2012年，我國參與國際CDM機制受限，開始籌建國內(nèi)自愿減排碳交易市場。2012年之前，我國企業(yè)主要通過CDM（清潔發(fā)展機制）參與國際碳市場。但是，隨著歐洲經(jīng)濟低迷以及京都協(xié)議書第一階段的結束，CER價格不斷下跌，CDM項目發(fā)展受阻。在此情況下，2012年我國開始建立國內(nèi)的自愿減排碳信用交易市場，其碳信用標的為CCER（國家核證自愿減排量，Chinese Certified Emission Reduction）。2015年自愿減排交易信息平臺上線，CCER進入交易階段。2017年，CCER項目備案暫停，存量CCER仍在各大試點交易。截至2021年4月，國家發(fā)改委公示的CCER審定項目累計2871個，備案項目861個，進行減排量備案的項目 254個。

CCER項目四大核心機制：

簽發(fā)流程：由最初的項目識別、項目審定、項目備案與登記、減排量備案、上市交易及最終注銷六個階段構成。

減排量計算：采用基準線法計算。基本的思路是：假設在沒有該CCER項目的情況下，為了提供同樣的服務，最可能建設的其他項目所帶來的溫室氣體排放，減去該CCER項目的溫室氣體排放量和泄漏量。

項目計入期：計入期是指項目可以產(chǎn)生減排量的最長時間期限，項目參與者可選擇其中之一：固定計入期（10年）和可更新的計入期（3×7年）。

抵消機制：過往不同試點碳交易所抵消機制有區(qū)別。今年發(fā)布的《碳排放權交易管理辦法（試行）》規(guī)定，重點排放單位每年使用CCER清繳比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。

CCER項目的類型與過往成交情況。根據(jù)2012年以來的項目數(shù)據(jù)，項目類型方面，按項目數(shù)計算，風電項目占比達到35%，光伏發(fā)電與農(nóng)村戶用沼氣和水電項目比例相對較多。按減排量計算，水電項目占比25%，風電項目占比24%，農(nóng)村戶用沼氣和天然氣發(fā)電比例也均超過10%。成交方面，截至2021年3月，全國八個碳排放交易權試點地區(qū)CCER累計成交2.8億噸，上海位列成交量榜首，廣東緊隨其后。CCER的價格在20-30元/噸波動。

通過各個假設條件進行測算：

風電：通過出售CCER，風電項目每上網(wǎng)一度電可增收0.025元，可以每年貢獻4%-7%的收入彈性。

光伏：通過出售CCER，光伏項目每上網(wǎng)一度電可增收0.026元，可以每年貢獻4%-7%的收入彈性。

水電：通過出售CCER，水電項目每上網(wǎng)一度電可增收0.022元，可以每年貢獻5%-8%的收入彈性。

垃圾焚燒發(fā)電：通過出售CCER，垃圾焚燒發(fā)電項目每處理一噸垃圾可增收7.6元，可以每年貢獻3%-7%的收入彈性。

【風險提示】我國碳交易市場活躍度低，CCER相關政策推出進度不及預期

01我國CCER是如何產(chǎn)生的

（一）碳交易與CER的產(chǎn)生背景？

CER（核證減排量）是《京都協(xié)議書》規(guī)定的碳交易機制下產(chǎn)生的一種碳交易標的，碳配額不足企業(yè)可購買CER用于抵減碳排放。

《京都協(xié)議書》構建了全球的碳排放權交易體系。1997年12月，來自世界范圍內(nèi)149個國家、地區(qū)的代表齊聚日本京都，制定并通過《京都議定書》。該協(xié)議明確了全球溫室氣體排放的總控制額，規(guī)定要有效控制CO2、CH4、N2O、HF碳化物、CF4、SF6等六種典型溫室氣體排放總量。該協(xié)議進一步明確了協(xié)議簽署國（附件Ⅰ國家）的減排目標，并分配不同數(shù)量的碳排放配額。

各國獲得的碳排放權未用完的部分是可以出售的，《京都議定書》設計制定三種碳排放的交易機制，分別為國際排放貿(mào)易（InternationalEmissionTrade，簡稱IET）、聯(lián)合履行（JointImplement，簡稱JI）和清潔發(fā)展機制（CleanDevelopmentMechanism,簡稱CDM），這三種碳交易機制就形成了碳排放權交易體系的雛形。

