1敬请关注文后特别声明与免责条款OK[Table_Summary]碳中和系列报告之二碳交易及CCER测算篇方正证券研究所证券研究报告行业深度报告行业研究环保工程及服务Ⅱ2021.7.22/推荐[TABLE_ANALYSISINFO]分析师：王宁登记编号：S1220520060002分析师：张婉姝登记编号：S1220520080003[Table_Author]重要数据：[Table_IndustryInfo]上市公司总家数69总股本(亿股)520.73销售收入(亿元)383.67利润总额(亿元)42.55行业平均PE222.90平均股价(元)13.63行业相对指数表现：[TABLE_QUOTEINFO]-25%-15%-5%5%15%2020/72020/102021/12021/4环保工程及服务Ⅱ沪深300数据来源：wind方正证券研究所相关研究[TABLE_REPORTINFO]《【方正环保◆周报】全国碳市场交易启动，首日碳交易均价突破50元/吨》2021.07.19《【方正环保◆周报】全国碳市场交易拟于7月启动；“十四五”循环经济发展规划印发》2021.07.12《【方正环保◆周报】央行研究设立碳减排支持工具，关注三条投资主线》2021.07.04《【方正环保◆周报】上海环交所发布碳排放权交易规则，我国正式接受基加利修正案》2021.06.27核心观点：全球倡导碳减排，碳市场不断完善，碳价呈上升趋势巴黎协定提出要将全球气温上升控制在低于工业革命前水平2摄氏度以内，“碳中和”概念应运而生。目前已有超85个国家提出了碳中和目标，时间节点集中在2050年左右。截至2021年1月31日，全球共有24个运行中的碳市场，碳排放交易体系所覆盖的温室气体排放量占全球碳排放总量的16%，相较2005年（5%）提升超过两倍。2016年《巴黎协定》签订后，碳交易活跃度提高，全球主要碳市场交易价格开始逐步提升，其中欧盟碳价提升最快，已突破60USD/tCO2，为全球最高。成熟碳交易体系探讨：欧盟衍生品交易量占比超90%，碳价冲击历史高位欧盟碳交易市场于2005年启动，经历了探索、改革、发展、创新四个阶段；交易覆盖范围逐渐扩展，配额分配时拍卖占比提升，现已形成全球体量最大、较为成熟的交易体系（EU-ETS）。在2008至2012年，欧盟碳期货交易量占欧盟碳市场交易量的比例从75%提高到90%以上，全部衍生品交易量占比超95%。欧盟碳市场引入了“市场稳定储备（MSR）”机制，2014年至2016年未排放的碳排放额度可储备起来，2020年之后再放回市场。受益于MSR机制、配额总额的缩减和经济状况的恢复，欧盟碳价经历了疫情的影响后快速反弹，2021年碳价一路走高，至6月已超过50欧元/吨，较年初上涨约50%，处于历史最高位。中国：配额为主，CCER为重要补充，市场迅速扩张国内碳排放权交易市场包括碳排放权配额和国家核证自愿减排量（CCER）两种交易产品；目前，碳交易以碳配额为主，CCER作为补充。CCER项目属于CDM项目的衍生，与欧盟的区别在于CCER减排项目是中国本土项目，并非国外的项目，是助力我国碳减排的重要手段。2019年各区域市场CCER总体成交量比增长52.30%，达4309.5万吨，呈迅速扩张态势。2021年7月16日，全国碳交易正式开始，碳市场开始由试点推向全国。碳交易市场有望向8大高耗能行业推广。国内碳交易价格具有较大提升空间，全国线上交易价格明显高于试点阶段中国试点阶段的碳价长期低于7美元；在欧盟、瑞士等较为成熟的碳交易市场中，碳配额的价格已超过45美元。中国的碳交易价格仍具有较大提升空间。全国碳排放权线上交易正式启动，交易均价超50元/吨。近期试点交易所均价不超过40元/吨，全国线上交易配额价值提升。2[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款CCER交易提升风电、光伏、垃圾焚烧景气度；减排背景下，新能源环卫车、碳核查、节能减排需求提升1）可申报CCER增厚收益，风电、光伏、垃圾焚烧景气度提升风电、光伏装机容量有望加速提升发改委提出加快光伏和风电发展，结合气候雄心峰会提出的目标，预计2020-2030年间，我国风电、光伏总装机容量将提升7.58亿千瓦，年均新增约6893万千瓦，较2015-2019年间提升9.02%。碳排放权交易有望提升风电、光伏、垃圾焚烧项目盈利能力根据我们的测算，对于10MW的风电和光伏项目，若CCER价格分别为40/50/60/70元/吨，则对应项目的收入弹性将分别为8.25%/10.31%/12.38%/14.44%。对于1000吨/日的设计处理规模的垃圾焚烧发电项目，若CCER价格分别为40/50/60/70元/吨，对应项目收入弹性分别为7.03%/8.79%/10.55%/12.31%。建议关注：协鑫能科、瀚蓝环境、伟明环保、上海环境等。2）交通运输领域减排重在公共领域用车的新能源替代，新能源环卫车需求有望加速释放。在实现“碳中和”的过程中，交通运输行业的减排至关重要，公共领域用车将率先实现新能源替代，新能源环卫车采购需求将加速释放。目前新能源环卫车市场尚未完全铺开，受政策驱动明显，以一二线城市采购需求为主。目前，已有超半数省份颁布了环卫领域用车新能源替代政策，新能源环卫车需求有望加速释放。随着电池技术的突破，电池的成本将进一步降低，续航能力进一步提高，新能源环卫车渗透率提升，预计新能源环卫车市场空间近9000亿。建议关注：盈峰环境、宏盛科技、龙马环卫等。3）碳核查需求提升，二氧化碳在线监测设备需求有望爆发。碳排放监测和核算为碳交易系统有效运行的重要环节。目前我国电力行业对二氧化碳排放量的测定采用核算法，属于对二氧化碳排放量的间接测定方式。在碳交易实施的过程中，为保证数据的可靠和准确，政府有望通过招投标的方式委托第三方检测机构对企业的碳排放量进行核查，利好已有研究储备和项目经验的检测机构。2021年1月，《火力发电企业二氧化碳排放在线监测技术要求》正式发布，填补了碳排放在线监测领域相关标准的空白。在线监测数据作为碳排放量的参考，有望在碳交易市场的核算环节起到重要作用。建议关注：谱尼测试、先河环保、雪迪龙等。4）节能减排方案提供商受益参考欧洲碳交易市场的发展历程，全国配额总量呈现阶段下降趋势，且以拍卖方式分配的配额比例逐渐提升。考虑到CCER的抵消比例不得超过5%，通过技改等手段真正做到节能减排仍将是高耗能企业的必经之路；节能减排方案提供商将充分受益。建议关注：中材节能、双良节能等。风险提示：“碳中和”目标执行力度不及预期，碳排放权交易市场活跃度不及预期，清洁能源机组装机容量增速不及预期，新能源环卫车市场渗透率提升速度不及预期等。yRoQrRzRwOaQbP9PpNnNmOrQkPrRrOfQpNtQaQnMtPuOmRzRuOsRsN3[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款目录1全球倡导碳减排，碳市场不断完善，碳价呈上升趋势...........................................................61.12050年为全球碳中和目标承诺重要节点，减排刻不容缓...................................................................61.2全球碳市场不断完善，助力碳中和目标实现........................................................................................71.3欧盟碳市场配额量最大，碳价呈上升趋势............................................................................................82成熟碳交易体系探讨：欧盟衍生品交易量占比超90%，碳价冲击历史高位........................92.1欧盟碳交易体系趋于成熟，二级衍生品交易量占比超95%.................................................................92.2欧盟碳市场迈入创新阶段，碳价冲击历史高位..................................................................................113中国：配额为主，CCER为重要补充，市场迅速扩张............................................................133.1国内碳市场交易类型：以碳配额为主，CCER为补充机制.................................................................133.2全国碳市场第一个履约周期开启，行业覆盖面进一步拓宽..............................................................143.3试点区域以碳现货交易为主，区域分割现象较明显..........................................................................153.3.1交易量波动巨大，广东、湖北交易额领先..................................................................................153.3.2免费配额比例超90%，交易产品以碳现货为主..........................................................................163.3.3试点区域分割现象较明显，交易不活跃......................................................................................173.4试点区域CCER交易市场呈迅速扩张态势............................................................................................183.5中国VS欧盟：CCER项目是我国减排的重要手段之一.......................................................................204CCER需求提升，利好风电、光伏、垃圾焚烧发电行业........................................................204.1CCER实施流程........................................................................................................................................204.2CCER对风电项目影响分析....................................................................................................................214.2.1项目类型.........................................................................................................................................214.2.2额外性论证.....................................................................................................................................224.2.3减排量.............................................................................................................................................224.2.4基准线排放.....................................................................................................................................224.2.5组合边际CO2排放因子..................................................................................................................224.2.6项目排放.........................................................................................................................................234.2.7CCER项目影响分析........................................................................................................................234.3CCER对光伏项目影响分析....................................................................................................................254.3.1项目类型.........................................................................