站项目是新建可再生能源并网风力发电厂，因此基准情景为该项目 活动生产的上网电量由华北区域电网中发电厂及其新增发电源替代生产。

额外性论证：大型光伏项目额外性论证的方式与风电大型项目相同；小型光伏项目 使用 CMS-002-V01 方法学进行开发，无需论证额外性，免于障碍分析。大型光伏 项目在投资分析中，基准值一般选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值 8%。经过计算，国电电力正蓝旗 50 兆 瓦光伏电站项目全部投资内部收益率（IRR）为 7.26%，低于 8%的基准值。在考虑 了适当的减排收益后，项目的 IRR 有所提高达到 8.08%，达到基准值。

监测：对于新建光伏项目来说，监测方式与新建风电项目类似。对于新建项目通过 监测得到实际净上网电量，再带入更新的参数通过光伏发电项目减排量计算公式得 出实际减排量。国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目第一监测期内（2015 年 2 月 2 日-2017 年 2 月 20 日）预计的减排量为 141,702 tCO2e，实际减排量为 132,909 tCO2e，两者相差不大。

减排因子：根据中国自愿减排交易信息平台中已备案的 5 个项目进行测算，同时根据 2019年区域电网基准线排放因子参数进行调整，单位净上网电量减排量为0.74 tCO2e/MWh。我们从中国自愿减排交易信息平台中选择减排量已备案的 5 个不同区域（华中地区项目的减 排量暂无备案）并且装机规模均为 10-20MW 左右的光伏项目进行分析，根据监测期内的装 机容量、实际净上网电量、监测减排量数据进行统计分析得出平均单位净上网电量碳减排量 约为 0.74 tCO2e/MWh（已根据 2019 年区域电网基准线排放因子参数进行调整），平均年运 行小时数为 1340h，略高于 2019 年国家能源局发布的全国光伏发电平均利用小时数 1160h。

弃光率：根据国家能源局发布的光伏并网运行情况分析，2020 年的弃光率为 2%，相较 于 2019 年持平。

平均利用小时数：根据国家能源局发布的 2020 年光伏电并网运行情况分析，2020 年的 全国平均利用小时数为 1160h。

碳价：假设碳价 30 元/吨，我们对此进行敏感性分析。

每上网一度电将增加收入约 0.0222 元，CCER 对光伏发电项目收入的贡献约为 4.00%-7.11%。情景分析中,我们假设悲观/中性/乐观的情形下对应的年运行小时数为 928/1160/1392h，弃风率为 3%/2%/1.5%，单位上网电价为 0.3/0.4/0.45 元/kWh，CCER 碳 价为 20/30/40 元/tCO2e。以此测算一个 50MW 装机量的光伏项目产生的 CCER 收入在悲观/ 中性/乐观的情形下分别为 63.01/126.18/219.38 万元，对光伏发电项目收入的贡献约为 4.00%-7.11%。

对碳价及平均减排量进行敏感性分析，当 CCER 碳价为 30 元/吨时，单位上网电量平均 减排量从 0.65 提升至 0.85 tCO2e/MWh，CCER 对光伏发电项目收入的贡献将从 4.88%提升 至 6.38%；当单位上网电量平均减排量为 0.75 tCO2e/MWh 时，CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨，CCER 对风电项目收入的贡献将从 3.75%提升至 18.75%。

以水力发电项目“温宿县台兰河二级水电站项目”为例，其主要采用的方法学为《可再 生能源并网发电方法学（第二版）》（CM-001-V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源 并网发电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。截止 目前，超过 95%的水电 CCER 项目（装机容量超过 15MW 的项目）采用《可再生能源并网 发电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的水电 CCER 项目（装机容量不超过 15MW 的项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS-002-V01）。

项目边界确定：与风光项目类似，水电项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与 本项目接入的电网中的所有电厂。与风光项目不一样的是，水电项目的项目边界包 括的温室气体种类为基准情景的 CO2以及项目活动下的 CH4。温宿县台兰河二级水 电站项目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的西北区域电网中所有电厂。

基准线识别：在水电项目中基准线的识别方式与风光项目基本相同。温宿县台兰河 二级水电站项目是新建可再生能源并网水力发电厂，因此基准情景为该项目活动生 产的上网电量由西北区域电网中发电厂及其新增发电源替代生产。