清潔發(fā)展機制（CDM）對發(fā)展中國家意義重大。清潔發(fā)展機制(CDM)是指附件一簽署國通過資金支持或者技術援助等形式，與發(fā)展中國家開展減少溫室氣體排放的項目開發(fā)與合作，取得相應的減排量，這些減排量被核實認證后，成為核證減排量(CERs)，可用于該簽署國履約。

（二）中國參與CDM項目的歷史

中國參與CDM機制的起始點是2004年，在此之前主要是參加氣候會議等方式表明態(tài)度。中國政府在1993年、2002年核準了《氣候變化框架公約》和《京都議定書》，表示積極參與國際氣候減排合作。從2004年開始，到2017年結束，中國CDM項目的發(fā)展可以分為三個階段：

起步階段（2004-2005年）：完善政策，為CDM項目在中國的開展奠定基礎

2005年10月我國頒布了《CDM項目運行管理辦法》。2004年6月4日，國家發(fā)改委備選首批9個項目，開始CDM的開發(fā)。其中，北京安定填埋場成為我國政府批準的首個CDM項目，內(nèi)蒙古輝騰錫勒風電場項目成為我國首個CDM注冊項目。

迅速發(fā)展階段（2006-2012年）：CDM項目爆發(fā)式增長

2006年起，中國CDM項目開始爆炸式增長。從注冊數(shù)據(jù)看，2005年CDM項目僅成功注冊3個，到2006年CDM項目注冊數(shù)量迅速增長到33個，至2012年頂峰時，年度CDM項目注冊量已達到1819個。

這一階段也為第三階段CDM項目在中國的沒落埋下了隱患。2008、2009年金融危機爆發(fā)，歐洲經(jīng)濟低迷，碳排放量減少，二級市場CER的交易價格不斷下跌，從一度20歐元，最低跌到3.32歐元。國家發(fā)改委為了保證國內(nèi)CDM項目產(chǎn)生CER不被賤賣，對不同項目設置了每噸10歐元到8歐元的最低限價，作為項目核準時的指導價格。這意味著，在碳市場價格走勢較好的情況下，買賣雙方利益一致，CDM交易比較活躍，一旦CER價格下跌低于合同價格時，就會給相對弱勢的國內(nèi)CDM賣方帶來例如國際買方要求壓低價格重新擬定合同或拒絕履行合同的風險。

衰落階段（2012-2017年）：2017年之后中國停止CDM項目注冊

2013年之后，獲得簽發(fā)的中國CDM項目急劇減少，并很快衰落，存在兩方面的原因，一是，由于歐盟碳交易市場（EU-ETS）在2011年之后受實體經(jīng)濟不振、社會生產(chǎn)縮減、能耗下降的影響持續(xù)低迷，對CER需求下降。同時國際上CER的不斷簽發(fā)導致供給過剩，因此供過于求，CER的價格迅速跌落。國內(nèi)政策對CDM項目的補貼也再無力維持項目成本。二是，京都議定書的第一階段于2012年底結束，EU-ETS第二階段也于同年結。歐盟規(guī)定2013年后將嚴格限制減排量大的CDM進入EU-ETS，只接受最不發(fā)達國家新注冊的CDM項目，并且不再接受中國、印度等國家的CER。中國的CDM項目失去了最大的市場，在2013年開始衰落，2017年6月的北京海淀北部區(qū)域能源中心（燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)）項目便成為中國CDM最后一個注冊的項目。

CDM項目有新能源和可再生能源、節(jié)能和提高能效、甲烷回收利用、N2O分解消除、HFC-23分解、垃圾焚燒發(fā)電、造林和再造林及其他共九種CDM項目類型。

從項目數(shù)來看，我國新能源(3.970, 0.00, 0.00%)和可再生能源、節(jié)能和提高能效和甲烷回收利用分別以81%、8%和6%的占比排在前三，其余項目類型項目數(shù)都在1%左右。而從項目估計的年減排量來看，排名前三的項目則變成了新能源和可再生能源、HFC-23分解、甲烷回收利用，比例也相對更加平均。