................................................................254.3.2额外性论证.....................................................................................................................................254.3.3减排量.............................................................................................................................................264.3.4基准线排放.....................................................................................................................................264.3.5组合边际CO2排放因子..................................................................................................................264.3.6项目排放.........................................................................................................................................274.3.7CCER项目影响分析........................................................................................................................274.4CCER对垃圾焚烧发电项目影响分析.....................................................................................................294.4.1项目边界.........................................................................................................................................294.4.2减排量.............................................................................................................................................294.4.3基准线排放.....................................................................................................................................304.4.4项目排放.........................................................................................................................................324.4.5CCER项目影响分析........................................................................................................................325碳交易价格展望：具有较大提升空间，全国交易价格明显高于试点阶段.........................364[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款5.1我国碳交易价格仍有较大提升空间.....................................................................................................365.2全国碳排放权交易规则确立，试点市场将逐步纳入全国碳市场......................................................375.3全国碳排放权线上交易正式启动，交易价格较试点阶段明显提升..................................................396投资建议.....................................................................................................................................406.1全球倡导碳减排，碳中和目标营运而生，能源结构调整迫在眉睫..................................................406.2成熟碳交易体系探讨：欧盟衍生品交易量占比超90%，碳价冲击历史高位..................................406.3中国：配额为主，CCER为重要补充，市场迅速扩张........................................................................406.4国内碳交易价格具有较大提升空间，全国线上交易价格明显高于试点阶段..................................416.5CCER交易提升风电、光伏、垃圾焚烧景气度；减排背景下，新能源环卫车、碳核查、节能减排需求提升.................................................................................................................................................................416.5.1可申报CCER增厚收益，风电、光伏、垃圾焚烧景气度提升...................................................416.5.2交通运输业碳排放占比近10%，新能源环卫车需求有望加速释放..........................................426.5.3碳核查需求提升，二氧化碳在线监测设备需求有望爆发..........................................................436.5.4节能减排方案提供商受益.............................................................................................................437风险提示.....................................................................................................................................435[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表目录图表1：2019全球碳排放情况..............................................................................................................................6图表2：主要国家碳中和目标与计划...................................................................................................................6图表3：截至2021年1月碳市场在不同的政府层级运行.................................................................................8图表4：6个较为成熟的碳市场2020关键指标比较..........................................................................................8图表5：全球主要碳市场价格走势.......................................................................................................................9图表6：欧盟碳交易体系（EU-ETS）.................................................................................................................10图表7：欧盟排放权交易所基本特征对比.........................................................................................................11图表8：欧盟碳交易市场发展的四个阶段.........................................................................................................12图表9：EUA期货日成交量及结算价..................................................................................................................13图表10：中国碳排放权交易体系.......................................................................................................................14图表11：中国碳排放权交易基本机制...............................................................................................................14图表12：我国碳市场发展阶段...........................................................................................................................15图表13：2013-2021.6中国排放权交易量（万吨）.........................................................................................15图表14：2013-2021.6中国排放权交易额（亿元）........................................................................................15图表15：2013-2021.6各省排放权交易量（万吨）........................................................................................16图表16：2021.6.3各省排放权累计交易量占比..............................................................................................16图表17：2013-2021.6各省排放权交易额（万元）........................................................................................16图表18：2021.6.3各省排放权累计交易额占比..............................................................................................16图表19：试点地区碳交易市场规则...................................................................................................................17图表20：八家交易所日成交均价（元/吨）.....................................................................................................18图表21：八家交易所当日成交量（万吨）.......................................................................................................18