2023年碳中和系列报告之十三：CCER重启在即，改革提质前景广阔

前世今生：CCER 横空出世，却在中途黯然离场

联合国清洁发展机制：利好发展中国家，履行共同但有区别的责任

人类活动排放的温室气体加速全球气候变暖，导致极端气象灾害频发。经联合国环 境规划署的评估，人类可持续发展进程面临三大严峻挑战：（1）气候变化。（2）生态系 统退化和生态多样性的丧失。（3）污染和废物。气候变化是当前国际政治、经济、外交 博弈中的重大全球性问题。联合国政府间气候变化专门委员会（Intergovernmental Panel for Climate Change，IPCC）第六次评估报告指出，相比于 1850-1900 年，2011-2020 年全球地表平均温度上升 1.09℃，其中的 1.07℃是由于人类活动产生的过量温室气体所 导致的。当前地球升温速度已达到历史极值，2019 年大气 CO2浓度是 200 万年以来的最 高点。自 20 世纪 50 年代起，极端炎热、暴雨洪水和森林大火等自然灾害频发。瑞士再 保险研究所在《气候变化经济学：不采取行动不是一种选择》中提出，到本世纪中叶， 气候变化会造成全球 GDP 损失超过 10%。

为应对全球变暖，各国正努力推行“净零”计划，控制温室气体排放。IPCC 第六次 评估报告指出，如果温室气体排放问题得到解决，全球变暖的过程可能会停止，但平均 气温仍比工业化前高 1.5℃。而如果继续原有的碳排放强度，全球温度可能将提升 3-5℃。 目前，中国的 CO2 排放总量位居世界第一，大部 分碳排放由能源和工业领域产生。根据国家发改委价格监测中心的研究，中国 2030 年实 现碳达峰，每年需要资金 3.1-3.6 万亿元；2060 年前实现碳中和，需要在新能源发电、 先进储能和绿色零碳建筑等领域新增投资至少 139 万亿元。仅依靠政府投资和补贴难以 实现绿色技术的可持续发展。除能耗“双控”外，以碳排放权交易体系为代表的政策工 具将是实现“双碳”目标的重要发力点。

碳排放权交易市场（以下简称“碳市场”）已成为全球主要的减排政策工具，是促进 低碳转型的重要举措。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）发布的《全球碳排放权交易： ICAP2023 年进展报告》，截至 2022 年底，全球共有 37 个政府层级间运营的碳市场，全 球碳市场收益达到 630 亿美元，所覆盖的温室气体占全球温室气体的比例从 2005 年的 5% 上升到 2022 年的 17%。自 20 世纪 80 年代起，国际社会就应对气候变化问题展开广泛 的合作。1988 年，联合国环境规划署与世界气象组织共同成立了 IPCC，先后谈判制定 了《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC）、《京都议定书》与《巴黎协定》，构成全球 气候变化合作的三大国际性法律文件。中国积极推动全球温室气体减排行动，于 2016 年 加入《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的重要参与者、贡献者和引领者。

碳排放权交易体系将温室气体排放配额或减排信用作为标的物，是一种人为建立的 政策性市场。碳排放权交易体系的构建原理来自于罗纳德·科斯（Ronald Coase）的产 权理论，即产权的确定能够实现资源的合理配置。1997 年，《联合国气候变化框架公约》 第三次缔约方大会通过《京都议定书》，使温室气体成为一种可交易的稀缺资源，碳排放 权交易体系由此产生。该协议明确了控制全球温室气体排放的总额，除了规定削减目标， 还制定了三种碳排放权交易机制，分别为国际排放贸易（International Emission Trading，IET）、联合履约（Joint Implementation，JI）与清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM），形成国际碳排放权交易体系的框架。2005 年《京 都议定书》生效，欧盟碳排放权交易体系开启运行，成为了国际碳市场的开端。

碳排放权交易包括总量控制交易机制与基准线信用机制。总量控制是最常见的交易 机制，通过将固定配额分配给企业，达到控制排放总量的目的。配额分配一般采用免费 或拍卖方式。配额可以在控排企业及其他市场主体之间交易，控排企业根据减碳成本和 配额价格的高低选择是否交易，从而实现碳排放权的市场化配置。在履约周期结束后， 政府主管部门会对控排企业进行履约考核，如果碳排放量高于总配额量，则会对其进行 处罚。基准线信用机制是对总量控制交易机制的重要补充，典型应用是减排量交易。当 企业或项目的温室气体减排行为使实际排放量低于常规场景下排放基准线时，这份额外 的减排量可以向控排企业出售。一方面，减排量能够用于抵销部分碳排放量，帮助控排 企业完成履约责任，适当降低企业的履约成本。另一方面，它可以为减排项目带来一定 的收益，有助于绿色减排技术的创新发展，激发绿色低碳项目开发的热情。此外，碳排 放权交易体系还包括排放监测、报告与核查、市场监管、配套法律体系等要素。

与具有本地属性的配额交易不同的是，减排量交易具有跨区域性。《京都议定书》中 的 CDM 和 JI 机制便属于减排量交易体系。其中，CDM 对于发展中国家具有重要的意义， 发展中国家可以通过开发温室气体减排项目，经过核实认证后成为核证自愿减排量 （Certified Emission Reduction，CER），出售给发达国家（附件Ⅰ签署国），以获得资金 支持，从而顺利度过瓶颈期，与国际先进技术接轨。CER 可以用于发达国家完成履约责 任。与此同时，CDM 为其他国家和地区的减排量交易市场提供了借鉴。 中国曾是 CDM 的最大供应国，但 2013 年后欧盟拒收来自中国的 CDM 项目，同年 中国建立 CCER 市场以替代 CDM。2004 年，中国开始参与 CDM 机制，其后 CDM 项目 数迅速增长，注册量由 2006 年的 33 个升至 2012 年的 1819 个，减排量达到 2.16 亿吨。 截至 2012 年，中国 CER 供应量约占全球总供应量的 60%，CDM 项目注册量占比近 50%。2008 年金融危机爆发，CER 二级市场价格跌至 3.3 欧元/吨，中国 CER 存在供给 过剩的风险。2013 年后，中国 CDM 注册量急剧减少。一方面，欧盟实体经济衰退导致 能耗下降，CER 严重供过于求，政府补贴无法支持 CDM 项目成本。另一方面，2013 年 起，欧盟宣布只接收最不发达国家新注册的 CDM，中国 CDM 被拒收。同年，中国开始 开发国内本土自愿减排机制以替代 CDM 项目，称为国家核证自愿减排量（Chinese Certified Emission Reduction，CCER）。2017 年，中国暂停 CDM 项目注册。

国家核证自愿减排量：拥有三方面特点，继承 CDM 四个核心机制

CCER 具体指，中国境内的可再生能源、甲烷利用、林业碳汇、节能增效等有利于 减碳增汇的项目，其减少温室气体排放的效果经过专业机构的量化核证后，在全国温室 气体自愿减排注册登记系统中登记的温室气体减排量。 CCER 的发展可以分为三个阶段：2012 年 6 月至 2017 年 3 月是 CCER 的第一个运 行阶段，主管部门为国家发改委，项目和减排量备案后可参与市场交易；2017 年 3 月暂 停后，CCER 进入了第二个运行阶段，主管部门于 2018 年 3 月由国家发改委转移至生态 环境部，对机制进行改革和完善；第三个运行阶段预计在 2023 年下半年开始，项目和减 排量供给重新启动。2023 年 7 月 7 日，《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以 下简称《管理办法》）征求意见稿出台，对第三阶段 CCER 交易机制进行顶层设计。

CCER 的开发流程

在开发流程上，CCER 继承了 CDM 的核心要点，项目开发流程包含编制项目设计 文件、项目审定、项目备案、项目实施与检测、减排量核证、减排量备案签发、碳市场 抵销等步骤。在 CCER 暂停备案前，主要参与方包括项目业主、咨询机构、第三方审定 与核证机构、地方发改委以及国家发改委。首先，项目业主向国家发改委提出申请，审 核机构核查该减排项目后进行备案。其后，已经备案的 CCER 项目陆续产生减排量，项 目业主需申请签发减排量，再次经过专业审核机构核查，通过后方可实现减排量的签发 与备案。接着，国家发改委将减排项目发布至注册登记系统，CCER 登记至项目业主的 注册交易登记账户。最后，CCER 进入交易阶段。有所区别的是，项目备案只需发生一 次，减排量备案则因 CCER 的产生而发生多次。

《管理办法》对核证减排量的注册登记和交易管理模式做了优化调整。与 2012 年版 《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》相比，《管理办法》在开发流程上有四个方面的 变化：第一，方法学由生态环境部统一征集遴选后发布，不再由各方法学开发者申请备 案；第二，不再通过备案方式确定第三方审定与核查机构，而是采用了市场准入的行政 审批方式；第三，不再通过备案形式确定多家交易机构分散交易，而是组建全国统一的 交易机构开展统一交易；第四，将项目和减排量备案的形式改为由项目业主和第三方审 定与核查机构对项目和减排量材料真实性、合规性“双承诺”，政府进行监督检查，生态环境主管部门按照“双随机、一公开”原则开展监督检查。

CCER 的方法学与减排量计算

参考 CCER 第一个运行阶段，大部分方法学是由 CDM 方法学演变而来的，少数属 于新开发的方法学。项目的减排量采用基准线法计算，需进行额外性论证。假设在没有 CCER 项目的情况下，具备同样生产/服务水平的其他项目所产生的温室气体排放量，减 去该 CCER 项目的温室气体排放量和泄漏量，即是项目减排量。参照国家发改委批准的 基准线方法，CCER 的项目业主需要在项目设计文件中说明如何确定基准线，说明本项 目所选择的基准线方法、理由及具体应用，论述本项目温室气体排放量低于基准线排放 量的程度，定义项目的边界，进而解释项目的减排量是额外的原因。减排量经过核证机 构的核证后，才可进行减排量的签发与备案，并进入市场交易阶段。

