（报告出品方/作者：华宝证券）

1. CCER 市场供需分析

1.1. CCER 需求

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。

中国国内碳市场对 CCER 的需求

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。

抵销比例上限：抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%；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。

根据生态环境部抵消比例上限要求，同时参考 8 大试点地区 CCER 抵消比例为 5%-10% 不等，假设悲观/中性/乐观条件下抵消比例上限为 3%/5%/10%，近几年中国国内碳市场对 CCER 的需求量将在为 1.35-10 亿吨/年范围内。

CORSIA 对 CCER 的需求

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%。2021-2023 年期间 CORSIA 将不会产生减排量的需求，未来国际航运恢复情况和基准线水平的重新调整将极大地影响减排量需求。在基准不调整的情况下，低/中/高恢复情况下 2021-2035 年国际航运的对减排量的总需求为 16/25/32 亿吨，当基准调整时，总需求降至 2.3/14.5/17 亿吨。

CCER 需求量小结

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。

假设 2021-2023 年间 CORSIA 无 CCER 需求产生，2024 年-2035 年间 CORSIA 总 共有 1975 MtCO2 的减排需求量；由于当前 CORSIA 还接受 CDM、VCS、ACR、GS、CAR 等减排量，同时考虑到 CCER 价格偏低，因此假设 CORSIA 对 CCER 的需求量占总减排量需求的 50%；在 2024-2035 年内总需求量不变的情况下，考虑国际航空未来稳定发展，假设 CORSIA 在 2024-2035 年间对 CCER 的年需求量按 10%的速度增长。

1.2. CCER 供给：四类潜在 CCER 供应量将分批释放至市场

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。

第一批 CCER 项目供应量

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。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）。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。

第二批 CCER 项目供应量（已备案的 CCER 项目在截止 2021 年底累计的未备案的 减排量）

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。

第二批 CCER 项目供应量计算公式如下：

第二批 CCER 项目供应量= ∑（至 2021 年底预计减排量 − 已备案核证减排量） × 行业校正系数

行业校正系数 = ∑项目核证减排量/ ∑项目预计减排量 × 100%

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。

第三批 CCER 项目供应量（已审定的 CCER 项目通过备案后的累计减排量以及原已 备案 CCER 项目新增的减排量）

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：①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；②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①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。

第四批 CCER 项目供应量（新 CCER 项目以及原已备案 CCER 项目新增的减排量）

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 供给量小结

预计近几年 CCER 的供给先紧后松、再趋于平稳增长，未来与需求基本保持平衡。

1.3. CCER 供需分析：短期供给小于需求，中长期处于平衡

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。近几年短期 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。

2. CCER 项目减排效益测算

2.1. 填埋气回收

2.1.1. 填埋气回收监测分析

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”为例， 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。

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。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。

2.1.2. 填埋气回收项目效益测算

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%。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%。

2.2. 沼气利用

2.2.1. 沼气利用监测分析

以沼气利用项目“湖北省南漳县农村户用沼气项目”为例，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。

2.2.2. 沼气利用项目效益测算

CCER 对沼气利用收入的贡献约为 24.84%。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%。

2.3. 煤层气发电

2.3.1. 煤层气发电监测分析

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。

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。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。

2.3.2. 煤层气发电项目效益测算

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%。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%。

3. 总结

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，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 供需情况来看，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；供应上，假设 2022 年起 CCER 项目审批恢复，四类潜在 CCER 供应量将分批释放至市场，预计短期内 CCER 供给量为 0.06-0.35 亿吨/年，随后几年将逐步增加到 4.86-9.91 亿吨/年，预计近几年 CCER 的供给先紧后松、再趋于平稳增长，未来与需求基本保持平衡。总的来说，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。

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：

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。

4. 风险提示

政策推进进度不及预期，碳交易全国推广不及预期，交易市场活跃度不及预期。

（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：【未来智库官网】。

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