（三）CCER的產(chǎn)生背景

國家核證自愿減排量（CCER）是指對我國境內(nèi)可再生能源、林業(yè)碳匯、甲烷利用等項目的溫室氣體減排效果進行量化核證，并在國家溫室氣體自愿減排交易注冊登記系統(tǒng)中登記的溫室氣體減排量。

在CDM項目發(fā)展受限的情況下，我國建立了國內(nèi)的自愿減排碳信用交易市場。2012年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》、《溫室氣體自愿減排項目審定與核證指南》兩大關鍵文件，國內(nèi)的減排項目重啟在國內(nèi)的注冊。2015年自愿減排交易信息平臺上線，CCER進入交易階段。2017年，CCER項目備案暫停，存量的CCER交易仍在各大試點進行。

截至2021年4月，國家發(fā)改委公示CCER審定項目累計達到2871個，備案項目1047個，獲得減排量備案項目287個。獲得減排量備案的項目中掛網(wǎng)公示254個。從項目類型看，風電、光伏、農(nóng)村戶用沼氣、水電等項目較多。

02CCER的核心機制與交易概況

（一）CCER的核心機制分析

1、CCER簽發(fā)流程與參與方

一個CCER項目的產(chǎn)生要經(jīng)歷六個階段：項目識別、審定項目及申請備案、項目備案并登記、減排量備案、上市交易、注銷。從項目公示開始到登記注銷，CCER項目與第三方機構的互動主要有出具審定報告、技術評估、核證報告等，最終一個項目會產(chǎn)生四個文件，分別是項目文件、審定報告、監(jiān)測報告和核證報告。

對于同一個CCER項目，項目備案只需發(fā)生一次，而減排量備案則會因為所產(chǎn)生CCER的時段不同發(fā)生多次。完成減排量備案的CCER，就會進入項目業(yè)主的國家自愿減排和排放權注冊交易登記賬戶。

2012年以來，我國累計審定項目達到2871個，備案項目861個，減排量備案的項目中掛網(wǎng)公示254個。

2、減排量計算與方法學

CCER 項目的減排量采用基準線法計算?；镜乃悸肥牵杭僭O在沒有該CCER項目的情況下，為了提供同樣的服務，最可能建設的其他項目所帶來的溫室氣體排放（BEy，基準線減排量），減去該CCER項目的溫室氣體排放量（PEy）和泄漏量（LEy），由此得到該項目的減排量，其基本公式是：

ERy=BEy-PEy-LEy

這個減排量經(jīng)核證機構的核證后，進行減排量備案即可交易。

基準線研究和核準是CCER項目實施的關鍵環(huán)節(jié)。對于每一個項目來說，計算基準線所采用的方法學必須得到國家發(fā)改委的批準，而且基準線需要得到指定經(jīng)營實體的核實。獲得批準最簡單的方式就是項目建議者采用一個已經(jīng)批準的方法學。在這種情況下，剩下的工作就是只需要證明這個方法學適用于這個項目。

不同的項目適用的方法學是不同的。例如，對于提高能效項目來說，基準線的計算需要對現(xiàn)有設備的性能進行測量；對于可再生能源項目來說，基準線計算可以參照項目所處地區(qū)最有可能的替代項目的排放量。

3、計入期

計入期是指項目可以產(chǎn)生減排量的最長時間期限。考慮到技術進步、產(chǎn)業(yè)結構、能源構成和政策等因素對基準線有重要影響，CCER項目活動產(chǎn)生的減排量將隨上述因素的變化而變化，從而使CCER項目投資和減排效益帶來種種不確定性和風險，事先也難以界定。為此，《溫室氣體自愿減排項目審定與核證指南》規(guī)定項目參與者可從兩個備選的計入期期限中選擇其中之一：固定計入期和可更新的計入期。

固定計入期：項目活動的減排額計入期期限和起始日期只能一次性確定，即一旦該項目活動完成登記后不能更新或延長。在這種情況下，一項擬議的CDM項目活動的計入期最長可為十年。