图表22：试点地区CCER项目抵减规则.............................................................................................................19图表23：各区域碳市场CCER交易量变动（万吨）.........................................................................................19图表24：2019各区域碳市场CCER交易量占比................................................................................................19图表25：CCER产生和交易流程..........................................................................................................................20图表26：CCER备案项目数量（个）及占比......................................................................................................20图表27：CCER开发流程......................................................................................................................................21图表28：风力发电组合边际CO2排放因子........................................................................................................23图表29：中广核利川柏杨坝项目上下网电量检测图.......................................................................................24图表30：5个具有代表性的风电CCER项目展示..............................................................................................24图表31：风电项目CCER收入弹性测算............................................................................................................25图表32：风电项目CCER收入弹性敏感性分析.................................................................................................25图表33：光伏发电组合边际CO2排放因子.......................................................................................................27图表34：龙源格尔木项目上下网电量检测图...................................................................................................27图表35：5个具有代表性的光伏发电CCER项目展示......................................................................................28图表36：光伏项目CCER收入弹性测算.............................................................................................................28图表37：光伏项目CCER收入弹性敏感性分析.................................................................................................29图表38：垃圾焚烧发电项目边界示意图...........................................................................................................29图表39：垃圾焚烧发电组合边际CO2排放因子................................................................................................32图表40：佛山市垃圾焚烧发电项目工艺流程示意图.......................................................................................33图表41：SWDS中产生的甲烷基准线排放计算参数..........................................................................................34图表42：4个具有代表性的垃圾焚烧发电CCER项目展示..............................................................................35图表43：垃圾焚烧项目CCER收入弹性测算.....................................................................................................36图表44：垃圾焚烧项目CCER收入弹性敏感性分析.........................................................................................36图表45：全球各碳排放权交易体系碳价对比...................................................................................................37图表46：全国碳排放交易规则...........................................................................................................................38图表47：全国碳排放权交易市场与地方试点市场对比...................................................................................396[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款1全球倡导碳减排，碳市场不断完善，碳价呈上升趋势1.12050年为全球碳中和目标承诺重要节点，减排刻不容缓2015年，《巴黎气候协定》在巴黎气候大会上获得通过，核心目标是将全球气温上升控制在远低于工业革命前水平的2摄氏度以内，并努力控制在1.5摄氏度以内，“碳中和”概念应运而生。目前已有54个国家实现碳达峰，占全球碳排放总量的40%。碳达峰作为碳中和进程的重要一环，1990年、2000年、2010年和2020年实现碳达峰国家分别为18、31、50和54个，其中大部分属于发达国家，占全球碳排放总量的40%。中国、马绍尔群岛、墨西哥、新加坡等国家承诺在2030年以前实现达峰，届时将有58个国家实现碳排放达峰，占全球碳排放量的60%。图表1：2019全球碳排放情况资料来源：BPenergy、方正证券研究所超85国提出“碳中和”目标，时间节点集中于2050年左右。目前，已有超85个国家提出了碳中和目标，英国、法国、德国等以法律形式对碳中和及气候中和目标做出承诺。中国政府承诺将力争于2060年实现碳中和。相较于西方国家，中国碳中和起步较晚，且目前仍处于工业化、城市化中后期，能源需求不断增长，要实现能源结构调整，达到碳中和目标，任重而道远。图表2：主要国家碳中和目标与计划国家/地区目标日期承诺性质具体内容乌拉圭2030《巴黎协定》下的自主减排承诺根据乌拉圭提交联合国公约的国家报告，加上减少牛肉养殖、废弃物和能源排放的政策，预计到2030年，该国将成为净碳汇国。瑞典2045法律规定瑞典于2017年制定了净零排放目标，根据《巴黎协定》，将碳中和的时间表提前了五年。至少85%的减排要通过国内政策来实现，其余由国际减排来弥补。欧盟2050提交联合国根据2019年12月公布的“绿色协议”，欧盟委员会正在努力实现整个欧盟2050年净零排放目标，该长期战略于2020年3月提交联合国。7[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款英国2050法律规定议会于2019年6月27日通过了减排框架法修正案。苏格兰的议会正在制定一项法案，在2045年实现净零排放。瑞士2050政策宣示瑞士联邦委员会于2019年8月28日宣布，打算在2050年前实现碳净零排放，深化了《巴黎协定》规定的减排70-85%的目标。西班牙2050法律草案西班牙政府于2020年5月向议会提交了气候框架法案草案，设立了一个委员会来监督进展情况，并立即禁止新的煤炭、石油和天然气勘探许可证。韩国2050政策宣示韩国执政的民主党“绿色新政”，宣布要在2050年前使经济脱碳，并结束煤炭融资。这是东亚地区第一个此类承诺。法国2050法律规定法国国民议会于2019年6月27日投票将净零目标纳入法律。在今年6月份的报告中，新成立的气候高级委员会建议法国必须将减排速度提高三倍，以实现碳中和目标。德国2050法律规定德国第一部主要气候法于2019年12月生效，这项法律的导语提出，德国将在2050年前“追求”温室气体中立。新西兰2050法律规定新西兰最大的排放源是农业。2019年11月通过的一项法律为除生物甲烷（主要来自绵羊和牛）以外的所有温室气体设定了净零目标，到2050年，生物甲烷将在2017年的基础上减少24-47%。新加坡在本世纪后半叶尽早实现提交联合国新加坡也避免承诺明确的脱碳日期，但将其作为2020年3月提交联合国的长期战略的最终目标。到2040年，内燃机车将逐步淘汰，取而代之的是电动汽车。日本在本世纪后半叶尽早实现政策宣示日本政府于2019年6月在主办20国集团领导人峰会之前批准了一项气候战略，主要研究碳的捕获、利用和储存，以及作为清洁燃料来源的氢的开发。但目前逐步淘汰煤炭的计划尚未出台，预计到2030年，煤炭仍将供应全国四分之一的电力。中国2060政策宣示中国在2020年9月22日向联合国大会宣布，努力在2060实现碳中和，并采取“更有力的政策和措施”，在2030年之前达到排放峰值。资料来源：全国能源信息平台、方正证券研究所1.2全球碳市场不断完善，助力碳中和目标实现碳交易通过市场机制助力碳中和目标实现。在碳排放权交易系统下，控排企业每排放一吨二氧化碳，就需要一个单位的碳排放配额，而这些碳排放配额可以通过政府分配或者在碳交易市场上购买获得。作为连接了低碳环境下实体经济和虚拟资本的桥梁，碳交易通过市场交易机制实现碳资产的优化配置，低成本、有效地减少温室气体的排放，助力碳中和目标的实现。三大补充性碳交易市场机制，建立了国际碳交易机制的基础。2005年《京都协议书》提出了强制减排目标和三种补充性碳交易市场机制：➢国际排放贸易机制（IET）：发达国家之间交易或转让排放额度（AAUs），使超额排放国家通过购买节余排放国家的多余排放额度完成减排义务➢联合履约机制（JI）：发达国家之间通过项目产生的排减单位(ERUs)交易和转让，帮助超额排放的国家实现履约义务➢清洁发展机制（CDM）：发达国家通过资金支持或者技术援助等形式，与发展中国家开展减排项目的开发与合作，替代本国内较昂8[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款贵的减排支出，这些海外减排项目的减排量被核实认证后，成为核证减排量(CERs)，可用于抵减一定比例的欧盟本土碳排放。碳市场覆盖的全球排放份额比例已扩大到2005年的3倍。截至2021年1月31日，全球共有24个运行中的碳市场。另外有8个碳市场正在计划实施，预计将在未来几年内启动运行。现有碳排放交易体系中有1个超国家机构、8个国家、18个省/州和6个城市。目前，世界上接近1/3的人口生活在已经实施碳排放交易体系的地区，参与碳排放交易的国家和地区的GDP占全球总GDP的54%。碳排放交易体系所覆盖的温室气体排放量占全球碳排放总量的16%，相较2005年（5%）提升超过两倍。图表3：截至2021年1月碳市场在不同的政府层级运行组织形式成员1个超国家机构欧盟成员国+冰岛+列支敦士登+挪威8个国家中国、德国、哈萨克斯坦、墨西哥、新西兰、韩国、瑞士、英国18个省和州加利福尼亚州、康涅狄格州、特拉华州、福建省、广东省、湖北省、缅因州、马里兰州、马萨诸塞州、新罕布什尔州、新泽西州、纽约州、新斯科舍省、琦玉县、魁北克省、罗德岛州、佛蒙特州、弗吉尼亚州6个城市北京、重庆、上海、深圳、天津、东京资料来源：ICAP、方正证券研究所目前全球已形成6个相对成熟的碳交易市场，主要覆盖电力、工业、国内航空、交通、建筑等领域。其中欧盟碳交易市场(EUETs)形成时间最早，收益规模最大，发展最为成熟，目前已进入第四阶段；韩国碳市场(KETS)是东亚地区第一个碳市场交易市场，覆盖排放达74%；区域温室气体倡议（RGGI）是美国第一个碳交易市场强制性减排体系，由10个州组成，属于单行业交易体系，单纯管制火力发电行业，拍卖比例为100%。