在 CCER 第一个运行阶段，项目业主可以直接采用国家发改委已经批准的方法学， 仅需证明方法学适用于项目即可获得批准。为方便项目业主编制项目设计文件，国家发 改委制定了一系列方法学。方法学最初由英文单词 Methodology 直接翻译而来，是 CCER 项目开发、实施、审定和减排量核查的主要依据和编写指南。经过近 20 年的发展， 大部分生产生活的减排方式都已被纳入方法学中。截至 2022 年 12 月，已有 200 个方法 学获得备案，共分为 12 个批次，其中常规项目方法学 109 个、小规模项目方法学 86 个、 农林项目方法学 5 个。173 个方法学是由 CDM 方法学转化而来的，27 个为新开发的方 法学。不同项目需使用不同的方法学，例如，可再生能源项目的基准线需要参考项目所 在地最有可能替代项目（即同样生产/服务水平的其他项目）的排放量。

CCER 的抵销机制

在抵销机制上，CDM 为 CCER 提供了参考。抵销比例指重点排放单位每年可以使 用 CCER 来抵销碳排放配额清缴比例。从全国范围来看，CCER 可以作为全国碳市场中 控排企业的履约手段，抵销国家碳排放配额（Chinese Emission Allowance，CEA），抵 销比例被规定为 5%。2020 年 12 月发布的《碳排放权交易管理暂行办法（试行）》明确 了 CCER 在全国碳市场的抵销比例，提出重点排放单位每年可以使用 CCER 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%，1 单位的 CCER 相当于 1 单位 的配额，可以抵销 1 吨 CO2当量的排放。2021 年 10 月，生态环境部印发《关于做好全 国碳排放交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，规定可用于抵销的 CCER 产生时间，“因 2017 年 3 月起温室气体自愿减排相关备案事项已暂缓，全国碳市 场第一个履约周期可用的 CCER 均为 2017 年 3 月前产生的减排量”。

在地方层面，CCER 也可用于抵销试点地方碳排放配额，抵销机制因各试点碳市场 而异，抵销比例在 1%-10%之间不等。第一，各试点碳市场交易标的物除了国家核证自 愿减排量，还包括地方核证自愿减排量以及地方农林碳汇项目。部分地方核证减排量的 交易活跃度甚至高于 CCER。例如，截至 2022 年底，重庆核证自愿减排量（CQCER） 累计登记 155 万吨，成交量 323 万吨，成交金额 7785 万元。而重庆碳排放权交易中心 的 CCER 累计成交量仅为 229.3 万吨，且 2022 年全年的交易几乎停滞。第二，各地区 减排信用的抵销比例不同，深圳、广东、天津、重庆、福建及全国碳市场均采用的是排 放量作为计算基数，而上海、北京和湖北采用的是配额量。第三，各试点地区也对地域 进行了限制，可用于配额抵销的项目多来自与本试点区域、指定省份或与试点区域有合 作的地区。第四，各地方对自愿减排项目的类型和减排量产生的时间也有限制，上海、 北京、天津、广东和重庆均不允许使用水力发电项目产生的减排量，这是由于水力发电 的开发可能对生态环境存在较大的负面价值。

CCER 的项目计入期

CCER 项目减排量受客观因素的影响很大，不同类型的项目计入期有所不同。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，项目所产生的 减排量根据基准线确定，而基准线又受到技术创新、政策变动和产业结构的影响，因此 项目的投资收益具有较大不确定性，很难事先确定其运行周期。为此，国家发改委在 2012 年发布了《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，提出两种计入期方式：固定计 入期与可更新计入期。项目业主根据自身情况选择合适的计入期方式。 固定计入期最长可达 10 年，只能一次性确定，项目在到期后无法续做；可更新计入 期单一计入期最长为 7 年，最多可以更新两次（即最长为 21 年）。另外，已经在 CDM 中 注册的部分项目可以选择补充计入期，补充计入期从项目运行之日起开始（但不早于 2005 年 2 月 16 日），并截止至 CDM 计入期开始时间。在计入期内，项目业主可以多次 签发减排量，但因为涉及核证费用等成本，单次的签发量不能过少。不同类型的 CCER 项目根据自身特点和需求，通常选择更适合项目发展的计入期方式，例如光伏发电几乎 都选择了可更新计入期，而垃圾焚烧发电选择固定计入期与可更新计入期的数量相对均 衡，生物质能发电选择补充计入期与可更新计入期的数量也相对均衡。

中国碳排放权交易在探索中前进，CCER 运行效果不佳被中途叫停

中国碳市场包含强制性的配额市场与自愿性的减排量市场。CCER 是配额交易的重 要补充，与碳市场发展情况关系密切。 区域碳市场试点为全国碳市场的起步积累了丰富经验。2011 年起，我国开始探索建 立国内碳市场，在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳展开碳市场试点工作， 福建试点建立省内碳市场。这些试点碳市场覆盖了电力、钢铁、水泥等多个行业，共计 14 亿吨 CO2 年排放配额总量和 3000 余家企业。从整体来看，碳配额价格前期走低、后 期回调，交易量表现出“潮汐”现象，即临近履约周期末，交易量显著增大。2021 年 1 月，全国碳市场正式启动发电行业的第一个履约周期。同年 7 月，全国碳市场正式运行， 登记结算系统设在湖北，交易中心设在上海。 全国碳交易市场有两类主要产品，第一类为政府分配给企业的碳排放配额（CEA、 GDEA、SZA、HBEA、BEA、SHEA 等，其中 CEA 为全国碳配额，其余为地方碳配额）， 第二类为核证自愿减排量（CCER）。超过排放限额的企业需要在碳市场购买其他企业的 配额，或购买 CCER 以弥补超出的部分。从交易活跃度来看，目前碳配额仍然是碳市场 的主要产品，但 CCER 未来有很大提升空间。

全国碳市场仅纳入电力行业，主要原因在于电力行业技术路线相对单一，数据质量 较为完善。区域碳市场继续发挥试点作用，不再纳入电力行业。生态环境部发布的 《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）》和《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）》针对配额总量进 行了细致设定。作为全国碳市场开展配额分配、交易与清缴的首个行业，电力有如下几 个特点值得关注：（1）电力行业早年间曾参与 CDM 交易，实践经验丰富，便于政府管理。 （2）电力行业排放总量巨大，足以支撑一个交易活跃的碳市场。（3）电力行业数据质量 高，核算成本相对较低。（4）发电行业基准线较明晰，产品技术相对单一。

CCER 机制是中国碳市场的重要补充，完善的交易体系对于推动实现“双碳”目标 有较强的现实意义。2012 年 6 月和 9 月，国家发改委先后印发《温室气体自愿减排交易 管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，确定 CCER 交易的申报、备 案与核证等基本流程。2015 年 1 月，国家自愿减排交易注册登记系统上线，CCER 市场 正式投入运行。各地方试点碳市场均可交易 CCER，并纳入企业履约抵销机制。综合来 看，CCER 具有较强的绿色价值。一方面，CCER 为可再生能源、林业碳汇等项目提供 了市场激励，相应收益可再投入技术研发中。在西部相对欠发达地区存在巨大的清洁能 源与碳汇开发潜力，CCER 能够为西部地区带来投资，创造更多就业岗位，缩小贫富差 距，激发创新活力，提高全要素生产率。另一方面，CCER 可以活跃全国碳交易市场， 碳配额交易活跃度受政策因素影响较大，而 CCER 可通过项目备案与减排量签发持续获 得，理论上，这种供需结构会使 CCER 价格低于碳配额，能够降低企业履约成本，营造 良好的市场环境。与此同时，CCER 有助于推动中国绿色金融市场的发展。作为碳金融 产品的原生品种，CCER 可用于在绿色金融市场中创新的碳基金、碳债券和碳质押贷款 等产品，并促进中国绿色金融向更加规范、优质和可持续的方向发展。

2017 年 3 月，国家发改委发布 2017 年第 2 号公告，指出自愿减排交易存在温室气 体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，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，但不影响已备案的 CCER 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。此次暂停标志着 CCER 第一个运行阶段的结束，进入第二个运行阶段即机制改革与完善期。从市场角度 看，暂停备案只是限制了 CCER 一级市场交易，即项目业主与企业间的交易，而不影响 二级市场交易。2021 年初，生态环境部明确将 CCER 纳入全国碳市场。在 CCER 市场 运行的八年内，前六年的年度成交量在 3000-6000 万吨浮动。2021 年 CCER 成交量 1.7 亿吨，较往年大幅增长，主要用于重点排放企业的履约。由于存量有限，2022 年成交量 断崖式下降。截至 2023 年 6 月，CCER 一级、二级市场累计共成交 4.54 亿吨。 CCER 的暂停可能由于其原有机制并不适合当时我国碳市场的发展阶段，相关配套 设施不完善，在供给端存在较多环保价值低的项目。如果未来 CCER 重新启动，必然需 要解决上述问题。2018 年 3 月，国务院机构改革将应对气候变化职能由国家发改委转移 至生态环境部，未来，温室气体自愿减排交易将由生态环境部主管。这有助于全国碳市 场与生态文明工作进一步融合，更加突出了碳排放权交易体系在环境保护方面的重要价 值，或将加速 CCER 机制的改革与重启进程。

深水搏浪：CCER 改革提质，有望以新面貌重启

2023 年 7 月 7 日，生态环境部就《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》向社 会征求意见，CCER 重启蓄势待发。在经历系统性的改革之后，CCER 有望以“新面貌” 启动项目和减排量登记机制，释放一级市场交易，建立起一个有别于暂停前的 CCER 交 易市场。2017 年 3 月，国家发改委在《关于暂停受理温室气体自愿减排交易 5 个事项备 案申请的公告》中指出，自愿减排交易存在温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够 规范等问题，暂停 CCER 项目和减排量的备案申请。CCER 交易市场在运行过程中暴露 出的诸多问题，是其项目审定核证暂停的重要原因，这也说明了原有项目备案、减排量 签发机制无法支撑 CCER 市场的可持续发展，CCER 重启前需进行系统性改革。 具体而言，CCER 市场存在供给侧、需求侧与市场侧三个主要问题。随着制度的完 善和全国碳市场的发展，三个问题均已得到有效的解决。2023 年 6 月，生态环境部新闻 发言人表示争取在 2023 年内重启 CCER。《管理办法》的出台进一步表明，温室气体自 愿减排交易在政策层面已取得积极进展，预计将在 2023 年下半年重启。