可更新計入期：一個單一的計入期最長可為七年。這一計入期最多可更新兩次（即最長為21年），條件是每次更新時指定的經(jīng)營實體確認原項目基準線仍然有效或者已經(jīng)根據(jù)適用的新數(shù)據(jù)加以更新，并通知執(zhí)行理事會。第一個計入期的起始日期和期限須在項目登記之前確定。

此外，已經(jīng)在聯(lián)合國清潔發(fā)展機制下注冊的減排項目可選擇補充計入期，補充計入期從項目運行之日起開始(但不早于2005年2月16日)并截止至清潔發(fā)展機制計入期開始時間。

不同項目選擇計入期的方式往往不同。如垃圾焚燒項目一般使用固定期和可更新計入期，使用補充計入期較少；秸稈發(fā)電項目則一般使用可更新和補充計入期，比例相對均衡，較少使用固定計入期；光伏發(fā)電項目絕大部分選擇可更新計入期；風力發(fā)電項目大部分使用可更新計入期，部分使用補充計入期。

4、抵消機制

此前，各交易所試點對于CCER的抵消機制存在差別，各省市主管部門分別制定了相應的抵消管理辦法，針對項目類型、項目地點以及項目時間均做了不同規(guī)定。

根據(jù)《碳排放權交易管理辦法（試行）》第二十九條，在全國碳交易系統(tǒng)中，重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵銷碳排放配額的清繳，抵銷比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。用于抵銷的國家核證自愿減排量，不得來自納入全國碳排放權交易市場配額管理的減排項目（即額外性）。

（二）CCER項目類型與交易情況

1、項目類型

從已經(jīng)完成減排量備案的254個項目來看，按項目數(shù)計算，風電項目以35%的比例占據(jù)第一，光伏發(fā)電、農(nóng)村戶用沼氣和水電項目比例相對較多，剩余項目類型占比較少；按減排量計算，水電反而以25%的減排量超越了風電24%的減排量，同時農(nóng)村戶用沼氣和天然氣發(fā)電的比例均超過10%。

從完成備案的861個項目來看，情況和上述略有不同。按項目數(shù)計算，風電項目占據(jù)了項目總數(shù)的37.7%，光伏發(fā)電、沼氣發(fā)電比例較大。按減排量計算，風電項目減排量最多，其次是水電項目，其余項目類型減排量所占比例相對均衡。

2、交易情況

從上海環(huán)境(11.160, 0.00, 0.00%)交易所的數(shù)據(jù)來看，CCER的掛牌價格雖然中期偶有波動，但整體從2015年的16-20元漲到2019年的25-30元。但掛牌價的上漲并不意味著CCER價格上漲，原因是有大量的CCER是協(xié)議價成交，其成交價格大大低于掛牌交易價格。

截至2021年3月，全國CCER累計成交2.8億噸。其中上海CCER累計成交量持續(xù)領跑，超過1.1億噸，占比41%；廣東排名第二，占比21%；北京、天津、深圳、四川、福建的CCER累計成交量在1200-2600萬噸之間，占比在5%-9%之間；湖北市場交易量不足800萬噸，占比約3%，重慶市場累計成交量49萬噸，占比很小。

（三）小結

03 CCER項目碳減排收入及彈性測算

（一）風電

風力發(fā)電是指把風的動能轉為電能，是CCER項目中占比最高的項目類型。以華能新能源股份有限公司烏蘭伊力更1號風場200MW風電項目為例，該項目建設一個總裝機容量為200MW的風電場，產(chǎn)生的電力將通過內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)并入華北區(qū)域電網(wǎng)。

減排量計算。該項目的基準線排放包括由項目活動替代的化石燃料火電廠發(fā)電所產(chǎn)生的CO2排放。由于該項目不存在碳排放與碳泄漏，因此只需計算基準線排放量BEy。根據(jù)電力項目的方法學：

BEy = EGPJ,y * EFGrid,CM,y

其中：

EGPJ,y = 在y年本發(fā)電廠/發(fā)電機組的凈上網(wǎng)電量(MWh/yr)

EFGrid,CM,y = 在y年，利用“電力系統(tǒng)排放因子計算工具”所計算的并網(wǎng)發(fā)電的組合邊際CO2 排放因子(tCO2/MWh)，可理解為該項目每生產(chǎn)1MWh電力產(chǎn)生的碳減排量。