图表4：6个较为成熟的碳市场2020关键指标比较碳市场运行时间特点项目收益（亿美元）配额价格（美元）拍卖比例覆盖排放覆盖行业欧盟碳市场(EUETs)2005全球首个主要的碳排放权交易系统21828.2857%40%电力、工业、国内航空瑞士碳市场2008自2020年1月起与欧盟ETS建立联系0.0828.2817%10%电力、工业、国内航空韩国碳市场(KETS)2015东亚地区第一个碳市场交易市场1.9927.623%74%电力、工业、国内航空、建筑、废弃物区域温室气体倡议（RGGI）2009碳交易市场强制性减排体系4.167.06100%10%电力加利福尼亚州2012美国最广泛的碳定价体系1717.0432%75%电力、工业、建筑、交通魁北克省2013—5.1417.0467%78%电力、工业、交通（不包括海事和航空公司）、建筑资料来源：ICAP、方正证券研究所1.3欧盟碳市场配额量最大，碳价呈上升趋势全国碳交易启动后，中国有望超过欧盟成为全球最大碳市场。根据9[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款ICAP统计，2021年全球24个在运行的碳市场配额总量约88.03亿吨（部分数据采用以前年份统计值），其中ICAP预估的中国全国碳市场配额量全球最大，超过40亿吨，占比45.44%；欧盟16.10亿吨（18.29%）、韩国6.09亿吨（6.92%）、加州3.208亿吨（3.64%）。碳中和背景下，碳价整体呈现上升趋势，欧盟领跑全球。2016年《巴黎协定》签订后，碳中和进程加快，碳交易市场活跃度增加，全球主要碳交易市场碳价也开始逐步提升，其中欧盟碳价提升最快。2020年受到新冠疫情影响，碳价在3月有所回落，随着疫情逐渐得到控制，欧盟碳市场、区域温室气体倡议、新西兰碳交易体系碳价均有所回升。截止2021年6月3日，欧盟和瑞士碳市场价格分别达到63.35USD/tCO2和47.91USD/tCO2。图表5：全球主要碳市场价格走势资料来源：ICAP、方正证券研究所（一级市场价格为、二级市场价格为）2成熟碳交易体系探讨：欧盟衍生品交易量占比超90%，碳价冲击历史高位2.1欧盟碳交易体系趋于成熟，二级衍生品交易量占比超95%EU-ETS已成为较为成熟的碳排放交易体系。欧盟碳交易市场是全球体量最大、启动最早的市场。2005年启动以来，交易机制不断完善、优化，目前已形成较为成熟的交易体系（EU-ETS）。在这一体系下，1）欧盟委员会作为碳排放配额的主要供应方，根据各行业碳排放需求以及减排目标明确全年碳配额的分配总量，通过免费及有偿拍卖的方式将碳配额发放给欧盟内部的控排企业；2）CDM机制下的海外减排项目10[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款同样属于配额供应方，欧盟国家可以利用这些项目所产生的减排量（CERs）抵减一定比例的本土碳排放，但由于这一机制使企业更愿意去投资海外低成本项目实现减排，进而与欧盟本土减排目标产生矛盾，因此2020年起欧委会暂不考虑继续使用CERs；3）重点减排项目下的控排企业，一部分实际排放额小于所获得免费配额的，将在二级市场上出售配额富余，成为配额的供给方，而另一部分实际排放额大于所获得免费配额的超额排放企业，将在二级市场上购买配额或者CERs，成为配额的需求方；4）二级市场交易主要通过交易所进行，目前欧洲拥有包括EEX、ECX在内的6家碳交易所（其中BlueNext已关闭）。图表6：欧盟碳交易体系（EU-ETS）资料来源：方正证券研究所欧盟二级衍生品交易不断发展，截至第二阶段碳期货及衍生品交易量占比超95%。欧盟现有的6家交易所可进行EUA、CER和ERU的现货和衍生品交易。在2008至2012年（EU-ETS的第二阶段），碳期货交易量占欧盟碳市场交易量的比例，从75%提高到了90%以上，加上期权交易，碳期货及衍生品交易量占比超95%。根据欧盟排放交易体系2015年的交易数据，期货交易量已经达到现货的30倍以上。目前EUA期货是欧盟碳交易市场的主要交易品种，而欧洲气候交易所（ECX）是最活跃的EUA期货交易市场，市场占有率超过80%。11[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表7：欧盟排放权交易所基本特征对比欧洲碳交易所欧洲气候交易所（ECX）欧洲能源交易所（EEX）北欧电力交易所（NordPool）欧洲环境交易所（BlueNext）交易主体碳排放企业碳排放企业和自愿参与交易的投资者碳排放企业和自愿参与交易的投资者碳排放企业和自愿参与交易的投资者交易方式强制交易电子交易自愿交易电子交易自愿交易电子交易自愿交易电子交易交易种类CO2CO2、电力、天然气、煤炭CO2、电力CO2主要碳交易标的EUACERsEUAsEUAsCERsEUAsCERs计价货币欧元欧元欧元欧元参与CDM市场情况CER二级市场现货和期货交易CER二级市场现货和期货交易资料来源：《欧盟碳排放交易体系发展现状、改革方法及前景》、方正证券研究所2.2欧盟碳市场迈入创新阶段，碳价冲击历史高位欧盟碳市场步入发展的第四阶段。欧盟碳交易市场从2005年启动，至今经历了四个阶段：探索阶段、改革阶段、发展阶段、创新阶段。整个发展过程呈现出以下四个特点：1）一级市场碳配额分配从免费向拍卖过渡；2）配额总量不断减少，且递减速度加快，从第三阶段的每年减少1.74%调整至第四阶段的每年减少2.2%；3）温室气体和行业覆盖范围不断扩大；4）配额及储备方式趋严。目前欧盟碳市场已经进入发展的第四阶段。12[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表8：欧盟碳交易市场发展的四个阶段阶段第一阶段（探索阶段）第二阶段（改革阶段）第三阶段（发展阶段）第四阶段（创新阶段）时间2005-2007年2008-2012年2013-2020年2021-2030年目标检验碳交易体系的设计，获得制度经验，为下阶段正式履行《京都协议书》奠定基础。到2012年时，实现《京都协议书》所签订的降低碳总排放量的8%。到2020年碳总排放量在2005年基础上减少21%，并促进配额制向拍卖制的转换。到2030年碳总排放量在1990年基础上减少40%。排放许可上限22.9亿吨/年20.8亿吨/年2013年为19.74吨/年；之后每年下降1.74%，至2020年降为17.2吨/年碳减排率将从1.74%调整至2.2%，2024年起配额上限减少幅度会更大覆盖范围仅包括二氧化碳的排放权的交易；涉及内燃机功率大于20MW的企业包括能源行业、钢铁水泥行业、造纸业等。仅包括二氧化碳的排放权的交易；2012年起将航空行业纳入交易体系。包括二氧化碳、氧化亚氮和全氟化碳等温室气体的交易；纳入两类新行业：石油化工制品及其他化学品、氨、铝等，与部分因取消原有限值需纳入的行业，包括石膏、有色金属等。包括二氧化碳、氧化亚氮和全氟化碳等温室气体的交易；涉及能源行业、钢铁水泥行业、造纸业、航空行业、石油化工制品及其他化学品、氨、有色金属等。配额方式各成员国提交国家分配方案（NAP），由欧盟委员会确定配额总量；配额免费发放，本阶段配额能不能转移到下阶段使用。各成员国提交国家分配方案（NAP），由欧盟委员会确定配额总量；配额分配加入拍卖机制，免费发发占总额度的90%。取消各成员国进行分配提案的方式，总排放量由欧盟确定；超过50%的配额采用拍卖形式，电力行业实行完全拍卖制。引入“市场稳定储备（MSR）”机制，2014年至2016年被排放的碳排放额度可储备起来。2020年之后再放回市场。储备不可储备至第二阶段，但是建立新进入者储备。可沿用至第三阶段2014年至2016年被排放的碳排放额度可储备起来，2020年之后再放回市场。惩罚处以每标准吨超额排放部分的二氧化碳的40欧元罚款处以每标准吨超额排放部分的二氧化碳的100欧元罚款，扣减次年排放额度相应数量资料来源：环保技术国际智汇平台、碳排放交易网、方正证券研究所欧盟二级市场碳价前期波动较大。欧盟碳交易市场在发展的第一阶段和第二阶段，二级市场碳价受到配额供需错配和经济大势影响，波动较大。在第一阶段，由于配额总量过大，出现了配额富余的情况，价13[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款格一路下行，几乎接近零元。而在第二阶段，由于外部金融危机和欧债危机的爆发，整体经济形势低迷，碳排放量锐减，配额过剩的情况进一步加剧，碳价再次迎来又一轮暴跌。而进入第三阶段后，欧盟在扩大配额拍卖比例至50%的同时，大幅缩减了配额总量，碳价开始逐步回升。MSR机制刺激碳价提升，欧盟碳价冲击历史高位。欧盟碳市场在第四阶段引入了“市场稳定储备（MSR）”机制，2014年至2016年未排放的碳排放额度可储备起来，2020年之后再放回市场，有利于欧盟碳价在较长一段时间内保持稳定。虽然在2020年3月中旬受国际疫情冲击，欧盟碳价出现快速下跌，但受益于MSR机制、配额总额的缩减和经济状况的恢复，碳价出现反弹。2021年，欧盟碳价更是一路走高，至6月已超过50欧元/吨，较年初上涨了约50%，处于历史最高位。图表9：EUA期货日成交量及结算价资料来源：Wind、方正证券研究所3中国：配额为主，CCER为重要补充，市场迅速扩张3.1国内碳市场交易类型：以碳配额为主，CCER为补充机制国内碳排放权交易市场有两种交易类型，总量控制配额交易和项目减排量交易，分别对应两种交易产品，碳排放权配额和国家核证自愿减排量（CCER）。14[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表10：中国碳排放权交易体系资料来源：方正证券研究所碳排放权配额为政府在总量控制的前提下将排放权以配额方式发放给各企业，属强制性减排。CCER为前者的补充机制，企业通过自愿实施项目削减温室气体，获得减排凭证。自愿减排的企业可以通过交易CCER实现项目增收，减排成本高的企业可以通过购买其他企业盈余的碳排放交易权配额或CCER，以最低成本完成减排目标。3.2全国碳市场第一个履约周期开启，行业覆盖面进一步拓宽全国碳市场第一个履约周期开启。我国碳交易市场发展历经了CDM建设、碳市场试点建设和全国统一碳市场建设三个阶段。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。2016年，福建碳市场启动，并发布了《福建省碳排放交易权市场调节实施细则（试行）》；全国8个碳排放权试点全部启动交易。2021年7月16日，全国碳交易正式开始，碳市场开始由试点推向全国。碳交易市场有望向8大高耗能行业推广。2017年颁布的《全国碳排图表11：中国碳排放权交易基本机制交易类型强制性法律依据类型限制碳排放权配额交易强制《碳排放权交易管理暂行办法》国家发改委确定国家及各省、自治区和直辖市的排放配额总量的基础上，省级发改委免费或有偿分配给排放单位一定时期内的碳排放额度，并由各个试点地区的交易所自行制定交易规则。核证自愿减排量（CCER）交易自愿《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》1）参与自愿减排交易的项目应经有资质审定机构审定，并向国家发改委申请自愿减排项目备案；2）经备案的自愿减排项目产生减排量后，应经有自治的审核机构核证，而后再向国家发改委申请减排量备案；3）经国家发改委备案的自愿减排量即为“核证自愿减排量”或“CCER”。资料来源：《碳排放权交易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》、方正证券研究所15[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款放权交易市场建设方案（发电行业）》将行业对象优先聚焦到了电力行业，“十四五”期间，碳交易市场有望从电力行业向8大行业推广，钢铁、水泥、化工等行业将纳入市场。图表12：我国碳市场发展阶段资料来源：中国政府网、方正证券研究所3.3试点区域以碳现货交易为主，区域分割现象较明显3.3.1交易量波动巨大，广东、湖北交易额领先2013-2017年，中国碳排放权交易量呈上行趋势，因2017年国家暂停对CCER项目的备案申请，成交量减半，2020年回升至原有水平。2013年中国碳交易成交量为31.94万吨，2020年为4340.09万吨，约为2013年的136倍。2021年1月1日-6月3日，中国碳排放权交易成交量为398.64万吨。2013-2017年，中国碳排放权交易额呈持续上升趋势。17、18年增速减缓，19年恢复，2020年成交额为12.67亿元。2021年1月1日-6月3日，成交额为1.13亿元。图表13：2013-2021.6中国排放权交易量（万吨）图表14：2013-2021.6中国排放权交易额（亿元）资料来源：中国产业信息网、方正证券研究所资料来源：中国产业信息网、方正证券研究所2020年，碳排放权交易成交量排名前三的省份为广东、湖北、天津。分别为1948.86万吨、1421.62万吨、520.27万吨。截至2021年6月3日，碳排放权交易累计成交量最高的三个省份为湖北、广东、深圳，成交量分别为7827.65万吨、7755.13万吨、2708.48万吨；其中，湖北占32.46%，广东占32.16%，深圳占11.23%。16[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表15：2013-2021.6各省排放权交易量（万吨）图表16：2021.6.3各省排放权累计交易量占比资料来源：中国产业信息网、方正证券研究所资料来源：中国产业信息网、方正证券研究所2020年，碳排放权交易成交额排名前三的省份为广东、湖北、天津，分别为5.26亿元、3.94亿元、1.36亿元，与当年成交量排名一致。截至2021年6月3日，碳排放权交易累计成交额最高的三个省份为湖北、广东、北京，成交额分别为16.88亿元、15.91亿元、9.00亿元；其中，湖北占28.81%，广东占27.14%，北京占15.35%。由于交易均价较高，北京交易所累计成交额超过深圳，位列第三。