CCER 需求侧：缺少有效需求，未来碳关税实施及行业扩容或提振需求

CCER 需求方是全国碳市场覆盖的控排企业，主要用于二氧化碳超排量的履约抵销。 对于“自愿减排交易量小”问题，需求侧或将受到国内外双重因素提振。当前 CCER 市 场交易需求严重不足，从交易现状看，成交量呈现月度与区域集中分布，2022 年成交量 大幅下滑。截至 2023 年 6 月，全国 CCER 累计成交 4.54 亿吨。其中，上海 CCER 累计 成交量为 1.74 亿吨，占比 38.4%；广东 CCER 累计成交量为 7267 万吨，占比 16%；天 津 CCER 累计成交量为 6753 万吨，占比 14.9%。重庆市场成交量最少，仅成交 229 万 吨。在区域结构上，成交量呈现出集中的态势。2021 年成交 1.77 亿吨，生态环境部将 CCER 纳入全国碳市场后，在 2021 年底 CCER 成交量激增。2022 年成交 866.6 万吨， 同比下降 95.1%，主要原因是 2022 年企业无清缴履约需求，且市场中可流通存量 CCER 紧缺。当前已有约 6000 万吨 CCER 用于试点及全国碳市场抵销，其中第一履约周期内 共有 3273 万吨 CCER 被抵销，可流通存量 CCER 仅剩 1000 余万吨。

暂停 CCER 备案之前，全国碳市场尚未启动，企业几乎没有购买 CCER 的动机，因 此成交量较小。在全国碳市场启动后，CCER 需求端受履约因素影响较大，没有强烈迫 切的履约需要时，CCER 交易也会陷入冷清。如果按年碳排放量 40 亿吨计算，CCER 年 需求量理论最高值为 2 亿吨。由于暂停备案后 CCER 存量仍在不断减少，市场处于供给 稀缺的状态。综合来看，CCER 市场理应供不应求，但实际上却长时间供给过剩。需求 端受到履约周期的影响较大，如果企业没有履约需要，那么市场的低迷将不可避免。 CCER 累计成交量超过 4 亿吨，而仅有 6000 余万吨用于履约抵销。这说明，符合要求的 CCER 在临近履约周期末期迅速被消耗，而不符合要求的只能在市场中空转。很多企业 购买 CCER 可能只是“囤货”，并没有真实的需求意愿。 具体而言，一方面，各地碳市场对 CCER 使用存在不同的抵销比例、地域及类型的 规定，流动性受到限制，造成大量不符合要求的 CCER 堆积。另一方面，CCER 的价格 优势并不明显，控排企业缺少购买激励。从地方层面，部分试点碳市场的配额价格长期 低于 20 元/吨，例如 2020 年 FJEA 价格 17.3 元/吨，低于福建碳市场交易的 CCER 价格 34.6 元/吨。从全国范围来看，根据复旦碳价指数，全国 CCER 价格在 2022 年 7 月至 2023 年 6 月均逼近或高于 CEA 价格，北京、上海和广州的 CCER 价格从 2022 年 5 月 起便超过 CEA 价格。2021-2022 年度排放量履约工作将在 2023 年底进行，如果 CCER 价格仍处于高位，那么控排企业不会优先考虑购买 CCER 以完成履约，企业或将面临较 高的减排成本。这对 CCER 市场健康发展是明显不利的。

欧盟碳边境调节机制的实施会倒逼全国碳市场改革

当前，应对全球气候变化国际间博弈升级，发达国家建立“气候俱乐部”克服减排 “搭便车”现象，或对发展中国家产生不利影响。温室气体的负外部性由全球共同承担， 节能减排客观上是对一个国家产能的限制，碳减排缺乏内生激励，因此部分国家存在“搭便车”的动机，这一现象导致历次气候变化大会的减排目标均未实现。诺贝尔经济 学奖得主威廉·诺德豪斯（William Nordhaus）提出各国可以建立以“国际目标碳价”为 核心的“气候俱乐部”，通过价格机制将温室气体排放的负外部性内化为排放价格，激励 俱乐部中的国家减排。“气候俱乐部”的核心机制在于对没有参与俱乐部的国家征收进口 关税，倒逼非参与国家选择加入俱乐部，并开始进行高水平减排。 碳边境调节机制以气候治理为名，实质上是发达国家的贸易保护工具。2022 年 12 月，欧洲议会和欧盟各国政府正式批准全球首个碳边境调节机制（ Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM），针对进口产品的绝对碳排放的碳价差征税，简称为 “碳边境税”或“碳关税”。在进口高碳排放产品时，欧盟要求出口方缴纳相应税费或碳 配额，通过将碳排放的成本内部化为进口产品的价格，实现欧盟本地产品与低碳价地区 出口产品的碳排放成本平衡。其本质是发达国家的贸易保护工具。

CBAM 计划于 2023 年 10 月正式运行。第一阶段是过渡期（2023 年 10 月至 2025 年 12 月），申报人只进行信息报告而不涉及资金义务；第二阶段是正式期（2026 年 1 月 起），欧盟正式起征碳边境税，进口商需清缴与进口产品碳排放量相同的 CBAM 配额。 2026/2028/2030/2034 年 CBAM 免费配额比例分别为 97.5%/90.0%/51.5%/26.5%，2034 年全部取消免费配额。碳边境税是以气候治理为名的绿色贸易壁垒：其一，发达国家可 以通过碳边境税在国际竞争中保护国内产业、限制中国等新兴经济体的经济发展；其二， 发达国家可凭借技术优势，出口节能设备获取低碳经济发展红利。

CBAM 的实施或将倒逼中国碳市场改革，逐步扩大碳市场行业覆盖范围，推动国内 碳配额价格与国际接轨。2023 年 1 月，生态环境部发布《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中，配额累计成交量为 1.79 亿吨，累计成交 额为 76.61 亿元，成交均价 42.85 元/吨。2022 年同期，欧盟碳市场换手率高达 758%， 而我国碳市场换手率仅为 2%。碳排放数据造假问题也是我国碳市场空转的原因之一。根 据 CBAM 机制，商品出口国的配额价格与欧盟越接近的国家需要承担的财务义务越少。 一方面，当前中国和欧盟碳价差距过大，欧盟碳配额价格约为 95 美元/吨，而中国碳配额 价格仅 8.1 美元/吨，价格相差超过 10 倍。另一方面，中国的全国碳市场仅纳入了火力发电行业，有色、建材、钢铁等行业没有受到有效碳价制约。当 CBAM 正式运行后，未被 纳入全国碳市场的出口企业或将以欧盟碳价为标准全额缴税。因此，逐步扩大碳市场行 业覆盖范围，提高配额价格与国际接轨，才能有效避免企业碳成本外流。另外，CBAM 的实施也将提高绿电绿证市场的活跃度。

全国碳市场覆盖行业及排放量扩容，或将大幅提升 CCER 抵销需求

除了 CBAM 可能产生的倒逼效果之外，政策表示全国碳市场会逐步纳入多个行业， 预计“十四五”期间八个高耗能行业将纳入全国碳市场。在 2017 年 12 月国家发改委新 闻发布会上，时任国家发改委气候司司长李高表示，“成熟一个行业，纳入一个行业，逐 步扩大市场覆盖范围”。2021 年 7 月，国务院政策例行吹风会提出“在发电行业碳市场 健康运行后，进一步扩大碳市场覆盖行业范围”。2021 年 8 月，生态环境部部长黄润秋 在国新办新闻发布会答记者问表示，“在发电行业碳市场运行良好的基础上，我们将会扩 大碳市场的覆盖范围，逐步纳入更多的高排放行业，逐步丰富交易品种、交易方式和交 易主体，提升市场的活跃度”。多次的政策表态均预示，除电力之外的其他行业即将被纳 入全国碳市场的覆盖范围，关键在于各行业的成熟度与纳入时机。我们预计，八大高耗 能行业或在“十四五”期间全部纳入全国碳市场，其中有色、水泥、钢铁这三个行业可 能在 2023 年底至 2024 年纳入全国碳市场。

CCER 供给侧：规范项目质量，生态环境部向社会持续征集方法学建议

CCER 供给方通过减排量交易获得资金，实现绿色低碳技术的创新发展。对于“个 别项目不够规范”问题，《管理办法》对方法学和项目范围做了优化，生态环境部将持续 征集方法学建议并动态调整，预计风电、光伏发电项目或难以获得 CCER 审批。 CCER 项目的开发周期较长，预计最短周期为 8 个月，部分项目甚至达到数年。开 发成本较高，预估在 25-80 万元。在 CCER 第一个运行阶段，项目流程主要包括项目开 发和备案签发两大阶段，需要多方协调配合。首先，由于不同类型项目的开发难度不同， 核证与评审等环节所需时间不同，平均开发周期超过 5 个月。其次，CCER 项目需经过 备案和减排量签发，之前国家发改委审核批准的时间周期为 3-6 个月。因此，预计 CCER 项目开发周期至少为 8 个月，碳汇造林的开发周期更是高达 5-6 年。CCER 项目 开发成本主要包含项目设计文件编制费用（15-40 万元）、项目审定费用（5-20 万元）与 项目核查费用（5-20 万元），总开发成本在 25-80 万元之间，具体成本需要根据项目类型 和复杂程度确定。与证券交易所类似，碳排放权交易所也需要收取交易手续费，通常采 用双向收费的方式，参考《北京市环境交易所关于碳排放权交易收费通知》，交易经手费 率为 7.5‰，最低为 10 元/笔。漫长的开发流程与较高的开发成本使得项目具有一定程度 风险。

按利润最大化原则，项目业主倾向于开发成本低廉、收益较高的项目。技术难度较 低、减排量较易签发的可再生能源项目受到青睐，然而部分项目的环保价值有限。据我 们统计，可再生能源减排量备案及项目数占比较大，政策中断导致多数 CCER 项目未按 原计划执行。截至 2023 年 6 月，CCER 的审定项目累计 2871 个，已获批备案项目累计 1315 个，已获得减排量签发的项目总数累计为 391 个，挂网公示 254 个，签发备案减排 量 5294 万吨。根据广州碳排放权交易所统计，实际签发量达到 7700 万吨。风电、光伏 发电、农村户用沼气与水电等可再生能源项目的备案减排量及项目数较多，占比接近八 成。一方面，水电项目在建设过程中可能对环境具有较大的负面影响，环保价值偏低， 多数地方碳市场也不允许将水电的减排量用于抵销。另一方面，风电、光伏发电的开发 成本已经大幅降低，且存在环保价值重复计算的问题，但却占据了较大的市场空间。