風電CCER項目收入計算。對于風電項目而言，CCER帶來的年收入為：

收入=年凈上網(wǎng)電量*電網(wǎng)基準線排放因子*CCER成交價

具體來看：

年凈上網(wǎng)電量：主要與當?shù)氐娘L速、棄風限電政策等因素相關。當?shù)氐娘L電利用小時數(shù)越高、棄風率越低，則凈上網(wǎng)電量越高，產(chǎn)生的減排量也越高。

電網(wǎng)基準線排放因子：由國家發(fā)改委每年發(fā)布《中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》計算而來，在備案的項目設計文件中已經(jīng)預先確定，并在第一計入期內(nèi)不變。

假設CCER的價格為30元/tCO2，以七個不同省的風電項目為例計算CCER項目帶來的收入，計算結果為：風電項目平均每上網(wǎng)1度電可增收約0.025元。

我們對一個2021年新增并網(wǎng)50MW風電項目做收入彈性測算。假設悲觀/中性/樂觀情形下，風能利用小時數(shù)分別為900/1100/1300小時，上網(wǎng)電價分別為0.35/0.40/0.45元/kwh，CCER碳價分別為20/30/35元/噸，1MWh電量二氧化碳減排量分別為0.7/0.8/0.9噸。經(jīng)測算，一個50MW的新增并網(wǎng)裝機項目可通過出售CCER增收63-205萬元/年，約可以貢獻4%-7%的收入彈性，利潤彈性則有望更大。

（二）光伏

光伏發(fā)電是利用半導體界面的光生伏特效應而將光能直接轉變?yōu)殡娔艿囊环N技術，光伏發(fā)電是CCER項目中占比第二大的類型。以三峽新能源沽源縣大茍營一期50兆瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電項目為例，該項目擬建設一個總裝機容量為49.8MWp的光伏電站，建設的主要目的是利用當?shù)氐奶柲?6.720, 0.00, 0.00%)資源發(fā)電，產(chǎn)生的電力將通過河北省電網(wǎng)供應給華北電網(wǎng)。

減排量計算。該項目的基準線排放包括由項目活動替代的化石燃料火電廠發(fā)電所產(chǎn)生的CO2排放，其減排量的計算與風電項目類似。

光伏CCER項目收入計算。對于光伏項目而言，CCER帶來的年收入為：

收入=年凈上網(wǎng)電量*電網(wǎng)基準線排放因子*CCER成交價

具體來看：

年凈上網(wǎng)電量：主要與光電轉換效率、當?shù)氐娜照諘r間、棄光限電政策等因素相關。當?shù)氐奶柲芾眯r數(shù)越高、棄光率越低，則凈上網(wǎng)電量越高，產(chǎn)生的減排量也越高。

電網(wǎng)基準線排放因子：與風電項目計算發(fā)放及參數(shù)相同，由國家發(fā)改委每年發(fā)布《中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》計算而來，

假設CCER的價格為30元/tCO2，以七個不同省的風電項目為例計算CCER項目帶來的收入，計算結果為：光伏項目平均每上網(wǎng)1度電可增收0.026元。

我們對一個2021年新增并網(wǎng)50MW光伏項目做收入彈性測算。假設悲觀/中性/樂觀情形下，風能利用小時數(shù)分別為900/1300/1500小時，上網(wǎng)電價分別為0.35/0.4/0.45元/kwh ，CCER碳價分別為20/30/35元/噸，1MWh電量二氧化碳減排量分別為0.7/0.8/0.9噸。經(jīng)測算，一個50MW的新增并網(wǎng)光伏項目可出售CCER增收63-236萬元/年，約可以貢獻4%-7%的收入彈性，利潤彈性有望更大。

（三）水電

水力發(fā)電是指將水能轉換為電能，利用的水能主要是蘊藏于水體中的位能。盡管水電項目數(shù)少于風電光伏，但是其單個項目的減排量較大，已備案的減排量高于風電光伏。以溫宿縣臺蘭河二級水電站項目為例，臺蘭河流域位于新疆維吾爾自治區(qū)阿克蘇地區(qū)溫宿縣境內(nèi)，本項目為臺蘭河二級水電站項目，為臺蘭河梯級電站的第二個梯級，直接接臺蘭河一級水電站尾水發(fā)電，采用引水式開發(fā)，引水流量為56m3/S。項目裝機容量為48MW，由2臺4.8MW和2臺19.2MW的發(fā)電機組組成，年利用小時數(shù)為3125小時。