额外性论证：大型水电项目一般使用 CM-001-V02，其额外性论证的方式基本与风 光大型项目相同。小型水电项目（装机容量小于等于 15MW）使用 CMS-002-V01进行开发，额外性论证比大型项目简单。大型水电项目在投资分析中，基准值一般 选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定的全投资税后财务内部收 益率基准值 8%；小型水电一般选取《小水电建设项目经济评价规程》（SL/T 16-1995） 中规定的全投资税后财务内部收益率基准值 10%。经过计算，温宿县台兰河二级水 电站项目全部投资内部收益率（IRR）为 4.73%，低于 8%的基准值。在考虑了适当 的减排收益后，项目的 IRR 有所提高达到 8.13%，达到基准值。

监测：对于新建水电项目来说，监测方式与新建风光项目类似，对于新建项目通过 监测得到实际净上网电量，再代入更新的参数通过水电项目减排量计算公式得出实 际减排量。温宿县台兰河二级水电站项目第一监测期内（2012/11/30~2016/7/28） 预计的减排量为 345,983tCO2e，实际减排量为 294,899 tCO2e，要比预计值 345,983 tCO2e 低 14.76%，由于 2013 年-2016 年的雨水不足导致河水径流量下降，小于历史平 均值。

由于当前各碳试点对水电 CCER 支持力度较低，只有湖北支持非大型水电项目 CCER 交 易、上海暂时未限制水电项目 CCER 交易，因此此处效益测算对小型水电项目（30MW）进 行测算。根据水力发电项目减排量计算公式，需确定的参数包括：减排因子、年平均利用小 时数、有效电量系数、厂用电率及输电损失率等。

减排因子：根据对中国自愿减排交易信息平台中减排量已备案的 4 个不同区域的小型水 电项目（华北、东北无减排量已备案的小型水电项目）在监测期内的装机容量、实际净上网 电量、减排量数据进行统计分析得，平均单位净上网电量碳减排量约为 0.6049 tCO2e/MWh （已根据 2019 年区域电网基准线排放因子参数进行调整）。

年平均利用小时数：根据减排量已备案的四个小型水电项目数据，计算得到年平均利用 小时数为 3900.18h；根据 wind 数据，2020 年全国水电发电设备平均利用小时数为 3827h， 与样本项目所得数据相差不大，最终计算中取低值 3827h。

有效电量系数：有效电量系数与水电站的径流调节程度有关，根据减排量已备案的四个 小型水电项目数据以及《小水电建设项目经济评价规程》（SL/T16-2019），最终计算中取并网 电站有效电量系数的最低值 0.85。（报告来源：未来智库）

厂用电率及输电损失率：根据减排量已备案的四个小型水电项目数据以及《小水电水能 设计规程》（SL76-94）的规定（电站的系统综合网损率应不大于 11%，综合厂用电率可取 0.5%-1%），最终计算中厂用电率取 1%，输电损失率取 1%。

每上网一度电将给小型水电项目增加收入 0.0181 元，CCER 对小型水电收入的贡献约为 4.36%-7.60%。情景分析中，假设一个 30MW 装机容量的水电项目，当 CCER 碳价为 20/30/40 元 / 吨 ， 单 位 上 网 电 价 为 0.25/0.30/0.35 元 /kWh ， 单 位 上 网 电 量 平 均 减 排 量 为 0.5444/0.6049/0.6653 tCO2e/MWh，年利用小时数为 3064/3827/4592h，有效电量系数为 0.75/0.85/0.95，CCER 对水电项目收入的贡献将从 4.63%提升至 8.09%。

敏感性分析中，当 CCER 碳价为 30 元/吨，单位上网电量平均减排量从 0.55 提升至 0.75 tCO2e/MWh 时，CCER 对水电项目收入的贡献将从 5.5%提升至 7.5%；当单位上网电量平均 减排量为 0.60 tCO2e/MWh，CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨时，CCER 对水电项目收入 的贡献将从 4.00%提升至 20.00%。

5. 其他类型 CCER 项目全方位剖析

以填埋气回收项目“新乡市生活垃圾填埋场填埋气发电项目”（简称“新乡项目”）为例， 其主要采用的方法学为《垃圾填埋气项目（第一版） CM-077-V01》，其减排原理主要为通过 收集利用生活垃圾填埋场产生的垃圾填埋气发电，产生的电量接入电网，提供清洁能源，在 满足部分用电的同时，减少温室气体排放。此外，可应用方法学还包括《垃圾填埋气回收（第 一版） CMS-022-V01》（年减排量累计不超过 6 万 tCO2 的小型自愿减排项目）和《联网的 可再生能源发电（第一版） CMS-002-V01》。