第三类项目的备案减排量占比较大，易导致减排效果高估。前文所述，由于 CCER 与 CDM 的继承关系，共划分为四个类别项目。其中，第一类项目的开发、减排及备案是 在全国 CCER 启动后完成的。第三类项目是由 CDM 项目转化而来的，减排量产生于 CCER 项目注册之前。虽然在项目数量上第一类项目要高于第三类项目，但是第三类项 目的备案减排量达到了 3031 万吨，占比 57%。由于第三类项目并非 CCER 机制运行后 的实际减排量，不具备当下的环保价值。过多的第三类项目及减排量易造成 CCER 机制 减排效果的高估，可能会削弱 CCER 升级产业结构和推进节能减排的作用。

针对部分减排项目环保质量有限的问题，生态环境部正在从 CCER 方法学上进行改 革。我们认为，1）方法学体系或将采取动态退出机制；2）第三类项目将不再进入 CCER 市场，且重启后或项目申报或不做一二三类划分；3）经济效益较好的低成本新能 源发电项目将难以纳入 CCER 方法学。 方法学征集是完善 CCER 制度的重要一环，新版方法学或侧重开发成本高、确需资 金补助的项目。2023 年 3 月，生态环境部面向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方 法学建议。此次方法学公开征集是 CCER 配套制度规范制修订工作中的重要一环，也预 示着 CCER 即将重启。碳达峰碳中和目标对 CCER 机制提出了新的更高要求，原有方法 学体系可能难以满足当前减排形势的需要，或将更加侧重优质绿色减排项目。

《管理办法》指出，“项目方法学应当根据经济社会发展、产业结构调整、行业发展 阶段等因素及时修订”，预计项目方法学将会根据现实需要持续动态调整。部分经济效应 较好的低成本风电、光伏项目的签发难度或将进一步提高甚至退出方法学，或无法受益 于 CCER 重启。由于水电具有环境负面影响，地方碳市场排斥水电项目，未来水电或将 退出 CCER。与水电不同的是，风电、光伏发电被多数地方碳市场所接受，曾在 CCER 市场获得过较多资金支持。在 CCER 重启后，经济效益较好的风电、光伏发电的减排量 登记或将受到严格限制。在获得减排量备案的项目中，风电、光伏发电项目数占比超过 60%，备案减排量占比约 50%。如果不纳入方法学体系，那么此类项目将不能受益于 CCER 重启。与风电、光伏发电类似，其他成本相对低廉、已实现商业化的项目可能也 将动态退出 CCER。

《管理办法》对温室气体自愿减排项目实施的起始时间和减排量产生的时间做了明 确规定。第一，申请登记的温室气体自愿减排项目应于 2012 年 6 月 13 日之后开工建设， 这一日期是《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》印发实施的时间，也是我国自愿减 排交易机制正式建立的时间节点。自愿减排交易机制的建立是为了鼓励减排项目的发展， 只有在该日期后开工建设的项目才可能是考虑了自愿减排交易的政策激励，在此之前建 设的项目未考虑自愿减排交易机制的影响，不具有自愿减排项目所必须的额外性。因此， 上述第三类项目将不会进入 CCER 市场。第二，减排量的产生时间应在 2020 年 9 月 22 日之后，并且在项目申请登记之日前 5 年以内。这一日期是碳达峰碳中和目标提出的时 间节点，政策端明确支持碳达峰碳中和目标提出后产生的减排量。 按照国家发改委备案的原有方法学文件，以装机容量 15MW 为分界线，大型风电、 光伏发电项目主要采用《CM-001-V01 可再生能源联网发电》，小型风电、光伏发电项目 采用《CMS-002-V01 联网的可再生能源发电》，通过新建可再生能源并网发电替代化石 能源的同等电量，以达到温室气体的减排。随着减排技术的成熟化与绿色电力证书市场 的完善，风电、光伏发电的成本持续下降，已经能够实现平价上网，具体而言：

部分经济效益较好的风电、光伏发电项目或将难以满足额外性要求

额外性要求旨在挑选出确有减排效果、确需资金支持的项目进入 CCER 市场，而风 电、光伏发电项目或将难以满足额外性要求。额外性指拟议的 CCER 项目将产生相对于 基准线以外的减排量，在没有外来的 CCER 收益支持下，这种项目活动将受财务、技术、融资等方面的限制，难以正常运行。额外性的初衷是将存在实际减排效果、且确实需要 资金补助的减排项目纳入 CCER 市场，以市场化促进绿色减排技术的良好发展。

额外性的论证方式由普遍性分析和障碍分析两部分构成：第一，在拟议项目活动的 地区或具有相似条件（包括但不限于地理位置、生态环境、经济发展和投融资环境）的 地区，如果存在可比公司或政府机关能够实施类似的项目，那么拟议项目活动存在普遍 性（或无法证明不存在普遍性）。第二，如果不满足非普遍性条件，需进行障碍分析，必 须论证拟议项目面临的障碍会阻止该项目的实施，常见的障碍分析包括投资/财务障碍分 析、制度/机制障碍分析、技术障碍分析等。以投资障碍分析为例，它又可划分为三种分 析方式：（1）简单成本分析，即证明拟议项目活动除了减排收入外不产生其他财务或经 济上的效益。（2）投资比较分析，即拟议项目活动至少比一个实际可行的替代方案在经 济或财务上不具有吸引力。（3）基准分析，即拟议项目活动的财务收益不足以证明所需 的投资是可行的。如果能证明至少存在一种障碍，那么拟议项目就具有额外性。

2023-2024 年光伏发电项目 IRR 或将突破 8%，可能也将不满足 CCER 额外性要求， 因而不会明显受益于 CCER 机制重启。2020 年组件全年平均价格约为 1.57 元/W，2022 年组件价格在 1.7-1.8 元/W 之间浮动。假设组件价格为 1.75 元/W，若利用小时数高于 1300h，结合 2022 年光伏上网电价（约 0.4 元/kWh），预计 2023 年光伏发电项目 IRR 将超过 8%，资本金 IRR 将超过 15%。光伏发电项目可能也将不满足 CCER 额外性要求。 除 6MW 以下分布式光伏、海上风电外，预计其他经济效益较好的风电、光伏项目 难以纳入 CCER。结合额外性的两种论证方式，第一，风电、光伏发电商业化程度较高， 其成本已接近或低于火电，存在普遍性。第二，当 IRR 超过基准值 8%时，在不依托 CCER 收益的情况下，风电、光伏发电项目也能实现盈利和可持续发展，不存在财务、 制度与技术等方面的障碍。风电、光伏的发展现状可能已不符合 CCER 额外性要求，不 会明显受益于 CCER 重启。即使重启后继续将其纳入方法学体系，风电、光伏发电项目 登记与减排量的登记门槛或将大幅提高，可能只局限于特定地区或特殊类型的项目。

绿证与 CCER 在环境价值上存在重复计算

《管理办法》明确了 CCER 项目的唯一性，提出 CCER 项目应未参与其他减排交易 机制，不存在项目重复认定或者减排量重复计算的情形。作为应用于风电、光伏发电的 减排机制，绿色电力证书（简称“绿证”）与 CCER 在环境价值上存在重复计算，如果按 照新版规定，风电、光伏发电料将退出 CCER 的项目范围，无法受益于 CCER 重启。 绿证是新能源财政补贴的市场化替代品。绿色电力指符合国家政策要求的风电、光 伏发电等可再生能源上网电量，绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能 源上网电量颁发的具有标识代码的电子证书。水电由于其环境负面影响，亦不在绿证的 覆盖范围内。绿证既确认了非水可再生能源的发电量，又能够作为用电企业消费绿色电 力的凭证，具有一定的交易属性。根据国际经验，在可再生能源发电运行初期，一般采 取财政补贴的方式助力其发展。以财政补贴为主的产业政策有力推动了可再生能源产业 的快速发展。2022 年，全国风电、光伏发电新增装机突破 1.2 亿千瓦。但随着可再生能 源装机规模的不断扩大，一方面，出现了财政补贴缺口扩大的问题，2022 年底我国可再 生能源补贴缺口近 4000 亿。另一方面，电力市场改革倒逼新能源上网电价机制调整，迫 切需要为可再生能源补贴提供一个市场化风险对冲手段。

绿证市场作为市场化补贴，为可再生能源发电的财政补贴缺口提供资金支持。考虑 到投资风险与监管难度，绿证的核发对象主要是陆上风电和光伏发电项目（不含分布式 光伏发电）。随着产业发展与技术进步，预计未来再将分布式光伏发电、海上风电、光热 发电、生物质发电等项目逐步纳入核发对象。绿证的价格一般有两种方式。（1）补贴绿 证：单张绿证成交价格上限=（项目风电/光伏的标杆上网电价–当地脱硫煤标杆电价）× 1000。（2）平价绿证：又称为“无补贴绿证”，统一挂牌价为 50 元/张。绿证市场不允许 以自身为对手方进行交易。绿证的购买者通常是未完成年度可再生能源消纳量的市场主 体，或有 ESG 需求、致力于打造企业绿色环保形象的企业，以及部分售电商。由于认购 者对绿证的刚性需求不强，对绿证的购买可能多是出于公益性的考虑。发电企业出售绿 证后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金补贴。作为一种补贴手段，绿证 交易在一定程度上能够缓解国家财政补贴压力，降低企业的财务成本。

