01“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。
No.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。
No.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。
No.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。
No.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。
No.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。
No.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。
No.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。
No.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。
No.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。
02 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。
03 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：
No.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。
No.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）。
No.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：
No.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。
No.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。
No.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：
No.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。
No.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）。
No.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：
No.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。
No.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）。
No.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：
No.1 减碳机理
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。
No.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）。
No.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。
04 重点推荐及建议关注
4.1. 垃圾焚烧：行业刚性扩容&商业模式改善&碳中和价值增量，关注优质资产稀缺性
行业刚性成长确定性较强，纵横拓展外延空间广阔。根据《中国城市建设统计年鉴》， 2010-2019 年我国城市生活垃圾清运量复合增速为 4.85%，据此预计全国城市生活垃圾 清运量将从 2019 年的 2.42 亿吨增至 2025 年的 3.22 亿吨。结合十四五政策规划、垃圾 焚烧企业项目进度及海外对标情况，我们预计 2025 年我国垃圾焚烧处理比例有望升至 70%，生活垃圾焚烧处理量将增至 2.25 亿吨，是 2019 年的 1.85 倍，6 年复合增速近 11%。十四五期间，垃圾分类收运能力政策缺口达 20 万吨/日，资源化率需提升 10pct 达 60%，垃圾焚烧企业纵向延伸空间广阔；政策鼓励探索建设集生活垃圾、建筑垃圾、医 废、危废、农林垃圾等各类固废综合处置基地，垃圾焚烧企业横向扩张优势显著。
国补退坡竞价上网影响有限，商业模式有望向 C 端理顺现金流改善。国补最新政 策明确 2021 年以后新开工/新核准项目采用竞价上网。根据我们统计的主流公司项目产 能进度表，主流上市公司筹建/已建在建比普遍不足 3 成，竞价上网影响有限。上海环 境、光大环境、瀚蓝环境等公司风险收益较高，大部分项目均在 2020 年底完成投运或 开工建设，抢占并网先机，控制政策变动风险。我们测算若补贴退坡0.05/0.1/0.15元/Kwh， 项目净利率将下降 2.24/4.77/7.64pct，垃圾处理费需上涨 21.54%/43.08%/64.62%可抵消 退坡影响。政策要求结合垃圾分类推动居民端分类计量收费，城镇垃圾处理费划转至税 务部门征收，提高收缴率，顺价逻辑加强。我们测算若国补退坡部分顺价至 C 端，对应 人均垃圾处理费上升幅度为 3.99/7.99/11.98 元/年，最多仅占居民可支配收入的 0.03%， 顺价至 C 端支付难度小。垃圾处理费有望向居民端推行，利于解决行业付费痛点改善商 业模式，增强确定性。