水電項目在過去面臨一定限制，主要因為其對生態(tài)環(huán)境有負面影響。首先，水電項目在建設過程中產(chǎn)生廢水、廢氣和固體廢棄物，破壞所在地植被，對當?shù)禺a(chǎn)生短期影響；其次，水壩建設后，上游水流變緩，導致庫區(qū)泥沙淤積，阻塞航道，水體自凈能力減弱，同時對下游水流產(chǎn)生影響；第三，水壩阻斷魚類洄游途徑，影響魚類繁殖，容易導致瀕危物種滅絕；第四，庫區(qū)蓄水，改變當?shù)匚夂颍龃髱彀秹毫?，容易誘發(fā)地質(zhì)災害。過去在七大試點中，深圳、北京、廣東、天津、重慶均不接受水電項目的CCER抵減，湖北則只接受小水電項目，只有上海對此沒有限制。目前的政策尚未對水電項目作出單獨規(guī)定，未來需要觀察政策的限制。

減排量計算。該項目的基準線排放包括由項目活動替代的化石燃料火電廠發(fā)電所產(chǎn)生的CO2排放，其減排量的計算與風電光伏項目類似。

水電CCER項目收入計算。對于水電項目而言，CCER帶來的年收入為：

收入=年凈上網(wǎng)電量*電網(wǎng)基準線排放因子*CCER成交價

具體來看：

年凈上網(wǎng)電量：主要與當年的水量、線路輸送能力等因素相關。

電網(wǎng)基準線排放因子：與風電項目一樣，由國家發(fā)改委每年發(fā)布《中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》計算而來。

假設CCER的價格為30元/tCO2，以七個不同省的水電項目為例計算CCER項目帶來的收入，計算結果為：水電項目平均每上網(wǎng)1度電可增收0.022元。

我們對一個年發(fā)電量為45000MWh的水電項目做收入彈性測算。假設悲觀/中性/樂觀情形下，上網(wǎng)電價分別為0.30/0.35/0.40元/kwh，CCER碳價分別為20/30/35元/噸，1MWh電量二氧化碳減排量分別為0.7/0.8/0.9噸。經(jīng)測算，一個水電項目可出售CCER收入63-142萬元/年，約可以貢獻4.67%-7.88%的收入彈性，利潤彈性有望更大。

（四）垃圾焚燒發(fā)電

垃圾焚燒的基本原理是將各種垃圾收集后，進行分類處理。對燃燒值較高的進行高溫焚燒，產(chǎn)生的熱能轉化為高溫蒸汽，推動渦輪機轉動，使發(fā)電機產(chǎn)生電能。對不能燃燒的有機物進行發(fā)酵，厭氧處理，最后干燥脫硫，產(chǎn)生甲烷，經(jīng)燃燒把熱能轉化為蒸汽，推動渦輪機轉動，帶動發(fā)電機產(chǎn)生電能。

在垃圾焚燒項目中，減排的步驟為：

①避免垃圾填埋而導致的甲烷排放量；

②替代火力發(fā)電減少的CO2排放量。

產(chǎn)生排放的步驟為：

③焚燒爐輔助燃料輕柴油等燃料燃燒導致的CO2排放；

④焚燒爐內(nèi)垃圾燃燒導致的N2O和CH4排放；

⑤電力消耗產(chǎn)生的項目排放。

以CCER平臺中備案的龍巖市生活垃圾焚燒發(fā)電廠項目為例，該項目通過安裝2臺處理能力為300噸/日的機械爐排焚燒爐，日處理垃圾600噸，年處理垃圾21.9萬噸，配置一臺12MW汽輪發(fā)電機組，產(chǎn)出電量除去部分自用外，其余通過林鐵線路輸送至華東區(qū)域電網(wǎng)。