图表17：2013-2021.6各省排放权交易额（万元）图表18：2021.6.3各省排放权累计交易额占比资料来源：中国产业信息网、方正证券研究所资料来源：中国产业信息网、方正证券研究所3.3.2免费配额比例超90%，交易产品以碳现货为主各试点地区根据自身情况定立了不同的碳交易市场规则，综合各地情况，我国试点阶段碳市场主要呈现出如下共同特征：➢免费配额占比基本在90%以上。在现有的8个试点地区，配额分配方式均以免费配额为主，且免费额度基本都在90%以上。➢交易产品仍以碳现货为主。与欧盟碳交易市场不同，目前我国碳市场交易产品多为现货，碳金融衍生产品交易有限，区域试点阶段碳配额和核证减排量（CCER）交易均为现货交易，现有碳金融衍生产品的交易均属于地方市场实验性交易，交易规模小，持续时间短。➢线下交易为主要模式。由于线上交易存在手续费高、交易不确定性高、无法对交易价格进行协商等缺点；区域试点阶段交易以线下为主。17[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表19：试点地区碳交易市场规则试点省市配额分配模式配额分配方法碳市场覆盖范围碳市场交易主体深圳市混合模式：90%以上配额免费发放，一次性分配2013年-2015年的配额，考虑行业增长燃煤电厂采用行业基准线法，燃气电厂企业采用历史强度法来自电力、燃气、水供给等26个行业的635家企业控排企业、机构投资者、个人投资者上海市无偿分配：100%免费，一次性分配2013年-2015年的配额，适度考虑行业增长行业基准线法来自钢铁、石化、化工、金属、电力、建筑材料、防治、造纸、橡胶和化学纤维等行业的197家企业，覆盖城市排放量的57%控排企业、机构投资者北京市混合模式：95%以上免费，按年度发放，以一年数据为依据（未考虑增量）历史强度法来自电力、热力、水泥、石化、汽车制造和公共建筑等行业的约490家企业，覆盖城市排放量的一半控排企业、机构投资者广东省混合模式：2013年电力企业免费额97%，2014年免费额95%，按年度发放，考虑经济社会发展趋势纯发电机组采用行业基准线法，热电联产机组采用历史排放法来自电力、水泥、钢铁、陶瓷、石化、金属、塑料和造纸行业的239家企业，占省排放的42%控排企业、机构投资者天津市无偿分配：100%免费，一次性制定2013-2015年年度配额，每年可调整历史强度法来自钢铁、化工、电力、石化、炼油等行业的114家企业，占城市排放量的60%控排企业、机构投资者、个人投资者湖北市无偿分配：100%免费，未考虑增量历史强度法来自钢铁、化工、水泥、电力等行业的138家企业，占省排放总量的35%控排企业、机构投资者、个人投资者重庆市无偿分配：100%免费，按逐年下降4.13%确定年度配额总量控制上限，未考虑增量历史法来自水泥、钢铁、电力等行业的240家企业，占全部排放量的30%-45%控排企业资料来源：试点省市发改委网站、方正证券研究所3.3.3试点区域分割现象较明显，交易不活跃碳排放权交易量和成交额存在较为明显的区域分割现象。在交易量和成交额方面，各试点市场存在一定差异，区域分割现象较为明显。其中，湖北、广东碳交易行业广、参与企业较多，碳排放权交易量和成交额较高；天津、重庆和福建的碳排放权市场活跃度较低，交易量、成交额明显较低；由于参与主体不同，2017年以后，北京的碳配额日成交均价明显高于其他七个地区。18[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款整体来看，试点阶段八个交易所交易量均较小，导致日成交量波动巨大，日成交均价不连续。图表20：八家交易所日成交均价（元/吨）图表21：八家交易所当日成交量（万吨）资料来源：Wind、方正证券研究所资料来源：Wind、方正证券研究所3.4试点区域CCER交易市场呈迅速扩张态势试点各地因地制宜对CCER抵减规则做出不同规定。CCER项目作为我国碳交易市场的重要补充，各地区对于CCER项目的抵消能力做出了统一规定，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。但各试点地区对于抵消比例和抵消条件的规定却有所不同。抵减比例方面，深圳、天津、湖北抵减比例不得高于10%；重庆不得高于8%;北京、上海不得高于5%。地域方面，大部分试点地区都规定需优先考虑本地项目。而项目类型方面，大部分试点地区都对水电项目做出了限制。19[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款CCER交易市场呈迅速扩张态势，2019年总体同比增长52.30%。2019年各区域市场CCER总体成交量呈迅速扩张态势，达4309.5万吨，同比增长52.30%。其中，四川、湖北地区增长最快，交易量分别同比增长268.72%/254.35%。目前上海是CCER成交量最大的市场，2019年成交量达1513万吨，约占全国的35%。图表23：各区域碳市场CCER交易量变动（万吨）图表24：2019各区域碳市场CCER交易量占比资料来源：碳交易网、中创碳投、方正证券研究所资料来源：碳交易网、中创碳投、方正证券研究所截至2021年6月，全国CCER累计成交达4.8亿吨二氧化碳当量，成交额约114亿元。图表22：试点地区CCER项目抵减规则试点地区比例限制地域限制类型限制深圳不得超过初始配额的10%不得使用其排放边界范围内的CCER可再生能源和新能源发电项目、清洁交通减排项目、海洋固碳减排项目、林业碳汇项目、农业减排项目北京不得高于其当年排放配额的5%利用京外项目的CCER抵消排放，不得超过当年其核发配额的2.5%，并且优先使用河北省、天津市等预备级市签署了应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的CCER非来自氢氟碳化物，全氟化碳，氧化亚氮，六氟化硫气体项目及水电项目；非来自本市行政辖区内重点排放单位固定设施项目上海不得超出当年核发配额量的5%项目所在地位于长三角地区以外的CCER使用比例不得超过企业经市生态环境局审定的2019年度碳排放量的2%非水电项目天津不得超过其当年实际碳排放量的10%优选京、津、冀地区仅来自二氧化碳气体项目，水电项目除外广东不得超过初始配额的10%至少有70%产生于广东省内的温室气体自愿减排项目；不得使用其排放边界范围内的CCER抵消碳排放水电及化石能源的发电、供热和余能利用项目除外湖北不得超过初始配额的10%不得使用其排放边界范围内的CCER抵消非大中型水电类项目重庆不得超过企业审定排放量的8%无非水电项目资料来源：碳交易网、试点省市政府网站、方正证券研究所20[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款3.5中国VS欧盟：CCER项目是我国减排的重要手段之一中国目前试点运行的碳交易体系与EU-ETS类似，但CCER的作用存在明显差异：CCER项目属于CDM项目的衍生，与欧盟的区别在于CCER减排项目是中国本土项目，并非国外的项目，是中国减排的重要手段。CCER（国家核证自愿减排量）是指，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。超额排放的企业可通过在碳交易市场上购买CCERs抵消碳排放超额部分。虽然CCERs抵减原则与CERs类似，但是所投资的减排项目均为中国本土项目，是中国碳交易市场的重要补充，不存在CDM项目所具有的与本地减排相冲突的问题。目前CCER备案项目中风电项目占比达37%。由于CCER交易量小、个别项目不够规范等问题，从2017年3月开始，国家已经暂停对CCER项目、方法学等相关备案申请。据国家发改委公示，现有的CCER审定项目累计达到2856个，备案项目1047个，获得减排量备案项目287个，主要包括风电、光伏发电、农村户用沼气、水电等项目类别，其中风电项目占比最大，达到37%，光伏发电占比20%。现有项目合计备案减排量5283万吨CO2。图表25：CCER产生和交易流程图表26：CCER备案项目数量（个）及占比资料来源：大成律师事务所、方正证券研究所资料来源：碳交易网、中创碳投、方正证券研究所4CCER需求提升，利好风电、光伏、垃圾焚烧发电行业4.1CCER实施流程CCER实施的主要流程为：申请CCER、项目开发前期评估、项目开发及获得减排量签发。最短周期为8个月。项目开发前期评估是指：一，评估该项目是否符合国家主管部门备案的CCER方法学的适用条件，二，评估该项目是否满足额外性论证的要求。CCER方法学规定了如何确定项目基准线、论证额外性、计算减排量和制定监测计划。其中，确定基准线和额外性为两大核心要点。基准线是指在不存在该项目情况下产生的由人类造成的温室气体排放的基准场景。额外性是指CCER项目克服了之前存在的财务、技术、融资等方面的障碍，实现了低于基准线水平的排放量。减少的温室气21[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款体排放量就是该项目的减排效益。CCER的开发流程主要包含6个步骤。分别为：项目文件设计、项目审定、项目备案、项目实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发。项目设计文件（PDD）的编写依据国家发改委网站上公布的最新格式及填写指南。项目经过审核后，将在国家主管部门进行备案。国家主管部门会委托专家进行评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对备案申请进行核查，核查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。经备案的CCER项目产出减排量后，项目业主需将减排量备案申请函、监测报告及减排量核证报告交由国家主管部门进行减排量申请，主管部门会委托专家进行技术评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对碳减排备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。图表27：CCER开发流程资料来源：碳排放交易、碳交易网、方正证券研究所4.2CCER对风电项目影响分析风电项目通过使用风力发电替代火电，减少碳排放。近期项目采用CM-001-V02可再生能源并网发电方法学（第二版）。在第一版的基础上，该方法学简化了排放因子计算的要求，并根据原CDM项目方法学的更新版进行了相应调整。4.2.1项目类型如项目活动是建设新的风力发电厂/发电机组，方法学假设项目活动产生的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产。如项目活动是对现有风力并网发电厂/发电机组进行扩容，假定新增容量不会对现有发电量产生显著影响，可选择直接记为扩容后发电厂/发电机组的总上网电量，或单独测量新增上网电量，再在原上网电量基础上相加。如项目活动是对现有风力并网发电厂/发电机组进行改造或替代，方法学规定，基准线发电量采用保守估计，需在净上网电量基础上基于历史净上网电量和标准偏差进行调整。22[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款4.2.2额外性论证如风电项目使用海上风电技术，额外性论证较为简单。在提交备案申请时，如果满足以下任一条件，则拟议项目自动具备额外性：条件一：拟议项目所在省份采用该技术装机容量占并网发电总装机容量的比例小于或等于2%；或条件二：拟议项目所在省份采用该技术装机容量小于或等于50MW。4.2.3减排量对于风电项目来说，减排量的计算方法为，在基准线排放的基础上，减去项目排放。=第y年减排量(tCO2e/年)=第y年基准线排放(tCO2e/年)=第y年项目排放(tCO2e/年)注释：tC02e为碳交易计算单位，即每吨二氧化碳当量。4.2.4基准线排放其中，基准线排放仅包括由项目活动替代的化石燃料火电厂发电所产生的CO2排放。计算方法为项目监测到的净上网电量乘以组合边际CO2排放因子。第y年因减排项目产生的净上网电量(MWh/年)第y年并网发电的组合边际CO2排放因子(tCO2e/MWh)4.2.5组合边际CO2排放因子在项目开始前，组合边际CO2排放因子事先确定。构成因子采用国家发改委最新发布的数据，权重来源于方法学规定。第y年区域电网电量边际排放因子电量边际排放因子权重(%)23[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款第y年区域电网容量边际排放因子容量边际排放因子权重(%)方法学规定，对于风力发电项目，第一计入期和后续计入期中，电量边际排放因子权重为0.75，容量边际排放因子权重为0.25。即：=0.75=0.25基于最新发布的《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》，计算出风电组合边际CO2排放因子：图表28：风力发电组合边际CO2排放因子电网名称电量边际排放因子（tCO2/MWh)容量边际排放因子(tCO2/MWh)风电组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)华北区域电网0.94190.48190.8269东北区域电网1.08260.23990.8719华东区域电网0.79210.38700.6908华中区域电网0.85870.28540.7154西北区域电网0.89220.44070.7793南方区域电网0.80420.21350.6565行业平均0.7568资料来源：《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所项目的度电碳减排取决于该年的基准线排放因子。由2019年基准线排放因子结果测算，风电行业的平均度电碳减排为756.8克/千瓦时。4.2.6项目排放对于大多数风电项目来说，项目排放为0。即减排量等于基准线排放量。4.2.7CCER项目影响分析以中广核利川柏杨坝风电厂项目为例，进行项目分析。项目总装机容量49.6MW，监测期为458天。本项目为新建项目，假设项目产生的电量等量替代华中区域电网的化石燃料发电量。