项目边界确定：项目边界包括收集和销毁/使用甲烷的垃圾填埋场的物理、地理场所。新乡项目边界主要为所有的填埋气收集系统和发电系统，以及与华中电网联网的所 有电厂。

基准线识别：项目考虑的基准线排放为项目实施带来的避免甲烷排放和电网连接的 电厂产生的 CO2 排放。对于避免甲烷排放部分，基准线情景为项目活动不存在时， 项目边界内的生物质和其它有机物腐烂，甲烷排放到大气中；对于填埋气发电替代 电网电力部分，基准线是项目活动供给电网的电力由并网的电厂以及电网中新增加 的电源提供。

额外性论证：证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍实 践分析等。在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否： 1）具有经济吸引力；2）没有碳减排收益（出售 CCER 带来收益）的情况下，不具 备经济可行性。《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对填 埋气回收项目除 CCER 收益外还产生由售电带来的经济收入，且基准线情景不是一 个可比较的投资项目，因此通常选用基准分析法进行投资分析。

一般采用基准分析 法。基准值一般选取国家电网公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中 规定发电项目全投资基准收益率为 8.00%（税后），需论证项目在不考虑减排收益前 收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。此外，一般还需要对 项目静态总投资、年运营成本、电价、年上网电量等重要参数进行敏感性分析进一 步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让 IRR 达到基准值的情景是小概率事件。 经过计算，新乡项目全部投资内部收益率（IRR）为 5.23%，低于 8%的基准值。

减排量计算：根据方法学，填埋气回收项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露 量。其中基准线排放量=垃圾填埋场甲烷的基准线排放+与发电相关的基准线排放， 项目排放量=年运行项目活动消耗电力所产生的排放+非发电所消耗化石燃料所产生 的排放，泄露量为 0；新乡项目选用固定计入期，计入期长度为 10 年。通过通过审 定预计总减排量为 65.46 万 tCO2e，年均减排量为 6.55 万 tCO2e。

监测：对于填埋气回收项目，监测方式主要为通过电表测量项目的上网和下网电量， 通过流量计测量垃圾填埋气总量，通过气体分析仪测量经过预处理的填埋气中甲烷 含量。新乡项目第一、第二监测期内（2014 年 4 月 1 日至 2016 年 10 月 31 日）预 计的减排量为 12.67 万 tCO2e，实际减排量为 12.67 万 tCO2e，两者相差 6.78%左右。

每 上 网 一 度 电 将 增 加 收 入 0.127 元 ， CCER 对 填埋气回收 收 入 的 贡 献 约 为 14.45%-28.90%。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的填埋气回收项目的在 监测期内的上网电量、减排量数据进行统计分析得，单位上网电量平均减排量约为 4.23 tCO2e/MWh。假设项目总装机量 2MW，年运行时间 7200 小时，单位上网电价 0.586 元/kWh， 厂自用电比率 6%，假设悲观、中性、乐观条件下，甲烷收集效率分别为 60%/65%/70%，CCER 碳价分别为 20/30/40 元/吨，经测算，填埋气回收发电收入为 476-555 万元/年，CCER 收入 为 69-160 万元/年，CCER 对填埋气回收收入的贡献约为 14.45%-28.90%。

通过 CCER 碳价及单位上网电量碳减排量对填埋气回收项目业绩贡献的测算，当 CCER 碳价为 30 元/吨时，单位上网电量平均减排量从 2 提升至 8 tCO2e/MWh，CCER 对填埋气回 收收入的贡献将从 10.24%提升至 40.96%；当单位上网电量平均减排量为 4 tCO2e/MWh 时， CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨，CCER 对生物质发电收入的贡献将从 13.65%提升至 68.26%。

以沼气利用项目“湖北省南漳县农村户用沼气项目”为例（简称“南漳项目”），其主要 采用的方法学为《家庭/小农场农业活动甲烷回收 CMS-026-V01》、《用户使用的热能，可包 括或不包括电能 CMS-001-V01》和《动物粪便管理系统甲烷回收 CMS-021-V01》。其减排 原理为一方面通过建设具有甲烷回收系统的沼气池，改变传统的猪粪便管理模式来减少甲烷 的排放，另一方面，沼气灶代替传统煤炉燃烧沼气，产生与使用煤炉相当的热量，减少燃煤 消耗产生的二氧化碳排放。

项目边界确定：项目的边界是甲烷回收和燃烧系统的物理和地理边界。南漳项目边 界为作为沼气产生来源的猪粪，以及沼气产生装置即沼气池；用以燃烧沼气的沼气 灶以提供给各农户炊事能源；农户，是沼气系统利用终端；施肥利用的沼渣沼液。

基准线识别：基准线情景主要为在缺少项目活动时，生物质和其它有机物质在项目 边界内厌氧消化并向大气释放甲烷的情况。南漳项目的基准线情景是农户使用燃煤 土灶供热；农户使用传统的开放式深坑处理猪粪。