垃圾焚烧减碳效应显著，CCER 贡献 12%利润弹性，企业有望通过市场化的碳交 易降低补贴依赖度。依据已审定垃圾焚烧 CCER 项目，可得到生活垃圾焚烧项目单吨垃 圾温室气体减排量为 0.36 tCO2e，兆瓦时温室气体减排量均值为 1.32 tCO2e，同时风电 每兆瓦时气体减排量均值为 0.83 tCO2e ，光伏均值为 0.84 tCO2e ，垃圾焚烧减排效率 高于风电光伏。现审定生活垃圾焚烧项目数量占全部 CCER 近 4%，头部焚烧公司产能 占比约 30%。CCER 碳价 30 元情景下，度电 CCER 收入达 0.039 元，对垃圾焚烧项目收 入端弹性达 4.48%，利润端弹性达 12.01%。CCER 增厚项目收益，企业通过市场化手段 碳交易降低对补贴的依赖度，改善现金流。
4.2. 填埋气处置：沼气利用渗透率低空间广阔，碳交易增厚收益弹性大
填埋气利用渗透率不足 12%，拓展空间较大。截至 2019 年，全国城市和县城共有垃圾卫生填 埋场 1,885 座，同期仅 216 个沼气发电项目装机并网，产业覆盖率不足 12%，填埋气发电业务仍具有较大的市场空间。沼气综合资源化利用率低，有机废弃物处置打造沼气利用蓝海市场。《全国农村沼 气发展十三五规划》提出，到 2020 年沼气总产量达到 207 亿立方米的发展目标。目前 我国沼气发电主要来源为填埋气，整体沼气资源化利用率较低，随着有机废弃物处置市 场的蓬勃发展，厨余垃圾、养殖粪污、农业秸秆、工业有机废弃物等领域的沼气资源利 用市场有望加快开拓。
填埋气资源化减排效应突出，增厚收益利润弹性有望翻倍。填埋气资源化处置能够 避免甲烷气体的排放且替代部分火电厂的电量排放，从而实现碳减排。据我们测算，填 埋气资源化项目每兆瓦时可实现减碳 5~6 吨温室气体，按 30 元碳价测算单个项目利润 弹性有望翻倍，经济效益明显能够有效增厚项目盈利水平。
4.3. 环卫电动化：环卫新能源长周期放量，十年替代助力碳达峰
中国公路交通碳排放占比约 8%，环卫新能源碳减排效率突出。根据国际能源署 （IEA），公路交通部门对中国整体碳排放贡献约 8%。IEA 采用 2006IPCCGuidelines 对 各部门碳排放进行核算。依据方法学，公路交通实现新能源替代，将可以实现公路交通 单部门 100%减碳。公共领域车辆新能源潜力大，环卫新能源碳减排效率突出。公共领 域车辆存量新能源替代率，公交（46.8%）、出租（5.5%）、环卫（2.4%）、物流（2%）， 远低于政策规划目标。新能源环卫车 a)大排量为主上装副发动机增加排量，b)柴油机占 比 90%排放因子高，c)低速运行车辆油耗排放高，新能源替代减排效果好。环卫服务公 益属性，环卫作业特点完美契合电动车运营习惯，新能源替代政策推动强而有力。
环卫新能源长周期放量，十年替代助力实现 2030 年碳达峰。环卫新能源非短周期 放量，释放受政策与经济性驱动。1）政策端：环卫新能源有望成为政府实现碳排放“3060” 目标重要抓手，碳中和政策推动叠加中央生态环保督察，环卫新能源替代逻辑加强；2） 经济性：环卫新能源 7 年平价具备经济性，2025 年迎经济性拐点实现 4 年平价，对比较 公交 3 年平价（渗透率 82%）已经接近，有望快速放量。我们预计十年市场分两阶段释 放， 1）稳定渗透期（2020-2025 年）：碳减排政策加码&内生经济性提升驱动力增强， 新能源渗透率 2020 年 3.19%提升至 2025 年 15%。2）快速放量期（2025-2030 年）：经 济性优势现拐点&环卫市场化全面铺开快速放量，渗透率从 2025 年 15%迅速提至 2030 年 80%。2030 年新能源环卫车销量 19.13 万辆，是 2020 年销量的 50 倍。
4.4. 再生资源：固废资源化 ToB 赛道空间广阔，减碳效果明显助力碳中和
危废市场空间广阔格局有望集中，ToB 赛道充分市场化盈利模式佳。由于危废统计 数据均为企业自行申报数据，存在瞒报现象。2018 年全国危废产量仅占一般工业固废产 量的 1.8%，与发达国家 5%-10%的水平相差较多。假设危废占一般固废比重为 3%，我 们预计危废年产废量近 1 亿吨远超统计量。头部公司在手牌照产能规模 CR6 仅为 7%， 产能利用率不足 30%，实际处理量市场集中度更低，格局有望集中。危废企业上下游对 接方均为工业企业或部分个人充分市场化，ToB 商业模式市场化程度高，政府主要参与 监督规范，不直接参与经营。原料采购成本与资源化产品销售，随行就市价格透明，利 润类似制造业加工费，获取利润主动权掌握在企业手中，盈利模式佳。
废电拆解 4 年 5 倍空间稳定可见，新政强化行业壁垒龙头优先受益。废弃电子产品 报废量被低估，从静态拆解量/销量可看 4 年 5 倍空间，比消费品更稳定。行业具备资质、 渠道、资金壁垒，废旧家电拆解提质增效专项行动发布，要求供销总社再生资源龙头企业 拆解能力扩张 50%，份额提升至 35%。长期基金标准有望调整，基金发放加快，龙头企 业将优先获益。
政策支持推动大趋势，再生资源减碳效果明显助力碳中和。十四五资源综合利用法即 将落地，立法保障增强发展确定性，护航行业良性发展。再生金属作为行业供给的优质绿 色补充，促经济结构转型，减碳效应明显。以铜行业为例，《基于生命周期分析的中国铜 工业碳排放核算》指出铜开采、冶炼、二次生产和加工四个生产环节的平均碳排放值与原 生铜（开采加冶炼）的排放因子相比，二次生产（再生铜）有明显的低碳效应，再生铜每 吨排放 1.13 吨 CO2，仅为原生铜的 27.6%。再生铜可作为铜行业供给的优质低碳绿色补 充，实现危废安全处置的同时，更促进经济结构转型，助力实现碳中和宏大目标。
05 风险提示
No.1 宏观政策超预期收紧
宏观政策出现较大变动，流动性超预期收紧，有可能会影响 市场资金面紧张，同时影响企业融资能力。
No.2 政策执行不达预期
碳市场相关政策进度不达预期，可能会影响碳交易市场推行进 度以及上市公司受益碳交易的利润弹性。
No.3 碳价波动风险
CCER 可以为企业带来附加收入，但随着碳交易市场的不断完善， CCER 认定重启，未来 CCER 供给增加，碳价存在继续下行风险。
（来源：未来智库）