24[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表29：中广核利川柏杨坝项目上下网电量检测图资料来源：《中广核利川柏杨坝风电项目监测报告》、方正证券研究所项目通过安装电表监测项目上网电量和下网电量，计算差值，得出净上网电量。本项目的净上网电量为109,334.9136MWh。本项目采用《2013中国区域电网基准线排放因子》的数值，事先确定的华中区域电网组合排放因子为0.858。因项目排放为0，减排量等于基准线排放，即项目净上网电量乘以华中区域组合排放因子，得出监测期内实际温室气体减排量为93,820tCO2e。根据市场碳交易价格保守估计，以30元/吨的价格，中广核利川柏杨坝风电厂项目在本监测期总预计增收281.46万元，平均年增收224.31万元。我们以10MW装机容量的风电项目为例，假设年利用小时数2000h，上网电价执行2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价，CCER价格为30元/吨，则项目年增收45.408万元，收入弹性为6.19%。若未来CCER价格升至40/50/60/70元/吨，则对应收入弹性分别为8.25%/10.31%/12.38%/14.44%。图表30：5个具有代表性的风电CCER项目展示项目地点新疆乌鲁木齐达坂城湖北利川柏杨坝湖北大悟五岳山山东淄川薛家峪甘肃金川区红崖山项目业主中节能风力发电（新疆）有限公司中广核湖北利川风力发电有限公司中广核湖北大悟风力发电有限公司中广核风电有限公司三峡新能源金昌风电有限公司监测期2015.12.27~2017.1.312015.10.1~2016.12.312015.10.1~2016.12.312016.1.1~2016.12.312015.12.30~2016.11.29体量（MW）20050485050年均温室气体减排量121,80574,76973,97578,60842,387总温室气体减排量134,15293,82092,82378,82339,019净上网电量170,174109,335108,17384,87549,594度电碳减排（克/千瓦时）788858858929787项目监测期增收（元）4,024,5602,814,6002,784,6902,364,6901,170,570平均年增收（元）3,654,1402,243,0762,219,2402,358,2291,271,601资料来源：《中节能、中广核、三峡新能源风电项目监测报告》、方正证券研究所25[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表31：风电项目CCER收入弹性测算图表32：指标数量装机容量10MW利用小时数2000h年发电量2000（万kWh）上网电价0.3669元/kWh售电收入733.8万元平均单位减排0.7568tCO2/MWh平均年度减排15136tCO2CCER价格30元/tCCER增厚收益45.408万元收入弹性6.19%资料来源：国际新能源网、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所图表32：风电项目CCER收入弹性敏感性分析图表33：CCER价格（元/t）收入弹性306.19%408.25%5010.31%6012.38%7014.44%资料来源：国际新能源网、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所4.3CCER对光伏项目影响分析光伏发电项目通过使用可再生太阳能发电替代火电，减少碳排放。近期项目采用CM-001-V02可再生能源并网发电方法学（第二版）。在第一版的基础上，该方法学简化了排放因子计算的要求，并根据原CDM项目方法学的更新版进行了相应调整。4.3.1项目类型如项目活动是建设新的太阳能发电厂/发电机组，方法学假设项目活动产生的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产。如项目活动是对现有太阳能并网发电厂/发电机组进行扩容，假定新增容量不会对现有发电量产生显著影响，可选择直接记为扩容后发电厂/发电机组的总上网电量，或单独测量新增上网电量，再在原上网电量基础上相加。如项目活动是对现有光伏并网发电厂/发电机组进行改造或替代，方法学规定，基准线发电量采用保守估计，需在净上网电量基础上基于历史净上网电量和标准偏差进行调整。4.3.2额外性论证使用太阳能光伏发电，及太阳热发电技术（包括聚光太阳能发电技术）的项目，额外性论证较为简单。在提交备案申请时，如果满足以下任26[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款一条件，则拟议项目自动具备额外性：条件一：拟议项目所在省份采用该技术装机容量占并网发电总装机容量的比例小于或等于2%；条件二：拟议项目所在省份采用该技术装机容量小于或等于50MW。4.3.3减排量对于光伏发电项目来说，减排量的计算方法为，在基准线排放的基础上，减去项目排放。=第y年减排量(tCO2e/年)=第y年基准线排放(tCO2e/年)=第y年项目排放(tCO2e/年)注释：tC02e为碳交易计算单位，即每吨二氧化碳当量。4.3.4基准线排放其中，基准线排放仅包括由项目活动替代的化石燃料火电厂发电所产生的CO2排放。计算方法为项目监测到的净上网电量乘以组合边际CO2排放因子。第y年因减排项目产生的净上网电量(MWh/年)第y年并网发电的组合边际CO2排放因子(tCO2e/MWh)4.3.5组合边际CO2排放因子在项目开始前，组合边际CO2排放因子事先确定。构成因子采用国家发改委最新发布的数据，权重来源于方法学规定。第y年区域电网电量边际排放因子电量边际排放因子权重(%)第y年区域电网容量边际排放因子27[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款容量边际排放因子权重(%)方法学规定，对于光伏发电项目，第一计入期和后续计入期中，电量边际排放因子权重为0.75，容量边际排放因子权重为0.25。即：=0.75=0.25基于最新发布的《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》，计算出光伏发电组合边际CO2排放因子：图表33：光伏发电组合边际CO2排放因子电网名称电量边际排放因子（tCO2/MWh)容量边际排放因子(tCO2/MWh)光伏发电组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)华北区域电网0.94190.48190.8269东北区域电网1.08260.23990.8719华东区域电网0.79210.38700.6908华中区域电网0.85870.28540.7154西北区域电网0.89220.44070.7793南方区域电网0.80420.21350.6565行业平均0.7568资料来源：《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所项目的度电碳减排取决于该年的基准线排放因子。由2019年基准线排放因子结果测算，光伏行业的平均度电碳减排为756.8克/千瓦时。4.3.6项目排放对于大多数光伏发电项目来说，项目排放为0。即减排量等于基准线排放量。4.3.7CCER项目影响分析以龙源格尔木四期并网光伏发电项目为例，进行项目分析。项目总装机容量20.736MW，监测期为731天。本项目为新建项目，假设项目产生的电量等量替代西北区域电网的化石燃料发电量。图表34：龙源格尔木项目上下网电量检测图资料来源：《龙源格尔木光伏发电项目监测报告》、方正证券研究所28[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款项目通过安装电表监测项目上网电量和下网电量，计算差值，得出净上网电量。本项目的净上网电量为50,751.099MWh。本项目采用《2015中国区域电网基准线排放因子》的数值，事先确定的西北区域电网组合排放因子为0.788325。因项目排放为0，减排量等于基准线排放，即项目净上网电量乘以西北区域组合排放因子，得出监测期内实际温室气体减排量为40,008tCO2e。根据市场碳交易价格保守估计，以30元/吨的价格，龙源格尔木四期并网光伏发电项目在本监测期总预计增收120万元，平均年增收59.9万元。我们以10MW装机容量的光伏项目为例，假设年利用小时数1500h，上网电价执行2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价，CCER价格为30元/吨，则项目年增收34.056万元，收入弹性为6.19%。若未来CCER价格升至40/50/60/70元/吨，则对应收入弹性分别为8.25%/10.31%/12.38%/14.44%。图表36：光伏项目CCER收入弹性测算图表37：指标数量装机容量10MW利用小时数1500h年发电量1500（万kWh）上网电价0.3669元/kWh售电收入550.35万元平均单位减排0.7568tCO2/MWh平均年度减排11352tCO2CCER价格30元/tCCER增厚收益34.056万元收入弹性6.19%资料来源：国际新能源网、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所图表35：5个具有代表性的光伏发电CCER项目展示项目地点青海格尔木内蒙古锡林郭勒盟正蓝旗内蒙古乌兰察布内蒙古通辽市科左中旗内蒙古乌兰察布项目业主龙源格尔木新能源开发有限公司正蓝旗国电光伏发电有限公司国电商都县第二光伏发电有限公司国电科左中旗光伏发电有限公司兴和县察尔湖海润生态光伏发电有限公司监测期2015.1.1~2016.12.312015.2.2~2017.2.202014.12.21~2016.11.202014.12.31~2016.10.312015.1.1~2016.12.31体量（MW）2150506050年均温室气体减排量19,97764,68271,20988,75667,347总温室气体减排量40,008132,909136,760163,166134,878净上网电量50,751147,563151,838181,155149,749组合排放因子0.7880.9010.9010.9010.901项目监测期增收（元）1,200,2403,987,2704,102,8004,894,9804,046,340平均年增收（元）599,2991,940,4712,136,2652,662,6942,020,402资料来源：《龙源、国电、海润光伏太阳能发电项目监测报告》、方正证券研究所29[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表37：光伏项目CCER收入弹性敏感性分析图表38：CCER价格（元/t）收入弹性306.19%408.25%5010.31%6012.38%7014.44%资料来源：国际新能源网、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所4.4CCER对垃圾焚烧发电项目影响分析垃圾焚烧发电项目通过避免垃圾填埋产生的温室气体排放及替代火电，减少碳排放。近期项目采用CM-072-V01多选垃圾处理方式（第一版）。4.4.1项目边界垃圾焚烧发电的项目边界主要包括：在基准线下处理垃圾的SWDS（固体废弃物处理场）、现场电力和/或热的生产和使用、现场燃料使用和用于处理替代垃圾处理方案的废水副产品的废水处理厂。由于项目向电网供电，边界范围也包括与项目电厂所在的电力系统连接的所有电厂。项目边界不包括垃圾收集和运输的设施。图表38：垃圾焚烧发电项目边界示意图资料来源：《六安市垃圾焚烧发电项目监测报告》、方正证券研究所4.4.2减排量对于垃圾焚烧发电项目来说，减排量的计算方法为，在基准线排放的基础上，减去项目排放。30[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款=第y年减排量(tCO2e/年)=第y年基准线排放(tCO2e/年)=第y年项目排放(tCO2e/年)注释：垃圾焚烧发电项目的副产品没有制堆肥料或联合堆肥，也没有厌氧消化，因此项目泄露为0，未放入计算公式中。4.4.3基准线排放垃圾焚烧发电项目的基准线排放来源于①SWDS垃圾分解时排放的CH4；②发电时排放的CO2。：第y年来自SWDS的甲烷基准线排放量：第y年项目与能源生产相关的基准线排放(电力能源)：考虑了第y年替代垃圾处理方式t须占比例的折减因子根据中国对城市垃圾处理办法的法规遵从率计算折减因子：：第y年强制垃圾处理替代方案t的法规遵从率a.来自SWDS的甲烷基准线排放在甲烷基准线排放量计算公式中，除Wj,x，在第x年避免填埋的j类垃圾的数量（吨）需根据项目监测外，其余数值均被事先规定。：用来修正模型不确定性的修正因子;：填埋场内收集、点燃或以其他方式处理的甲烷百分比;：甲烷的全球变暖趋势;：氧化因子;31[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款：填埋气中的甲烷比例;：可降解有机碳的比例;：甲烷修正因子;：在第x年，避免填埋的j类垃圾的数量;：垃圾类型j的可降解有机碳比率（质量比）;：垃圾分类j的降解率b.单独发电的基准线排放1.核心公式单独发电的基准线排放的计算方法为，输入到电网的电量乘以组合边际CO2排放因子，再按电力传输损失的百分比增加。：第y年垃圾处理方式t产生的输入到电网的电量（MWh）：第y年所替代电量对应的排放因子（tCO2e/MWh）：第y年项目平均电力传输损失注：电力传输损失一般取3%，保守情况取0%。2.排放因子计算方法所替代电量对应的排放因子事先确定，为该区域电网电量边际排放因子和容量排放因子的加权平均。构成因子采用国家发改委最新发布的数据，权重来源于方法学规定。第y年区域电网电量边际排放因子电量边际排放因子权重(%)第y年区域电网容量边际排放因子容量边际排放因子权重(%)32[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款方法学规定，垃圾焚烧发电属于其他类型的项目，第一计入期的电量边际排放因子权重为0.5，容量边际排放因子权重为0.5。