1.1 2050 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%。
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。
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。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。
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(EU ETs)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%。
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
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63.35 USD/tCO2 和 47.91 USD/tCO2。
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）。
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%。
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。
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。
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）。
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。
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。
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%。
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。
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。
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。
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。
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。
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%。
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。
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。
4.1 CCER 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）。
4.2 CCER 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。
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%；
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。
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。
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。
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。
4.2.7 CCER 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。
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 93,820 tCO2e。
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%。
4.3 CCER 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。
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。
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。
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。
4.3.7 CCER 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。
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 40,008 tCO2e。
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%。
4.4 CCER 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。
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。
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。
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。
4.4.5 CCER 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。
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。
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。
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。
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%。
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。
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。
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。
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。
（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。）