绿证的政策支持体系逐步健全，通过开辟二级市场进一步完善市场化机制。2017 年 3 月，CCER 暂停备案，同年 1 月，绿证制度开始试行，7 月正式启动全国绿证自愿认购 交易。从时间角度上看，绿证的设立是为了衔接 CCER，继续为风电、光伏项目提供资 金补贴。2019 年 1 月，国家发改委和国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无 补贴平价上网有关工作的通知》，促进风电、光伏发电通过电力市场化交易，实现无补贴 发展。2020 年 2 月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生 能源发电健康发展的若干意见》，提出全面推行绿色电力证书交易。2022 年 8 月，国家 发改委等部门印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关 工作的通知》，原则上允许绿证可转让（之前绿证限制二次转让）。可转让性意味着绿证 拥有了二级市场，在交易功能上与 CCER 对标。绿证市场的潜力或将进一步释放，在可 再生能源电力消纳和跨省区交易上提供有力制度支撑。

在风电与光伏发电平价上网后，绿证市场交易冷清的状况得到了明显改善。随着可 再生能源发电项目开发成本的降低，实现了平价上网，补贴绿证逐渐退出市场，平价绿 证成交量迅速增长。与此同时，平价绿证具有减排量计算方式简单、认证流程快捷与价 格便宜等优势，成为了很多客户认购的首选。2021 年 7 月起，平价绿证成交量迅速增加。 由于平价绿证统一挂牌价为 50 元/张，风电绿证、光伏绿证的平均成交价格在短时间内压 低至该价格附近。2022 年核发绿证 2060 万个，对应电量 206 亿千瓦时，较 2021 年增 长 135%；交易数量达到 969 万个，对应电量 96.9 亿千瓦时，较 2021 年增长 15.8 倍， 当年的成交核发比率达到了 47%。

CCER 与绿证市场是可再生能源的两个平行市场，存在很高的重合度。在 CCER 已 公示和备案的项目及减排量中，风电、光伏发电项目占多数，而绿证则来源于陆上风电 与光伏项目，两者的产品与市场特点比较相似。在没有限制时，供给侧会发生重复申请 的情况，即某一风电或光伏项目可以同时申请绿证和 CCER；需求侧处于分化的状态， 即大部分 CCER 被碳市场履约企业购买，而绿证则受到具有 ESG 需求的企业青睐，同一 项目的两份产品会被不同需求方购买。因此，绿证和 CCER 对可再生能源项目的环境权 益产生了重复计算，可能造成“一本双利”。对于同一项目而言，避免重复计算和重复交 易是保证环境权益有效性的首要原则，这也有助于促进资源的合理配置。 应用于风电、光伏发电项目的减排市场或将“二选一”。在历史上，由于 CCER 市场 与绿证市场运行时间是相对分离的，且补贴绿证的成交量低，两者的重复计算问题并不 严重。但是当 CCER 重启，如果风电、光伏发电项目继续同时存在于 CCER 市场和绿证 市场中，环境权益被高估的问题将会凸显。项目业主有强烈动机“涌向”成本低廉的风 电、光伏发电项目，这不利于两个市场的健康发展。《管理办法》明确规定，CCER 项目 须具备唯一性，否则将无法申请登记。绿证市场已经成为风电、光伏发电项目的减排交 易机制，预计重启后的 CCER 市场将不会纳入风电、光伏发电项目。

CCER 市场侧：有交易无市场，未来北京绿交所承担全国交易中心职能

在 CCER 市场运行过程中存在的一个严重问题是，虽然买卖双方可以进行 CCER 的 交易转让，但是缺少一个规范的、统一的全国市场，即“有交易无市场”。《管理办法》 对交易方式明确规定，核证自愿减排量的交易应当通过交易系统进行。 第一，CCER 当前的交易并未停止，国家发改委没有暂停二级市场（CCER 的一级 市场是由项目业主将减排量售卖给控排企业，二级市场是减排量在控排企业之间进行转 让买卖），然而随着可履约 CCER 的耗尽，多数成交产品只能在市场中空转。第二，原有 政策及配套设施未明确统一的交易场所。对于原有系统平台，国家温室气体自愿减排交 易注册登记系统只为参与方提供手续办理，中国自愿减排交易信息平台也只用于公示项 目审定、备案及签发信息。在实际操作中，任何一个碳交易所都可以对 CCER 进行挂牌 售卖，任何买卖双方都可以在场外签署协议并进行转让，而不需要向交易所备案。交易 存在严重不规范的现象：一方面，CCER 交易绝大部分在场外完成，地方交易所“各自 为战”，挂牌价格各不相同；另一方面，大量的场外交易也导致 CCER 的价格失真，既不 连续也不透明，不利于有效的监管与交易者的市场预判。

CCER 交易信息不透明，不利于生态环境部的监管。CCER 缺乏交易信息，部分碳 市场只提供挂牌交易的信息，并未公开全部协议转让的成交量和价格信息，尚未启动统 一的交易平台。而协议交易量又占据绝对多数，交易参与方通过零散的挂牌信息很难分 析判断 CCER 的价格变化、市场走势与潜在风险。与此同时，场内交易与场外交易的脱 钩导致 CCER 交易不透明，市场的有效性较低。由于当前 CCER 成交量较少，该问题可 能并未显现。然而，如果在机制未健全的情况下就重启 CCER 供给，大量的协议转让易 形成“地下经济”，或将不利于生态环境部的有效监管。

针对“有交易无市场”的问题，政策端高度重视全国统一的 CCER 交易市场建设， 并提供了大力支持。北京绿色交易所将建成面向全球的国家级绿色交易所，牵头运行全 国 CCER 交易中心。为保障交易规范性和监管有效性，提高市场透明度，预计 CCER 交 易将强制要求在交易所内进行，对协议转让采取限制或监管措施。 北京绿色交易所定位高、格局大、政策支持力度强，体现了国家打造优质 CCER 交 易市场的决心。北京绿色交易所（原名北京环境交易所）成立于 2008 年 8 月，是北京市 综合性环境权益交易机构，也是国家发改委备案的首批中国自愿减排交易机构。2021 年 7 月全国碳市场开启时，已明确碳配额市场交易中心设在上海，登记中心设在武汉， CCER 交易中心定位在北京。同年 11 月，《国务院关于支持北京城市副中心高质量发展 的意见》明确提出，“推动北京绿色交易所在承担全国自愿减排等碳交易中心功能的基础 上，升级为面向全球的国家级绿色交易所，建设绿色金融和可持续金融中心”。从政策表 述上看，北京绿色交易所的重要性或高于上海环境能源交易所，体现了国家对 CCER 交 易市场的重视。同时，北京市发改委发布《北京市“十四五”时期现代服务业发展规划》， 提出将高水平建设北京绿色交易所，承建全国自愿减排交易中心。

《管理办法》中提出，核证自愿减排量的交易应当通过交易系统进行，可以采取协 议转让、单向竞价、挂牌点选及其他符合规定的交易方式。2023 年 6 月，全国温室气体 自愿减排注册登记系统和交易系统建设项目通过初步验收，具备了上线运行的基本条件。 新的注册登记系统将移交生态环境部的正司级事业单位国家气候战略中心管理。《管理办 法》分别以“应当”和“可以”两种表述规定了核证自愿减排量的场内和场外交易方式。 虽然生态环境部并未完全限制协议转让等场外交易方式，但是我们认为这只是一种过渡 形式，由于北京绿色交易所 CCER 交易系统尚未投入正式运行，需要结合场外交易补充。 预计场内交易还是会成为主要的 CCER 交易方式，在未来可能出台的交易管理规则中或 将强制要求 CCER 在场内交易，对协议转让采取限制或监管措施。

三大问题或将得到有效解决，CCER 重启蓄势待发

CCER 原有机制产生的三大问题均将得到有效解决，预计 2023 年底前将重启 CCER 一级市场。总书记在二十大报告中强调“完善碳排放统计核算制度，健全碳排放 权市场交易制度”。碳排放统计核算制度是碳排放权交易体系的关键要素，而 CCER 与碳 排放权交易体系有着密切的联系，健全的碳排放权交易市场为 CCER 提供了充足的需求。 2023 年《政府工作报告》提出，“完善支持绿色发展的政策和金融工具”是本年政府的重 点工作。作为碳市场的主要标的物，CCER 在现货市场与衍生品市场均有较大潜力，未 来或将为低碳发展提供绿色金融支持。 生态环境部明确表示争取于 2023 年内重启 CCER。2023 年全国生态环境保护工作 会议上，生态环境部部长黄润秋指出，“做好全国碳市场第二个履约周期管理工作”、“研 究扩大行业覆盖范围”、“制定温室气体自愿减排交易管理办法”是本年度重点工作任务。

在 2022 年 10 月例行新闻发布会上，生态环境部应对气候变化司司长李高表示，生态环 境部正在从顶层制度设计、配套制度规范的制修订工作与市场基础设施建设三个方面加 快推进全国统一的自愿减排交易市场建设，组织修订《温室气体自愿减排交易管理暂行 办法》。在 2023 年 6 月例行新闻发布会上，生态环境部新闻发言人刘友宾表示，生态环 境部将力争 2023 年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场。我们认为，全国碳市 场第二个履约周期及行业扩容都将提振 CCER 的抵销需求。考虑到 CCER 供给端的开发 备案周期，如果在 2023 年重启 CCER 项目及减排量供给，可能恰好与需求提升的时间 节点形成契合，或是最佳时间节点。

《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》的正式出台或标志着 CCER 机制重启。 温室气体自愿减排交易管理办法应属于 CCER 市场的顶层规章。回顾 CCER 建立之初， 2012 年 6 月，国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》等文件，明确了 CCER 交易的基本流程，标志着该机制的诞生。2015 年 1 月，国家自愿减排交易注册登 记系统上线，CCER 第一个运行阶段正式启动。根据历史经验，只有政策与配套系统全 部到位后，交易体系才可以正常运行。当前，全国 CCER 交易中心的主要系统已开发完 成并通过初步验收，有待政策端的最新进展。我们认为，新版《温室气体自愿减排交易 管理办法（试行）》的正式出台或标志着 CCER 机制的重启。结合黄润秋部长在 2023 年 全国生态环境保护工作会议上的工作报告，以及生态环境部关于 CCER 重启的表态，预 计 CCER 将于 2023 年年内重启。