即：=0.5=0.5后续计入期的电量边际排放因子权重为0.25，容量边际排放因子权重为0.75。即：=0.25=0.75注：项目计入期是指项目可以产生减排量的最长时间期限，参与者可选择固定计入期（10年）和可更新的计入期（3x7年）。基于最新发布的《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》，计算出垃圾焚烧发电各计入期的组合边际排放因子：图表39：垃圾焚烧发电组合边际CO2排放因子电网名称电量边际排放因子容量边际排放因子第一计入期组合排放因子后续计入期组合排放因子华北区域电网0.94190.48190.71190.5969东北区域电网1.08260.23990.66130.4506华东区域电网0.79210.38700.58960.4883华中区域电网0.85870.28540.57210.4287西北区域电网0.89220.44070.66650.5536南方区域电网0.80420.21350.50890.3612资料来源：《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所4.4.4项目排放垃圾焚烧的项目排放来源于四方面。电力消耗，化石燃料消耗，在项目边界内燃烧产生的CO2、N2O和CH4，和排放废水管理。4.4.5CCER项目影响分析以佛山市南海垃圾焚烧发电项目为例，进行项目分析。项目日处理垃圾1,500吨，总装机规模为30MW，监测期为214天。本项目为新建项目，通过避免垃圾填埋产生的温室气体排放及替代以化石燃料电厂为主的南方电网同等电量，实现减排效果。项目选用可更新的计入期（3x7年），本监测期属于第一计入期。项目利用垃圾焚烧产生的高温烟气，通过余热锅炉产生蒸汽进行发电，并安装两块电表监测上下网电量，计算差值，得出净上网电量。33[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表40：佛山市垃圾焚烧发电项目工艺流程示意图资料来源：《佛山南海垃圾焚烧发电项目监测报告》、方正证券研究所本项目没有电力消耗，下网电量为0。净上网电量等于上网电量，为81,441.800MWh。因项目的电力传输损失取3%，实际发电量在此基础上多3%，为83,885MWh。项目基准线排放来源于两方面。SWDS中产生的甲烷基准线排放，及项目单独发电产生的二氧化碳基准线排放。根据公式及以下参数值，计算出SWDS中产生的甲烷基准线排放为105,053tCO2。34[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表41：SWDS中产生的甲烷基准线排放计算参数参数描述数值来源φy用来修正模型不确定性的修正因子0.85固体废弃物处理站的排放计算工具（第06.0.1版）fy填埋场内收集、点燃或以其它方式处理的甲烷百分比0现场垃圾处理场关于填埋场沼气利用的说明GWPCH4甲烷的全球变暖潜势25IPCC2006OX氧化因子0.1IPCC2006第5卷，第3章表3.2F填埋气中的甲烷比例0.5IPCC2006第5卷,第3章第15页DOCf,y可降解有机碳的比例0.5IPCC2006第5卷，第3章第13页MCFy甲烷修正因子1.0IPCC2006第5卷，第3章表3.1Wj,x在第x年，避免填埋的j类固体垃圾的数量垃圾种类jWj,x(t)所占比率食物垃圾153,97451.54%纸31,33910.49%花园和公园垃圾22,5857.56%木头7,0802.37%塑料13,6234.56%纺织24,5878.23%玻璃7,6482.56%金属2,4200.81%橡胶00%砖瓦渣土35,49111.88%项目实际监测DOCj垃圾类型j的可降解有机碳比率（质量比）垃圾种类jDOCj（%湿基）木头及木质品43纸浆、纸和厚纸板（非污泥）40食品、食物垃圾、饮料及烟草（非污泥）15纺织品24花园、庭院和公园垃圾20玻璃、塑料、铁及其他惰性垃圾0IPCC2006第5卷，第2章表2.4和2.5kj垃圾分类j的降解率垃圾种类jkj食物垃圾0.4纸0.07花园和公园垃圾0.17木头0.035塑料0纺织0.07玻璃金属0橡胶皮革0砖瓦渣土0IPCC2006第5卷，第3章表3.3资料来源：《佛山南海垃圾焚烧发电项目监测报告》、方正证券研究所35[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款项目单独发电产生的二氧化碳基准线排放，等于实际发电量（上网电量+电力传输损失）乘以区域电网组合边际排放因子。本项目采用《2014中国区域电网基准线排放因子》的数值，事先确定的南方区域电网组合排放因子为0.6775。由此得到基准线排放为56,832tCO2。因本监测期内没有法规强制要求采用特定方式处理生活垃圾，RATEcompliance,t,y为0，DFRATEt,y折减因子为1，项目基准线排放不需要折减。总监测期内基准线排放为：项目排放来自化石燃料消耗，在项目边界内燃烧产生的CO2、N2O和CH4，和排放废水管理。总项目排放为80,432tCO2。项目实际碳减排为：根据市场碳交易价格保守估计，以30元/吨的价格，佛山市南海垃圾焚烧发电项目在本监测期总预计增收244万元，平均年增收417万元。根据4个具有代表性的垃圾焚烧发电CCER项目，测算出行业平均吨处理垃圾碳减排约为340克/吨。我们以1000吨/日的设计处理规模为例，假设年发电330天，垃圾处理费为70元/吨，产能利用率90%，电量上网比例为70%，CCER价格为30元/吨，则项目年增收445.5万元，收入弹性为5.27%。若未来CCER价格升至40/50/60/70元/吨，则对应收入弹性分别为7.03%/8.79%/10.55%/12.31%。图表42：4个具有代表性的垃圾焚烧发电CCER项目展示项目地点广东佛山蓝海江苏淮安江苏江阴月城辽宁大连项目业主佛山市南海绿电再生能源有限公司淮安中科环保电力有限公司光大环保能源（江阴）有限公司大连泰达环保有限公司监测期2016.6.1~2016.12.312015.1.1~2016.8.312011.3.9~2015.12.312015.9.1~2016.10.31年处理垃圾（吨）500,000365,000120,000500,000年均温室气体减排量138,927126,68356,784130,169总温室气体减排量81,453211,370273,652151,923净上网电量83,885268,924381,861202,420项目监测期增收（元）2,443,5906,341,1008,209,5604,557,690平均年增收（元）4,167,8053,800,4951,703,5193,905,063吨处理垃圾碳减排（克/吨）278347473260平均吨处理垃圾碳减排（克/吨）340资料来源：《佛山南海、淮安市、光大环保、大连市垃圾焚烧发电项目监测报告》、方正证券研究所36[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款图表43：垃圾焚烧项目CCER收入弹性测算图表44：指标数量项目规模1000吨/日运行天数330天产能利用率90%垃圾处理费70元/吨年度垃圾处理费收入2079万元年上网电量7734kWh年发电收入4491万元项目总收入6570万元吨垃圾处理量减排0.34tCO2/MWh平均年度减排11.22万tCO2CCER价格30元/tCCER增厚收益336.6万元收入弹性5.12%资料来源：国际新能源网、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所图表44：垃圾焚烧项目CCER收入弹性敏感性分析图表45：CCER价格（元/t）收入弹性305.12%406.83%508.54%6010.25%7011.95%资料来源：国际新能源网、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果》、方正证券研究所5碳交易价格展望：具有较大提升空间，全国交易价格明显高于试点阶段5.1我国碳交易价格仍有较大提升空间根据ICAP的数据，中国的碳交易价格与较为成熟的碳交易市场相比仍存在差距。中国各试点交易所的碳价均在7美元以下。在欧盟、瑞士等较为成熟的碳交易市场中，碳配额的价格已超过45美元。6月3日，欧盟的碳配额价格已达63.35美元，为当日全球主要交易所最高。中国的碳交易价格仍具有较大提升空间。37[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款5.2全国碳排放权交易规则确立，试点市场将逐步纳入全国碳市场根据生态环境部的相关规定，全国碳排放权交易机构成立前，由上海环境能源交易所承担全国碳排放权交易系统账户开立和运行维护等具体工作。6月22日，上海环境能源交易所发布《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》。根据公告，挂牌协议交易单笔买卖最大申报数量应当小于10万吨二氧化碳当量，成交价格在上一个交易日收盘价的±10%之间确定，交易时段与A股相同。大宗协议交易单笔买卖最小申报数量应当不小于10万吨二氧化碳当量，成交价格在上一个交易日收盘价的±30％之间确定。图表45：全球各碳排放权交易体系碳价对比交易体系试点年份日期币种价格/tCo2e美元价格数据来源加利福尼亚-魁北克20215月19日美元18.8018.80加利福尼亚州空气资源委员会中国北京20213月23日人民币36.005.64重庆20213月23日人民币24.763.88中国碳交易网(Chinese)广东20213月23日人民币36.415.70上海20213月23日人民币41.506.50湖北20213月23日人民币30.354.75深圳20213月23日人民币5.310.83天津20213月23日人民币24.003.76福建20213月22日人民币8.191.28欧盟20216月3日欧元51.9063.35欧洲能源交易所韩国20216月3日韩元13，55012.19韩国交易所新西兰20216月3日新西兰元37.9027.43CommTradeNewZealand区域温室气体减排行动（RGGI）20213月3日美元7.607.60区域温室气体减排行动组织瑞士20213月10日瑞士法郎39.2547.91瑞士排放权交易登记处(Menu'Auctions')资料来源：ICAP、方正证券研究所RGGI的二氧化碳当量以净吨为单位；1净吨=0.91公吨以号标记的为最近拍卖的结算价格，以号标记的为在没有拍卖价的情况下，采用的二级市场价格。采用2021年06月23日当天各货币对美元的汇率进行换算。38[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款根据生态环境部的部署，全国碳市场将采用“双城模式”——由上海负责全国碳交易机构及系统建设，武汉负责全国碳登记结算机构及系统建设。《碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)》明确，在正式条例颁布及施行之后将不再新设地方碳排放权交易市场，此前已存在的试点交易市场将逐步纳入全国碳市场。同时，已纳入全国碳市场交易主体范畴的重点排放单位不再参与地方相同温室气体种类和相同行业的碳排放权交易市场。图表46：全国碳排放交易规则交易方式挂牌协议交易大宗协议交易单向竞价申报数量最大申报数量应小于10万吨二氧化碳当量单笔买卖最小申报数量应不小于10万吨二氧化碳当量交易主体向交易机构提出卖出申请，交易机构发布竞价公告，符合条件的意向受让方按照规定报价，在约定时间内通过交易系统成交。交易机构根据主管部门要求，组织开展配额有偿发放，适用单向竞价相关业务规定。单向竞价相关业务规定由交易机构另行公告。成交价格上一个交易日收盘价的±10%之间确定上一个交易日收盘价的±30%之间确定交易规则1）以价格优先的原则，在对手方实时最优五个价位内以对手方价格为成交价依次选择，提交申报完成交易。2）同一价位有多个挂牌申报的，交易主体可以选择任意对手方完成交易。成交数量为意向方申报数量。1）交易主体发起买卖申报/与已发起申报的交易对手方进行对话议价/直接与对手方成交。2）交易双方就交易价格与交易数量等要素协商一致后确认成交。交易时段每周一至周五上午9:30-11:30、下午13:00-15:00每周一至周五下午13：00-15：00资料来源：上海环境能源交易所、方正证券研究所39[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款5.3全国碳排放权线上交易正式启动，交易价格较试点阶段明显提升全国碳排放权线上交易正式启动，交易均价超50元/吨7月16日，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动。碳配额开盘价为48元/吨。第一笔交易成交额为790万元,成交价52.78元/吨。截至收盘，成交均价为51.23元/吨，最高价为52.8元/吨，最低价为48元/吨，成交量合计410.4万吨，成交额合计2.1亿元。7月19日全国碳市场碳排放配额（CEA）挂牌协议交易成交量13.08吨，成交额684.1289万元，收盘价为52.30元/吨，较前一日上涨2.09%。近期试点交易所均价不超过40元/吨，全国线上交易配额价值提升相比之下，7月15日，前期8个试点交易所中只有3家有交易，交易均价为28.57元/吨；最后一个7大试点（福建成立时间较晚，交易量最小，暂不考虑）全部有交易的日期为6月29日，交易均价为38.57元/吨。从前两日全国碳排放权的交易情况来看，日成交均价明显高于近期试点阶段均价，碳配额价值出现提升。