減排量計算。該項目的基準線排放包括由項目活動替代的生化垃圾填埋處理產(chǎn)生的沼氣排放。根據(jù)電力項目的方法學：

ERy = BEy-PEy-LEy

其中：

BEy = BECH4,y + BEEC,y = BECH4,y + ECBL,k,y * EFgrid,CM,y = 基準線排放量

PEy =本項目產(chǎn)生的項目排放量

LEy 即因堆制化肥、厭氧消化產(chǎn)生的泄露排放，本項目中不涉及。

垃圾焚燒發(fā)電CCER項目收入測算。根據(jù)過往的三個垃圾焚燒發(fā)電CCER項目為例進行測算，每噸垃圾焚燒發(fā)電約能減少0.26噸的碳排放，每噸垃圾焚燒約發(fā)電230度。假設CCER的價格為30元/噸CO2，則每處理一噸垃圾將額外產(chǎn)生7.6元收入。

我們對一個日處理1000噸垃圾的垃圾焚燒發(fā)電項目做收入彈性測算。假設悲觀/中性/樂觀情形下，1噸垃圾的發(fā)電量為300/400/500kwh，CCER碳價分別為20/30/35元/噸，1MWh電量二氧化碳減排量分別為0.7/0.8/0.9噸，一噸垃圾的減排量分別為0.22/0.26/0.30噸。經(jīng)測算，這個垃圾焚燒項目可出售CCER收入301-919萬元/年，約可以貢獻3.31%-6.73%的收入彈性，利潤彈性有望更大。

04 總結

2012年，我國參與國際CDM機制受限，開始籌建國內(nèi)自愿減排碳交易市場。2012年之前，我國企業(yè)主要通過CDM（清潔發(fā)展機制）參與國際碳市場。但是，隨著歐洲經(jīng)濟低迷以及京都協(xié)議書第一階段的結束，二級市場CER價格不斷下跌，CDM項目發(fā)展受阻。在此情況下，我國于2012年開始建立國內(nèi)的自愿減排碳信用交易市場，其產(chǎn)品被命名為CCER（核證自愿減排量）。2015年自愿減排交易信息平臺上線，CCER正式進入交易階段。2017年，CCER項目備案暫停，存量的CCER交易仍在各大試點進行。截至2021年4月，國家發(fā)改委公示的CCER審定項目累計已達2871個，備案項目1047個，進行減排量備案的項目 254個。

CCER項目四大核心機制：

簽發(fā)流程：由最初的項目識別、項目審定、項目備案與登記、減排量備案、上市交易及最終注銷六個階段構成。

減排量計算：采用基準線法計算。基本的思路是：假設在沒有該CCER項目的情況下，為了提供同樣的服務，最可能建設的其他項目所帶來的溫室氣體排放，減去該CCER項目的溫室氣體排放量和泄漏量。項目計入期：計入期是指項目可以產(chǎn)生減排量的最長時間期限，項目參與者可選擇其中之一：固定計入期（10年）和可更新的計入期（3×7年）。

抵消機制：《碳排放權交易管理辦法（試行）》規(guī)定，重點排放單位每年使用CCER清繳比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。

CCER項目的類型與過往成交情況。項目類型方面，按項目數(shù)計算，風電項目占比達到35%，光伏發(fā)電與農(nóng)村戶用沼氣和水電項目比例相對較多。按減排量計算，水電項目占比25%，風電項目占比24%，農(nóng)村戶用沼氣和天然氣發(fā)電比例也均超過10%。成交方面，截至2021年3月，全國八個碳排放交易權試點地區(qū)CCER累計成交2.8億噸，上海位列成交量榜首，廣東緊隨其后。CCER的價格在20-30元/噸波動。

通過各個假設條件進行測算：

風電：通過出售CCER，風電項目每上網(wǎng)一度電可增收0.025元，可以每年貢獻4%-7%的收入彈性。

光伏：通過出售CCER，光伏項目每上網(wǎng)一度電可增收0.026元，可以每年貢獻4%-7%的收入彈性。

水電：通過出售CCER，水電項目每上網(wǎng)一度電可增收0.022元，可以每年貢獻5%-8%的收入彈性。

垃圾焚燒發(fā)電：通過出售CCER，垃圾焚燒發(fā)電項目每處理一噸垃圾可增收7.6元，可以每年貢獻3%-7%的收入彈性。