额外性论证：根据 EB 对小规模项目活动额外性论证工具（第 10.0 版）中的规定， 符合项目类型的可以免于障碍分析，自动认为项目具有额外性。

减排量计算：根据方法学，沼气利用项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露量。其中基准线排放量=粪便管理系统的基准线排放+煤消耗的基准线排放，项目排放量= 粪便管理系统在生产、收集、沼气传输过程中因物理泄漏所造成的排放+多余沼气火 炬点燃或燃烧造成的排放量+已安装设备在运行过程中消耗化石燃料或电力造成 CO2排放+粪便运输过程所造成的CO2排放+在投入厌氧氧化塘之前在存储过程中的 排放，泄露量为 0；南漳项目选用可更新的计入期，计入期长度为 7 年。通过审定 预计第一计入期的总减排量为 25.30 万 tCO2e，年均减排量为 3.61 万 tCO2e。

监测：对于沼气利用项目，监测方式主要为当地能源办在年初执行分层随机抽样计 划，对样本进行数据监测，对沼气池年平均运行小时、沼气渣的处理以及猪的平均 数量达到估计值的 90%置信水平。南漳项目监测期内（2008 年 1 月 1 日至 2014 年 12 月 31 日）预计的减排量为 252976 tCO2e，实际减排量为 251337 tCO2e，两者相 差 0.65%左右。

CCER 对沼气利用收入的贡献约为 24.84%。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露减 排量备案报告的沼气利用项目的在监测期内的装机规模、减排量数据进行统计分析得，单位 装机规模年均减排量约为 1332.60 tCO2e/MW。假设单户农村户用沼气池建设容积为 8 m3， 沼气灶安装额定功率为 3 kW，则单户年均减排量为 3.97 tCO2e/户，沼气池建设收入为 4000 元，每年运维收入为 150 元，运行年限为 15 年，折现率取过去一年五年期国债到期收益率平 均值 3.81%，假设 CCER 碳价为 30 元/吨，经测算，单户沼气利用收入为 5604.53 元，CCER 收入为 1392.32 元，CCER 对沼气利用收入的贡献约为 24.84%。

通过 CCER 碳价及单户年均减排量对沼气利用项目业绩贡献的测算，当 CCER 碳价为 30元/吨时，单户年均减排量从1提升至7 tCO2e/户，CCER对沼气利用收入的贡献将从6.26% 提升至 43.83%；当单户年均减排量为 4 tCO2e/户时，CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨， CCER 对沼气利用收入的贡献将从 16.70%提升至 83.48%。

以煤层气发电项目“七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目”为例，其主要采 用的方法学为《回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、供热和/或通过火炬或无 焰氧化分解》（CM-003-V02），其适用于在现役煤矿中开展收集利用和消除煤矿瓦斯和通风瓦 斯的项目活动，其主要原理为利用煤矿排空的抽采瓦斯进行发电避免了甲烷的排放，也减少 了温室气体的排放，将产生的电力并入区域电网。

项目边界确定：七台河项目边界为项目所有同煤层气收集、预处理、发电相关的设 备和系统；项目活动发电上网，替代东北区域电网同等电力。

基准线识别：基准线情景主要为煤层气部分或全部释放到大气中。七台河项目的基 准线情景是采前和采后 CMM 抽取并全部排放，从东北区域电网购入等量的电力。（报告来源：未来智库）

额外性论证：证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍实 践分析等。在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否： 1）具有经济吸引力；2）没有碳减排收益（出售 CCER 带来收益）的情况下，不具 备经济可行性。《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对煤 层气发电项目除 CCER 收益外还产生由售电带来的经济收入，且基准线情景不是一 个可比较的投资项目，因此通常选用基准分析法进行投资分析。一般采用基准分析 法。

基准值一般选取国家电网公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中 规定确认中国电力行业资本金内部收益率基准线为全部投资的8%或资本金的 10%， 需论证项目在不考虑减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益 有所改善。此外，一般还需要对项目静态总投资、年运营成本、电价、年上网电量 等重要参数进行敏感性分析进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让 IRR 达 到基准值的情景是小概率事件。经过计算，在不考虑温室气体减排产生的收益时， 七台河项目财务内部收益率为 5.72%，在考虑温室气体减排产生的收益时，内部收益率为 15.44%，高于行业基准值。