图表47：全国碳排放权交易市场与地方试点市场对比市场划分全国碳排放权交易市场地方碳排放权交易试点市场北京天津上海重庆深圳广东湖北福建权属登记全国碳排放权注册登记机构北京市碳排放权注册登记簿天津市碳排放权登记注册系统上海市碳排放配额登记注册系统重庆碳排放权交易登记簿深圳市排放权益注册登记簿广东省碳排放配额注册登记系统湖北省碳排放权交易中心系统福建碳排放配额注册登记系统交易场所全国碳排放权交易机构北京环境交易所天津排放权交易所上海环境能源交易所重庆碳排放权交易所深圳排放权交易所广州碳排放权交易所湖北碳排放权交易中心福建海峡股权交易中心交易品种国家碳排放配额（EA）-BEA-CCER-VER-BFCER-TJEA-CCER-VER-SHEA-CCER-CQEA-CCER-CZEA-CCER-GDEA-PHCHR-CCER-HBEA-CCER-FJEA-CCER-FFCER交易方式协议转让，单向竞价-协议转让-单向竞价-协议转让-单向竞价-协议转让-单向竞价-协议转让-协议转让-挂牌点选-协议转让-挂牌点选-单向竞价-协议转让-挂牌点选-协议转让-挂牌点选-单向竞价结算制度待定T+1参与方重点排放单位：-属于全国排放权交易市场覆盖行业；-年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量控制排放企业和单位：-不属于全国碳排放权交易市场的重点排放建议单位；-纳入当地生态环境管理部门配额管理符合条件的机构或个人（须成为地方试点碳排放权交易所的会员）资料来源：金杜律师事务所、方正证券研究所40[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款6投资建议6.1全球倡导碳减排，碳中和目标营运而生，能源结构调整迫在眉睫碳减排刻不容缓，2050年为碳中和目标重要节点2015年，《巴黎气候协定》通过，核心目标是将全球气温上升控制在远低于工业革命前水平的2摄氏度以内，并努力控制在1.5摄氏度以内，“碳中和”概念应运而生。目前已有54个国家实现碳达峰，占全球碳排放总量的40%。目前，已有超85个国家提出了碳中和目标，时间节点集中在2050年左右。全球碳市场不断完善，碳价上升趋势明显在碳排放权交易系统下，控排企业超排的温室气体需要从市场上购买取得。碳交易通过市场机制实现碳资产的优化配置，助力碳中和目标的实现。截至2021年1月31日，全球共有24个运行中的碳市场，8个正在计划实施的碳市场。世界上接近1/3的人口生活在已实施碳交易体系的地区，参与碳排放交易的国家和地区的GDP占全球总GDP的54%。碳排放交易体系所覆盖的温室气体排放量占全球碳排放总量的16%，相较2005年（5%）提升超过两倍。2016年《巴黎协定》签订后，碳中和进程加快，碳交易市场活跃度增加，全球主要碳市场交易价格也开始逐步提升，其中欧盟碳价提升最快。截止2021年6月3日，欧盟和瑞士碳市场价格分别达到63.35USD/tCO2和47.91USD/tCO2。6.2成熟碳交易体系探讨：欧盟衍生品交易量占比超90%，碳价冲击历史高位欧盟碳交易体系趋于成熟，二级衍生品交易量占比超95%欧盟碳交易市场于2005年启动，经历了探索、改革、发展、创新四个阶段；交易覆盖范围逐渐扩展，配额分配时拍卖占比提升，现已形成全球体量最大、较为成熟的交易体系（EU-ETS）。欧盟现有的6家交易所可进行EUA、CER和ERU的现货和衍生品交易。在2008至2012年，碳期货交易量占欧盟碳市场交易量的比例从75%提高到90%以上，全部衍生品交易量占比超95%。欧盟碳市场迈入创新阶段，碳价冲击历史高位欧盟碳市场已步入发展的第四阶段，引入了“市场稳定储备（MSR）”机制，2014年至2016年未排放的碳排放额度可储备起来，2020年之后再放回市场，有利于欧盟碳价在较长一段时间内保持稳定。受益于MSR机制、配额总额的缩减和经济状况的恢复，欧盟碳价经历了疫情的影响后快速反弹，2021年碳价一路走高，至6月已超过50欧元/吨，较年初上涨约50%，处于历史最高位。6.3中国：配额为主，CCER为重要补充，市场迅速扩张国内碳市场交易以碳配额为主，CCER作补充，全国碳交易正式启动，行业覆盖面进一步拓宽41[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款国内碳排放权交易市场有两种交易类型，总量控制配额交易和项目减排量交易，分别对应两种交易产品，碳排放权配额和国家核证自愿减排量（CCER）。目前，碳交易以碳配额为主，CCER作为补充机制。2021年7月16日，全国碳交易正式开始，碳市场开始由试点推向全国。碳交易市场有望向8大高耗能行业推广。试点阶段免费配额比例超90%，区域分割现象较明显我国试点的8个地区免费配额占比基本在90%以上，交易产品仍以碳现货为主，线下交易为主要模式。由于参与交易的行业和主体不同，各试点市场存在一定差异，区域分割现象较为明显。试点阶段八个交易所交易量均较小，日成交量波动巨大，日成交均价不连续。CCER是我国减排重要手段，交易市场呈迅速扩张态势。CCER项目属于CDM项目的衍生，与欧盟的区别在于CCER减排项目是中国本土项目，并非国外的项目，是助力我国碳减排的重要手段。2019年各区域市场CCER总体成交量比增长52.30%，达4309.5万吨，呈迅速扩张态势。截至2021年6月，全国CCER累计成交达4.8亿吨二氧化碳当量，成交额约114亿元。6.4国内碳交易价格具有较大提升空间，全国线上交易价格明显高于试点阶段中国的碳交易价格仍具有较大提升空间中国试点阶段的碳价长期低于7美元；在欧盟、瑞士等较为成熟的碳交易市场中，碳配额的价格已超过45美元。6月3日，欧盟的碳配额已达63.35美元，为当日全球主要交易所最高。全国碳排放权交易规则确立，试点市场将逐步纳入全国碳市场全国碳排放权交易机构成立前，由上海环境能源交易所承担全国碳排放权交易系统账户开立和运行维护等具体工作。国内将不再新设地方碳排放权交易市场，此前已存在的试点交易市场将逐步纳入全国碳市场。全国碳排放权线上交易正式启动，交易价格较试点阶段明显提升全国碳排放权线上交易正式启动，交易均价超50元/吨。近期试点交易所均价不超过40元/吨，全国线上交易配额价值提升。6.5CCER交易提升风电、光伏、垃圾焚烧景气度；减排背景下，新能源环卫车、碳核查、节能减排需求提升6.5.1可申报CCER增厚收益，风电、光伏、垃圾焚烧景气度提升风电、光伏装机容量有望加速提升习主席在气候雄心峰会上提出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。若要达到2030年12亿千瓦的目标，则2020-2030十一年间，我国风电、光伏总装机容量将提升7.58亿千瓦，年均新增约6893万千瓦。2015-2019年，我国合计新增风电、光伏装机容量2.53亿千瓦，年均增长6322.56万千瓦，则2020-2030年，风42[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款电、光伏的年均新增装机容量将较2015-2019年间提升9.02%。碳排放权交易有望提升风电、光伏、垃圾焚烧项目盈利能力在限制电力行业碳排放量的情况下，免费碳排放配额大概率不能够满足传统能源发电企业的碳排放需求。传统能源发电项目面临三种选择①通过技改降低能耗和碳排放；②在碳排放权交易市场购买多余的配额来通过核查；③接受处罚。为了鼓励企业减排，处罚的成本将高于购买配额和技改的成本。由于技改短期内难以实现，对多余配额交易的需求将提升。风电、光伏、垃圾焚烧发电项目可通过配额交易获取额外收益，对冲补贴退坡带来的影响，提升项目的盈利能力。根据我们的测算，对于10MW的风电和光伏项目，若CCER价格分别为40/50/60/70元/吨，则对应项目的收入弹性将分别为8.25%/10.31%/12.38%/14.44%。对于1000吨/日的设计处理规模的垃圾焚烧发电项目，若CCER价格分别为40/50/60/70元/吨，对应项目收入弹性分别为7.03%/8.79%/10.55%/12.31%。建议关注：协鑫能科、瀚蓝环境、伟明环保、上海环境等。6.5.2交通运输业碳排放占比近10%，新能源环卫车需求有望加速释放交通运输行业碳排放占比高，公共领域用车新能源替代将加速交通运输业碳排放量占比约10%，位列各行业第三，在实现“碳中和”的过程中，交通运输业碳减排势在必行。相比于家用和商用汽车，公共领域用车受政策推动作用更加明显，将率先实现新能源替代。新能源环卫车销量提升快，一二线城市销量领先，受政策影响大，需求有望加速释放2019年新能源环卫车销量约3987辆，同比增长148.75%，市占率提升约2个百分点至3.42%。新能源环卫车以卡车为主，2019年销量为2997辆，占比75%；其余为新能源小型环卫车，销量约990辆。目前，新能源环卫车市场尚未完全铺开，一二线城市销量领先，受地方政府采购政策影响较大。目前，已有超半数省份颁布了环卫领域用车新能源替代政策，新能源环卫车需求有望加速释放。电池技术突破助力渗透率提升，新能源环卫车市场空间近9000亿2020年新能源车补贴政策更多向低成本和高安全性倾斜，磷酸铁锂电池优势显现。比亚迪和宁德时代实现技术突破，补齐磷酸铁锂电池能量密度低的短板。随着技术的进一步突破，低成本+高续航能力的电池将进一步提升新能源环卫车的竞争力，助力其渗透率提升。在全国道路清扫面积、垃圾清运量稳定增长，机械化率继续提升的背景下，环卫车保有量将继续保持增长。随着新能源车市场渗透率加速提升，2020-2035年新能源环卫车销量将达到197.5万辆，对应市场空间约8811亿。建议关注：盈峰环境、宏盛科技、龙马环卫等。43[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告敬请关注文后特别声明与免责条款6.5.3碳核查需求提升，二氧化碳在线监测设备需求有望爆发碳排放监测和核算为碳交易系统有效运行的重要环节。目前我国电力行业对二氧化碳排放量的测定采用核算法，属于对二氧化碳排放量的间接测定方式。在碳交易实施的过程中，为保证数据的可靠和准确，政府有望通过招投标的方式委托第三方检测机构对企业的碳排放量进行核查，利好已有研究储备和项目经验的检测机构。2021年1月，《火力发电企业二氧化碳排放在线监测技术要求》正式发布，填补了碳排放在线监测领域相关标准的空白。在线监测数据作为碳排放量的参考，有望在碳交易市场的核算环节起到重要作用。建议关注：谱尼测试、先河环保、雪迪龙等。6.5.4节能减排方案提供商受益参考欧洲碳交易市场的发展历程，全国配额总量呈现阶段下降趋势，且以拍卖方式分配的配额比例逐渐提升。考虑到CCER的抵消比例不得超过5%，通过技改等手段真正做到节能减排仍将是高耗能企业的必经之路；节能减排方案提供商将充分受益。建议关注：中材节能、双良节能等。7风险提示“碳中和”目标执行力度不及预期“碳中和”目标从2020年下半年确定至今不足1年，后续具体落实措施尚未分解落地。考虑疫情等多方面影响，碳减排推进进度可能不及预期，从而新能源环卫车需求提升速度将不及预期。碳排放权交易市场活跃度不及预期全国范围的碳排放权交易于2021年2月1日正式开始，首批参与者是2225家发电企业。此前8个试点交易所交易活跃度均较低，推向全国交易市场后的第一个履约期参与行业单一，企业对交易制度尚不熟悉，年内交易的活跃度可能不及预期。清洁能源机组装机容量增速不及预期按照“碳中和”和2030年的政策目标，风电、光伏发电机组的装机规模均会出现较大幅度的提升。但未来在实际执行过程中，仍有可能与政策出现偏差，两类机组的装机容量增速可能不及预期。新能源环卫车市场渗透率提升速度不及预期2019年，新能源环卫车采购量为3987辆，占全部环卫车总销量的3.42%，市场规模依然很小，未来政策推进进度较慢或电池技术进步较慢有可能影响渗透率提升的速度，导致新能源环卫车销量不及预期。44[Table_Page]环保工程及服务Ⅱ-行业深度报告分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，保证报告所采用的数据和信息均来自公开合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。研究报告对所涉及的证券或发行人的评价是分析师本人通过财务分析预测、数量化方法、或行业比较分析所得出的结论，但使用以上信息和分析方法存在局限性。特此声明。免责声明本研究报告由方正证券制作及在中国（香港和澳门特别行政区、台湾省除外）发布。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告内容仅供我公司适当性评级为C3及以上等级的投资者使用，本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。若您并非前述等级的投资者，为保证服务质量、控制风险，请勿订阅本报告中的信息，本资料难以设置访问权限，若给您造成不便，敬请谅解。在任何情况下，本报告的内容不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求，方正证券不对任何人因使用本报告所载任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。本报告版权仅为方正证券所有，本公司对本报告保留一切法律权利。未经本公司事先书面授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容，不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。如需引用、刊发或转载本报告，需注明出处且不得进行任何有悖原意的引用、删节和修改。公司投资评级的说明：强烈推荐：分析师预测未来半年公司股价有20%以上的涨幅；推荐：分析师预测未来半年公司股价有10%以上的涨幅；中性：分析师预测未来半年公司股价在-10%和10%之间波动；减持：分析师预测未来半年公司股价有10%以上的跌幅。行业投资评级的说明：推荐：分析师预测未来半年行业表现强于沪深300指数；中性：分析师预测未来半年行业表现与沪深300指数持平；减持：分析师预测未来半年行业表现弱于沪深300指数。地址网址：https://www.foundersc.comE-mail:yjzx@foundersc.com北京西城区展览馆路48号新联写字楼6层上海静安区延平路71号延平大厦2楼上海浦东新区世纪大道1168号东方金融广场A栋1001室深圳福田区竹子林紫竹七道光大银行大厦31层广州黄埔大道西638号农信大厦3A层方正证券长沙天心区湘江中路二段36号华远国际中心37层