碳市前瞻：CCER 市场供需结构与价格走势预测

CCER 需求预测：短期或迅速提振，中长期或受政策与技术双重影响

多个高耗能行业将依次被纳入全国碳市场，2025 年覆盖排放量或超过 90 亿吨。近 年来，政府部门多次对全国碳市场扩容表态。参考地方试点及欧盟经验，预计多个高耗 能行业将在“十四五”期间被纳入全国碳市场。其中，有色、建材与钢铁行业的碳排放 量较大，或将率先被纳入。在抵销比例方面，《碳排放权交易管理办法（试行）》指出 “CCER 抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%”，试点碳市场为 1%-10%不等。 我们按照保守/正常/乐观三种情景，假设抵销比例为 3%/5%/8%，预测“十四五”期 间全国碳市场覆盖排放量和 CCER 的需求量。根据前述全国碳市场覆盖行业顺序及排放 量预测的结果，假设 2023 年，新增电解铝、水泥、钢铁行业纳入，保守/正常/乐观三种 情景下 CCER 需求为 2.6/4.3/6.9 亿吨。2024 年，假设新增石化、化工行业纳入，保守/ 正常/乐观三种情景下 CCER 需求为 2.8/4.6/7.3 亿吨。2025 年，假设新增造纸、航空行 业纳入，保守/正常/乐观三种情景下 CCER 需求为 2.8/4.7/7.6 亿吨。2025 年，全国碳市 场覆盖排放量或将达到顶点 95 亿吨。

CCER 具有较强国际竞争力，2035 年 CORSIA 对其需求或将达到 2250 万吨。国际 民航组织（ICAO）在第 39 届大会通过了国际航空碳抵销与减排计划（CORSIA），分为 试行阶段（2021-2023 年）、第一阶段（2024-2026 年）和第二阶段（2027-2035 年）。 CCER 适用于 CORSIA 试行阶段的减排机制。在 2022 年 10 月第 41 届 ICAO 大会上， ICAO 承诺全球航空业将在 2050 年实现净零排放，下调基准线水平至 2019 年国际航空 排放量的 85%，超过该基准线的国际航班须购买减排量抵销。碳阻迹 2022 年发布的《中 国碳价预测报告》中，结合 CORSIA 减排量需求与 CCER 占比，预测 2030 年 CCER 的 年度国际需求将达到 1250 万吨，2035 年达峰值 2250 万吨，之后逐渐降低。

2025-2030 年 CCER 年度需求或将在 4.7 亿吨左右浮动，2030 年后受政策与技术双 重因素影响逐渐降低。全国碳市场的扩容会在短期内迅速提振 CCER 的抵销需求，为实 现“双碳”目标，政策端可能压缩全国碳市场的配额总量，结合国际航空市场 CORSIA 的减排量需求，我们预计 CCER 总需求将在 2030 年前维持在 4.7 亿吨左右的高位。随着 碳市场运行逐渐成熟，或将过渡到以拍卖为主的交易模式。考虑到企业减排技术的提升， CCER 需求会随着实际碳排放量降低而减少。

CCER 供给预测：短期分四批入市，中长期或受政策调控达供需平衡

预计 CCER 交易重启后，短期内供给端将分为四个批次进入市场。《管理办法》中除 了提到项目和减排量登记的两个时间节点外，还规定 2017 年 3 月 14 日前获得备案的减 排量，由注册登记机构在注册登记系统中继续予以登记，并可以依照国家有关规定使用。 我们将供给端划分为四个批次。具体来说，（1）第一批：2017 年 3 月前已完成项目备案 且签发的减排量，除去已履约抵销的部分，剩余的 1000-2000 万吨减排量或将于 2023 年 首批进入市场；（2）第二批：项目已备案、但尚未签发的减排量，假设 CCER 重启后将风电、光伏发电与水电等排除方法学体系，预估 CCER 供给量为 3-4 亿吨，或将于 2023-2024 年进入市场；（3）第三批：处于审定阶段项目，加上已注册登记项目新增的 减排量，预估 CCER 供给量为 6-14 亿吨，或将于 2024-2027 年逐步进入市场；（4）第 四批：新开发项目，开发周期可能为 2-3 年，或将于 2026 年后逐步进入市场，加上已注 册登记项目的新增减排量，预估 CCER 年度供给增长率为 5%左右。

CCER 供给量或将在两年内迅速抬升，预计 2030 年年度供给量达到峰值，之后可能 受政策调控逐渐降低。由于第一批供给是可流通的存量 CCER，交易重启时点至 2023 年 底前属于蓄力期，相对成熟且有开发潜力的项目在这一阶段尚处于开发、审定与注册登 记的流程当中，预计大量 CCER 将在 2024-2025 年进入市场。2025 年后，新开发项目 产生的 CCER 将使年度供给量稳中有升，预计在 4.5-4.7 亿吨/年浮动。2030 年“碳达峰” 实现后，政策端可能会根据碳排放总体情况适当收窄供给，避免 CCER 再一次出现供给 过剩，以维持良好的减排量市场机制。一种可能的方式是，随着减排技术总体成本的下 降，CCER 方法学体系或将动态调整。类似风电、光伏发电项目，部分减排类型可能不 再满足额外性要求，逐步退出 CCER 市场。

CCER 短期内将出现供不应求的局面，或将于 2030 年前接近供需平衡，之后逐渐向 零点收敛。全国碳市场的扩容将导致抵销需求的迅速增加，而 CCER 的供给端受项目开 发难度的限制，预计在 2023-2025 年持续处于供不应求的状态。我们认为，为解决 CCER 暂停前的诸多问题，供不应求的状态也是 CCER 重启后的政策预期效果。受益于 价格的推升，项目收益增长，更多项目业主会参与到 CCER 方法学项目的开发和申报当 中，从而推动绿色减排技术的进一步发展。2030 年前后，CCER 供给量预估 4.7 亿吨/年， 或将达到供需平衡点。2030-2060 年，随着“碳中和”目标的接近，预计 CCER 的年度 供给量与需求量均向零点收敛。我们亦测算了 CCER 供需结构的累计值，累计供给量或 将长期低于累计需求量，2030 年累计供给/需求量或为 31/37 亿吨。

CCER 价格预测：预计 2025 年达到 63 元/吨，2030 年达到 88 元/吨

理想的供需关系需要配合有效的价格机制。结合各类机构调查和学术研究结果，预 计全国碳市场配额价格 2025 年达到 79 元/吨，2030 年达到 110 元/吨。虽然 CCER 市场 与主流碳配额市场处于相对平行的运行状态，但两者关系紧密。在碳市场有效的前提下， 根据历史数据，可发现 CCER 与 CEA 的价格或存在 80%的比例关系，预计全国 CCER 市场价格 2025 年达 63 元/吨，2030 年达到 88 元/吨。 碳配额价格预测方式主要分为三种类型，（1）边际减排成本模型：清华大学能源环 境经济研究所张希良教授团队认为，碳配额价格应不低于减排一吨 CO2 的成本。根据一 般均衡模型预计，2030 年碳配额价格应超过 100 元/吨，碳价应高于空气直接碳捕集技术 成本。（2）成熟市场计量模型：代表性的成果是碳阻迹于 2022 年发布《中国碳价预测报 告》，他们使用欧盟碳市场的历史数据做多元回归，构建成熟市场碳配额价格的 计量模型，然后将中国碳市场预期数据套用至计量模型，计算出碳配额价格的未来走势。 （3）市场抽样调查：市场主体预期可能影响配额价格走势，中创碳投于 2019-2021 年分 别开展碳价调查，在最新报告中预计 2030 年碳配额价格为 139 元/吨。

在供需相对平衡稳定的前提下，减排量市场与碳配额市场挂钩。前文预计，CCER 供需关系会逐步达到平衡，由于 CCER 与碳配额在抵销机制下具有可替代性，或使得两 者的长期价格走势保持一致。根据国际经验，在经济发展和产业结构相对稳定的阶段， 欧美成熟碳市场的碳信用（即自愿减排机制）价格与碳配额价格形成了模糊的比例关系， 欧盟在 30%左右浮动，美国在 80%左右浮动。综合来看，碳信用价格要低于碳配额。如 果中国碳市场纳入的控排企业足够丰富，抵销机制处于有效的运行状态，那么 CCER 价 格在理论上要低于 CEA 价格。在 2021 年碳市场成交活跃的时期，CCER 价格在 39-42 元/吨之间，CEA 价格约 48 元/吨，两者比例近似为 80%。因此，我们在计算 CCER 未 来价格走势时，假定 CCER 价格是 CEA 价格的 70%-90%，中位数 80% 。

我们预计，CCER 价格将在 2025 年达到 63 元/吨，2030 年达到 88 元/吨，将更有 利于绿色减排技术的发展。在 CCER 机制改革重启后，价格的提升是大概率事件。究其 原因，一是 CCER 重启后在短期内料将供不应求，促使价格提升；二是随着减排技术的 迭代升级，政策端可能会动态调整 CCER 项目审定门槛，使一部分成本低廉的项目退出 市场，项目开发的边际成本逐渐上升，其补偿方式将体现在价格上涨方面。假定 CCER 价格为 CEA 价格的 70%-90%，中位数 80%，结合 CEA 价格的预测范围，我们预计， 2025 年 CCER 价格将达到 63 元/吨，预测范围区间为 48-81 元/吨；2030 年将达到 88 元 /吨，预测范围区间为 72-112 元/吨。CCER 价格上涨或将为项目业主带来持续的收益激 励，以市场化方式为绿色减排技术提供充足资金支持，从而形成良性循环，有助于推动 碳达峰碳中和的实现。

红利几何：CCER 市场成交金额与企业增利预测

市场规模：2025/2030 年，市场年度成交金额或将达到 293/414 亿元

2025/2030 年，CCER 市场年度成交金额或达到 293/414 亿元，累计成交金额或达 到 551/2377 亿元。根据第三章对 CCER 市场供需结构的预测，在市场有效的前提下， 供给端可以全部被需求端消耗，我们可以计算出未来 CCER 的年度成交金额，并以年度 成交金额衡量 CCER 市场当年的市场规模。经测算，2025 年，市场年度成交额或达到 293 亿元，考虑到价格与供需的波动，预测范围区间为 221-374 亿元，累计成交 551 亿 元；2030 年，市场年度成交额或达到 414 亿元，预测范围区间为 341-526 亿元，累计成 交 2377 亿元。未来温室气体减排对实现碳达峰碳中和目标的重要性将进一步增强， CCER 市场前景可期，具备较大的发展潜力。