减排量计算：根据方法学，煤层气发电项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露 量。其中基准线排放量=基准线情景下销毁甲烷所致的基准线排放+项目活动避免甲 烷释放到大气的排放量+项目活动发电所替代的基准线排放，项目排放量=收集和利 用甲烷所使用的能源导致的项目排放量+消除甲烷导致的项目排放量+未燃尽煤层气 的项目排放，泄露量=其他不确定情况产生的泄漏排放，取 0；七台河项目选用固定 计入期，计入期长度为 10 年。通过通过审定预计总减排量为 177.96 万 tCO2e，年 均减排量为 17.80 万 tCO2e。

监测：对于煤层气回收发电项目，需要监测的主要数据为项目活动发电量、用电量、 煤矿瓦斯用量、甲烷浓度以及所收集的瓦斯中非甲烷烃类的质量浓度等。七台河项 目监测期内（2013年1月1日至2016年6月30日）预计的减排量为719362 tCO2e， 实际减排量为 581803 tCO2e，两者相差 19%左右。

每 上 网 一 度 电 将 增 加 收 入 0.0984 元 ， CCER 对 煤 层 气 发 电 收 入 的 贡 献 约 为 12.60%-25.20%。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的煤层气发电项目的在 监测期内的上网电量、减排量数据进行统计分析得，单位上网电量平均减排量约为 3.28 tCO2e/MWh。假设项目总装机量 8MW，年运行时间 7200 小时，单位上网电价 0.52 元/kWh， 厂自用电比率 5%，假设悲观、中性、乐观条件下，利用效率分别为 60%/70%/80%，CCER 碳价分别为 20/30/40 元/吨，经测算，煤层气发电收入为 1707-2276 万元/年，CCER 收入 为 215-574 万元/年，CCER 对煤层气发电收入的贡献约为 12.60%-25.20%。

通过 CCER 碳价及单位上网电量碳减排量对煤层气发电项目业绩贡献的测算，当 CCER 碳价为 30 元/吨时，单位上网电量平均减排量从 1 提升至 7 tCO2e/MWh，CCER 对煤层气发 电收入的贡献将从 5.77%提升至 40.38%；当单位上网电量平均减排量为 3 tCO2e/MWh 时， CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨，CCER 对煤层气发电收入的贡献将从 11.54%提升至 67.69%。

6. 总结

《碳排放权交易管理办法（试行）》指出，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。CCER 作为碳交易市场的有效补充，温室气体自愿减排交易管理 办法有望修订，相关方法学、项目等将重新开启申请审核。此外，《碳排放权交易管理暂行条 例（草案修改稿）》（征求意见稿）明确可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的实施单位 可以申请国务院生态环境主管部门组织对其项目产生的温室气体削减排放量进行核证。可再 生能源企业将受益于自愿核证机制的推广，通过将核准后的碳减排量参与 CCER 市场交易而 获得额外收入，从而实现企业价值的重估。

从 CCER 业绩贡献上看，通过对中国自愿减排交易信息平台审定、监测、核证项目的数 据进行统计分析，对可在再生能源、林业碳汇、资源回收三大类十二类项目进行减排量及 CCER 业绩贡献测算，在碳价为 50 元/吨的情况下，平均业绩贡献为 14.04%：

可再生能源的五类项目单位减排量在 0.6-0.75 tCO2e/MWh 之间，整体差距不大，中 性条件下，当 CCER 碳价为 30 元/tCO2e 时，中性条件下，CCER 对可再生能源项 目的业绩贡献为 2.41%-6%之间；

林业碳汇四类项目单位减排量差距较大，在 2.87-11.26 tCO2e/公顷/年之间，当 CCER 碳价为 30 元/tCO2e 时，中性条件下，CCER 对林业碳汇项目的业绩贡献为 1.21%-5.72%之间；

甲烷回收三类项目单位减排量相较其他项目而言较高，在 3.28-4.23 tCO2e/MWh（户） 之间，其主要原因在于资源回收项目主要气体为甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳 的 28 倍左右，当 CCER 碳价为 30 元/tCO2e 时，中性条件下，CCER 对甲烷回收 项目的业绩贡献为 18.92-24.86%之间。

7. 投资分析

全国性碳排放权交易市场建设将逐步完善，未来可再生能源企业将受益于自愿核证机制 的推广，通过 CCER 交易，实现企业价值重估，同时，目前 CCER 已签发的减排量约 5300 万吨，随着近些年的履约核销，存量减排量进一步减少，而全国碳交易市场开启后，电力行 业的预计配额约为 40 亿吨，按 5%的抵消比例测算所需的 CCER抵消量约为 2亿吨/年，CCER 的供需相对紧张，交易价格有望回归合理水平，进一步增厚公司盈利水平。重点关注持有 CCER 项目资产的可再生能源企业、第三方审定核查机构、碳监测、持股交易所股权企业等 相关领域的投资机遇。

（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。）