林业碳汇

林地具有降低二氧化碳总量的特点，林业碳汇项目减排量等于项目碳汇量减去基准 线碳汇量。不同于可再生能源和甲烷利用的相对减排，由于绿色植物具有吸收 CO2、释 放 O2 的生物学特性，林地属于二氧化碳的吸收端，在绝对意义上减少 CO2，一般不存在 碳排放与碳泄漏。在减排量计算方式上，需要对定义的公式有相应调整，使用项目碳汇 量减去基准线碳汇量。原有 CCER 方法学体系将林业碳汇划分为四个具体的方法学，分 别是《AR-CM-001-V01 碳汇造林项目》、《AR-CM-002-V01 竹子造林碳汇项目》、《ARCM-003-V01 森林经营碳汇项目》、《AR-CM-005-V01 竹林经营碳汇项目》。 截至 2017 年 3 月 CCER 备案暂停时，林业碳汇的审定项目共有 97 个，进入减排量 监测阶段的仅有 8 个，而且都为碳汇造林方法学项目，其中的“广东长隆碳汇造林项目” 是唯一获得减排量核证与签发的项目。整体来看，林业碳汇项目数量与减排量占比较低， 造成这一现象主要原因可能在于基准线论述不清晰、额外性论证难度较高。

林业碳汇项目单位面积年减排量约 3.75tCO2/ha，预计新版方法学的出台将对林业 碳汇方法学做进一步优化。林业碳汇项目一般采用固定计入期 20-40 年，收益来源于木 材原料及加工品与碳汇收入。林地的初期运营会产生负的现金流，投资风险主要体现在 低流动性上，如果遇到恶劣天气、国内外市场低迷，林地收益会受到较大影响。因此， 林业碳汇可能需依托成熟的方法学体系，才能实现可持续发展。通过地方试点和学习国 外经验，碳汇造林方法学相对成熟完善。多数林业碳汇项目也会按照碳汇造林方法学进 行设计申报，竹子造林、森林经营及竹林经营可能存在审定难度大、收益不明显等劣势。 我们预计未来将继续保留原碳汇造林方法学，而优化调整其他林业碳汇方法学。通过分 析 8 个监测项目，我们测算林业碳汇单位面积年减排量约为 3.75tCO2/ha。

垃圾焚烧发电

可再生能源行业中垃圾焚烧发电项目与生物质能发电项目有望受益。在已备案的项 目中，可再生能源占比最大，约占 90%。可再生能源项目涵盖风电、光伏发电、水力发 电、垃圾焚烧发电、生物质能发电、农村户用沼气发电等。风电、光伏发电的成本已实 现大幅下降，逐渐形成商业化应用，可能不再纳入 CCER 方法学体系。水力发电、农村 户用沼气发电对环境存在负面影响，可能也不是 CCER 市场的受益对象。我们认为，垃 圾焚烧发电与生物质能发电或将成为项目业主的优选领域，或受益于 CCER 重启。 垃圾焚烧发电项目单位上网电量减排量约为 0.64tCO2/MWh。垃圾焚烧发电的减排 效果体现在两方面，其一是减少由于垃圾填埋产生的甲烷，其二是以较低的碳排放量替 代化石燃料发电并产生同等电量。项目主要采用方法学《CM-072-V01 多选垃圾处理方 式》，多选用可更新计入期和固定计入期。在减排量计算上，基准线排放量一般包括 SWDS 垃圾分解产生的甲烷排放、单独发电的基准线排放等，项目排放量包括项目现场 活动导致的非用于发电的化石燃料消耗排放、现场电力消耗排放与垃圾处理过程排放等。 通过分析垃圾焚烧类项目的监测情况，单位上网电量减排量约为 0.64tCO2/MWh。

生物质能发电

广义的生物质能包含生活湿垃圾，但按照原版方法学的规定，可用于发电的生物质 废弃物一般指“农业、林业及相关产业的副产品、残渣或废液”，且多数审定项目使用农 业秸秆作为发电燃料。 生物质能发电项目单位上网电量减排量约为 0.7tCO2/MWh。生物质能发电原理是， 通过燃烧农作物秸秆等生物质，产生蒸汽推动轮机发电。生物质能发电既能避免生物质 分解产生的甲烷排放，又能以较低的碳排放量替代化石燃料发电并产生同等电量，从而 减少温室气体排放。生物质能发电项目多为可更新计入期，多采用方法学《CM-092-V01 纯发电厂利用生物废弃物发电》。在减排量计算上，生物质能发电的基准线排放量包含生 物质废弃物分解产生的排放、单独发电的基准线排放，项目排放量涵盖现场消耗化石燃 料产生的排放、生物质运输产生的排放与生物质燃烧的排放等，泄漏量一般忽略不计。 通过分析监测项目的上网电量和实际减排量，生物质能发电项目的单位上网电量减排量 约为 0.7tCO2/MWh。

填埋气回收

甲烷利用行业可能重点受益填埋气回收项目、煤层气发电项目。纳入《京都议定书》 的温室气体包括二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟碳化物 （HFCs）、全氟化碳（PFCs）与六氟化硫（SF6），甲烷具有吸收太阳辐射、加热温室内 空气的作用。生产生活不可避免产生甲烷气体，实现甲烷回收利用是降低甲烷影响的有 效途径。在原有方法学体系中，甲烷利用涵盖填埋气回收、煤层气发电与农村户用沼气 利用等领域。农村户用沼气利用对环境具有一定负面影响，农户独立运营或导致规模效 应欠佳、发电效率不高。随着城镇化率的提升，沼气项目的总规模存在上限。而填埋气 回收与煤层气发电潜在规模较大，且能够实现集中运营管理。我们认为在 CCER 重启后， 填埋气回收、煤层气发电项目或是受益行业，农村沼气利用或逐渐边缘化。

填埋气回收项目单位上网电量减排量约为 3.73tCO2/MWh。填埋气回收项目通过收 集生活垃圾填埋场产生的垃圾填埋气（主要成分是 CH4）发电，替代化石能源产生同等 电量，实现温室气体减排。填埋与焚烧都属于生活垃圾的无害化处理方式，目前我国生 活垃圾的资源化利用率已经接近 100%。由于填埋场的空间有限，而且垃圾焚烧的清洁程 度要高于垃圾直接填埋，近年来，垃圾焚烧无害化处理的比例显著提高。项目多应用方 法学《CM-077-V01 垃圾填埋气项目》，小型的减排项目也会应用方法学《CMS-022-V01 垃圾填埋气回收》和《CMS-002-V01 联网的可再生能源发电》，多选用 10 年固定计入期。 基准线设置为当项目活动不存在时，边界内有机物分解产生的 CH4（转化为具有同等全 球变暖潜势的 CO2），和由化石能源产生相同电量所排放的 CO2。在额外性论证中，多数 项目 IRR 低于 8%的基准值，需要得到 CCER 收益支持。通过分析进入监测阶段的项目， 我们测算得到填埋气回收项目单位上网电量的减排量约为 3.73tCO2/MWh。

煤层气发电

煤层气发电项目单位上网电量减排量约为 3.1tCO2/MWh。煤层气发电项目利用在煤 矿中收集的瓦斯气体进行发电，既能够降低煤矿发生瓦斯爆炸的风险，又能够减少瓦斯 泄露加重温室效应。根据人民日报的报道，经过国家能源局多轮资源评价，全国煤层气 预测资源量约 26 万亿立方米。项目多应用方法学《CM-003-V02 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》，且多选用补充计入期， 少数选用 10 年固定计入期。基准线情景设置为煤层气部分或全部释放至大气中。通过分 析监测项目，我们测算得到煤层气发电项目单位上网电量的减排量约为 3.1tCO2/MWh。

行业潜力：生物质能、煤层气发电、林业碳汇等行业或迎来边际利好

我们预计，生物质能发电/煤层气发电/林业碳汇/填埋气回收/垃圾焚烧发电行业 2025 年 CCER 市场规模为 90/74/54/44/9 亿元，2030 年 CCER 市场规模为 132/104/75/84/18 亿元。根据公开的政策目标，我们对林业碳汇、垃圾焚烧发电、生物质能发电、填埋气 回收和煤层气发电五大细分行业进行 CCER 市场规模预测，主要反映行业的供给规模。 我们假定，能用于申报与签发的碳信用占减排量理论上限的 80%。同时，由于项目业主 也可以申请国际碳信用，我们进一步假定用于登记 CCER 的减排量占全部碳信用的 50%。

林业碳汇

2022 年我国森林蓄积量为 194.93 亿立方米，2035 年目标值为 210 亿立方米。森林 蓄积量是指一定面积的森林中现存活立木的材积总量，是衡量一个国家或地区森林资源 丰富程度的重要指标。2020 年 6 月，《全国重要生态系统保护和修复重大工程总体规划 （2021-2035 年）》指出，2035 年我国森林覆盖率要达到 26%，森林蓄积量达到 210 亿 立方米。2021 年 8 月，《“十四五”林业草原保护发展规划纲要》指出，到 2025 年我国 森林覆盖率要达到 24.1%，森林蓄积量达到 180 亿立方米。2021 年 10 月，《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》提出，2030 年森 林覆盖率达到 25%左右，森林蓄积量达到 190 亿立方米。根据 2023 年 5 月生态环境部 发布的《2022 中国生态环境状况公报》，2022 年全国森林覆盖率达到 24.02%，森林蓄 积量达到 194.93 亿立方米，已超过 2025/2030 年的目标值。 林业碳汇 CCER 年度市场规模 2025/2030 年或达到 54/75 亿元。以 2035 年森林蓄 积量 210 亿立方米为目标值，假设蓄积量线性增长，预计 2025 年达到 198.4 亿立方米， 森林覆盖率 24.5%，2030 年达到 204.2 亿立方米，森林覆盖率 25.2%。假设森林蓄积量 每年新增 1.16 亿立方米，林业碳汇年度减排量为 2.12 亿吨 CO2，林业碳汇 CCER 供给 量为 0.85 亿吨 CO2，2025/2030 年林业碳汇 CCER 年度市场规模预计为 54/75 亿元。

垃圾焚烧发电

垃圾焚烧发电 CCER 年度市场规模 2025/2030 年或达到 9/18 亿元。近年来，生活 垃圾无害化处理比例接近 100%，资源利用率稳步提升。生活垃圾无害化处理一般包括卫 生填埋和焚烧两种方式。《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》指出，到2025 年底全国城镇生活垃圾焚烧处理能力达到 80 万吨/日左右，城市生活垃圾焚烧处理 占比 65%左右。中国产业发展促进会生物质能产业分会《3060 零碳生物质能发展潜力蓝 皮书》预测，生活垃圾清运量 2030 年将达到 4.04 亿吨。“十三五”期间生活垃圾清运量 五年复合增长率为 4.2%，我们假定“十四五”期间年增长率为 4.5%，计算得到 2025 年 生活垃圾清运量为 2.93 亿吨。假定每吨生活垃圾焚烧后的上网电量为 300kWh/吨1，垃 圾焚烧发电项目减排效率为 0.64tCO2/MWh，2025/2030 年生活垃圾焚烧的上网电量预计 为 5714/7878 万 MWh，CCER 年度市场规模预计为 9/18 亿元。

生物质能发电

生物质能发电 CCER 年度市场规模 2025/2030 年或达到 90/132 亿元。根据中国产 业发展促进会生物质能产业分会《3060 零碳生物质能发展潜力蓝皮书》预测，如果我国 粮食产量保持 1%的速率上涨，那么 2025 年的秸秆产量为 8.71 亿吨，可收集资源量为 7.29 亿吨，资源利用率 83.72%；2030 年的秸秆产量为 9.16 亿吨，可收集资源量为 7.67 亿吨，资源利用率 83.69%。与生活垃圾焚烧发电不同的是，狭义的生物质只涵盖农林废 弃物，农业秸秆的热值比生活垃圾高，每吨秸秆发电量约 700kWh/吨2，所以生物质能发 电的减排规模可能高于垃圾焚烧发电。结合 CCER 价格走势测算，2025/2030 年生物质 能发电的上网电量预计为 5.1/5.4 亿 MWh，CCER 年度市场规模可能将达 90/132 亿元。

填埋气回收

填埋气回收 CCER 年度市场规模 2025/2030 年或达到 44/84 亿元。如前文所述，填 埋也是垃圾无害化处理的方式之一，垃圾填埋产生的甲烷气体也可以作为清洁能源。假 设每吨垃圾填埋后产生 300 立方米的填埋气，每立方填埋气约含有 30%-50%的甲烷，每 立方米填埋气可供发电 1.5kWh。3填埋气回收单位上网电量的减排量为 3.73tCO2/MWh， 结合 CCER 价格走势，2025/2030 年填埋气回收的上网电量预计为 4615/6363 万 MWh， CCER 年度市场规模有望达到 44/84 亿元。

煤层气发电

煤层气发电 CCER 年度市场规模 2025/2030 年或达到 74/104 亿元。煤矿在开采过 程中会产生瓦斯气体，通过技术方式收集瓦斯用于发电可实现减排。单位体积煤层气的 发电量约为 9.5kWh/立方米4。国家能源局研究编制《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》， 提出 2025 年全国煤层气的开发利用量达到 100 亿立方米的发展目标，明确了“十四五” 期间煤层气产业规划布局和重点任务。我们假定，2030 年全国煤层气的开发利用量也为100 亿立方米。经测算，煤层气发电年度上网电量为 950 万 MWh，到 2025/2030 年，煤 层气发电 CCER 年度市场规模达到 74/104 亿元。

企业增利测算：综合龙头企业利润增幅约 2%，细分龙头企业利润增幅近 8%

假定 CCER 价格为 40 元/吨，测算综合龙头企业利润增幅约 2%，细分龙头企业利 润增幅近 8%。从企业层面考察 CCER 重启的影响，我们选取了多家上市公司进行利润 增厚测算。在正常生产经营中，企业可同步申报与交易 CCER，从而获得减排收入。这 对于林业造纸与清洁能源企业参与 CCER 项目开发有着较强的激励作用。

林业碳汇

某造纸行业上市公司 A：当 CCER 价格为 40 元/吨，林业碳汇 CCER 收入为该公司 带来的利润增幅或达到 2.7%。上市公司 A 是国内造纸类上市公司中林纸一体化的央企龙 头企业，为国内大型文化用纸、工业用原纸、包装纸、商品浆板生产企业，并从事林木、 小化工经营。假定 CCER 价格为 40 元/吨，那么 CCER 收入或达 2000 万元，如果不计 申请成本，扣减所得税后净利润或将升至 6.38 亿元。CCER 对收入端的增加幅度或为 0.2%，对利润端的增加幅度或为 2.7%。当 CCER 价格为 40 元/吨时，单位林地面积年 减排量每提高 1tCO2/ha，CCER 收入的增利幅度或将提高 0.7 个百分点。

垃圾焚烧发电

某固废处理上市公司 B：当 CCER 价格为 40 元/吨，垃圾焚烧发电 CCER 收入为该 公司带来的利润增幅或达到 2.6%。上市公司 B 核心业务为固废危废资源化利用、固废危 废无害化处置、生活垃圾处理与环境修复等板块，是环保行业龙头企业。假定 CCER 价 格为 40 元/吨，CCER 收入或达到 2300 万元，收入端增幅或将达到 0.3%，利润端增幅 或达到 2.6%。当 CCER 价格为 40 元/吨，垃圾焚烧发电单位上网电量减排量每提高 0.1tCO2/MWh，CCER 收入的增利幅度或将提高 0.4 个百分点。

某垃圾焚烧上市公司 C：当 CCER 价格为 40 元/吨，垃圾焚烧发电 CCER 收入为该 公司带来的利润增幅或达到 7.8%。上市公司 C 是垃圾焚烧发电行业的龙头企业。当 CCER 价格为 40 元/吨，CCER 收入或达到 1.24 亿元，净利润或升至 12.9 亿元，收入增 幅或达到 2.1%，利润增幅或达到 7.8%。通过敏感性分析，当 CCER 价格为 40 元/吨时， 垃圾焚烧发电单位上网电量的减排量每提高 0.1tCO2/MWh，CCER 收入的增利幅度或将 提高 1.1 个百分点。

生物质能发电

某清洁能源上市公司 D：当 CCER 价格为 40 元/吨，生物质能发电 CCER 收入为该 公司带来的利润增幅或达到 0.5%。上市公司 D 业务范围较为综合，提供清洁能源运营、 移动能源运营以及综合能源服务，涵盖热电联产、风力发电、垃圾发电等领域。假定 CCER 价格 40 元/吨，CCER 收入或为 437 万元，收入增幅或为 0.04%，利润增幅或为 0.5%。根据敏感性分析，当 CCER 价格为 40 元/吨时，生物质能单位上网电量减排量每 提升 1tCO2/MWh，CCER 收入的增利幅度或将提高 0.7 个百分点。

填埋气回收

某废弃物处理上市公司 E：当 CCER 价格为 40 元/吨，填埋气回收 CCER 收入为该 公司带来的利润增幅或达到 1.3%。上市公司 E 专注于环境服务产业，覆盖自来水供应、 污水处理、固废处理全产业链，业务范围较广，产业链较为完备。当 CCER 价格为 40 元 /吨时，CCER 收入或达到 1969 万元，净利润或提升至 11.91 亿元，收入增幅或接近 0.2%，利润增幅或达 1.3%。根据敏感性分析，当 CCER 价格为 40 元/吨时，填埋气回 收单位上网电量减排量每提高 1tCO2/MWh，CCER 收入的增利幅度或将提高 0.3 个百分 点。 由于该公司在固废处理领域兼有生活垃圾焚烧与填埋处理，而我们只计算了填埋气 回收项目的利润增厚，预计综合的净利润增加幅度或超过 1.3%。生活垃圾焚烧无害化处 理成为主流方式，多数综合龙头企业均将垃圾填埋作为次要选项。但由于填埋气回收发 电所产生的减排量相对较高，在 CCER 重启后，预计也会存在较大发展潜力。

煤层气发电

某煤炭生产上市公司 F：当 CCER 价格为 40 元/吨，煤层气发电 CCER 收入为该公 司带来的利润增幅或达到 1.3%。上市公司 F 是全国最大的独立商品焦和炼焦煤生产商之 一，是氢能全产业链布局的龙头企业，主营焦化厂、煤矿、煤层气的开发投资、批发零 售焦炭等。当 CCER 价格为 40 元/吨时，CCER 收入或为 3700 万元，收入增幅或达到 0.2%，利润增幅或接近 1.3%。根据敏感性分析，假定 CCER 价格为 40 元/吨，煤层气 发电单位上网电量减排量每提高 1tCO2/MWh，CCER 收入的增利幅度或将提高 0.4 个百 分点。考虑到我国煤层气储量较大，使用煤层气发电获得的减排收入比较丰厚。

某煤炭生产上市公司 G：当 CCER 价格为 40 元/吨，煤层气发电 CCER 收入为该公 司带来的利润增幅或达到 0.2%。上市公司 G 是煤炭行业龙头企业。假定 CCER 价格为 40 元/吨，CCER 收入或达到 3650 万元，收入增幅或接近 0.1%，利润增幅或达到 0.2%。 根据敏感性分析，当 CCER 价格为 40 元/吨，煤层气发电单位上网电量减排量每提高 1tCO2/MWh 时，CCER 收入的增利幅度或将提高约 0.06 个百分点。

当 CCER 价格为 40 元/吨，综合龙头企业利润增幅或达到 2%，细分龙头企业利润 增幅或达到 8%。在本节所选上市公司中，上市公司 C 属于较为典型的细分龙头企业，其 余公司都可归类为综合龙头企业。综合龙头企业的业务覆盖较广，单一类型 CCER 收入 的利润贡献较小，需要定期核算各业务板块减排量。对于主业专一的细分龙头企业， CCER 重启或能使其发挥优势，在业务稳步增长的同时，继续加大对绿色减排技术的研 发投入。

（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。）