碳交易及CCER测算篇

1、全球倡导碳减排，碳市场不断完善，碳价呈上升趋势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

2、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：BP energy、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。国家/地区目标日期承诺性质具体内容图表2：主要国家碳中和目标与计划乌拉圭2030主减排承诺物和能源排放的政策，预计到 20

3、30 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。巴黎协定下的自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

4、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。西班牙政府于 2020 年 5 月向议会提交了气候框架法案草案，设立了西班牙2050法律草案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韩国执政的民主党 “绿色新政”，宣布要在 2050 年前使经济脱碳，政策宣示并结束煤炭融资。这是东亚地区第一个此类承诺。法国国民议会于 2019 年 6 月 27 日投票将净零目标纳入法律。在今法国2050法律规定年 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，

5、以实现碳中和目标。德国2050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，法律规定德国将在 2050 年前“追求”温室气体中立。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新西兰2050法律规定物甲烷（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。在本世纪新加坡也避免承诺明确的脱碳日期，但将其作为 2020 年 3 月提交联新加坡后半叶尽提交联合国合国的长期战略的最终目标。到 2040 年，内燃机车将逐步淘汰，取早实现而代之的是电动汽车。日本政府于 2019 年 6

6、月在主办 20 国集团领导人峰会之前批准了一在本世纪项气候战略，主要研究碳的捕获、利用和储存，以及作为清洁燃料日本后半叶尽政策宣示来源的氢的开发。但目前逐步淘汰煤炭的计划尚未出台，预计到早实现2030 年，煤炭仍将供应全国四分之一的电力。中国2060中国在 2020 年 9 月 22 日向联合国大会宣布，努力在 2060 实现碳中政策宣示和，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、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

7、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

8、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

9、。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。组织形式成员图表3：截至 2021 年 1 月碳市场在不同的政府层级运行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、目前全球已形成 6 个相对成熟的碳交易市场，

10、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。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特点时间项目收益（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2005全球首个主要的碳排放权交易系统21828.285740电力、工业、国内航空(EU ETs

11、)瑞士碳市场2008自 2020 年 1 月起与欧盟ETS 建立联系0.0828.281710电力、工业、国内航空韩国碳市场2015东亚地区第一个碳市场交易市场1.9927.62374电力、工业、国内航空、建筑、(KETS)废弃物区域温室气体2009碳交易市场强制性减排体系4.167.0610010电力倡议（RGGI）加利福尼亚州2012美国最广泛的碳定价体系1717.043275电力、工业、建筑、交通魁北克省20135.1417.046778电力、工业、交通（不包括海事和航空公司）、建筑资料来源：ICAP、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

12、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

13、、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。图表5：全球主要碳市场价格走势资料来源：ICAP、（一级市场价格为*、二级市场价格为*）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 95EU-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

14、，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

15、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：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。

16、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。欧洲气候交易所欧洲能源交易所北欧电力交易所欧洲环境交易所（ECX）（EEX）（Nord Pool）（BlueNext）碳排放企业和自图表7：欧盟排放权交易所基本特征对比欧洲碳交易所交易主体碳排放企业强制交易碳排放企业和自愿参与交易的投资者自愿交易愿参与交易的投资者自愿交易碳排放企业和自愿参与交易的投资者自愿交易电子交易电子交易电子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EUA CERsEUAsEUAs CERsEUAs C

17、ERs计价货币欧元欧元欧元欧元交易方式参与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、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

18、第四阶段。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

19、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包括二氧化碳、氧化亚氮和全包括二氧化碳、氧化亚氮和全仅包括二氧化碳的排放权的仅包括二氧化碳的排氟化碳等温室气体的交易；纳氟化碳等温室气体的交易；涉覆盖范围交易；涉及内燃机功率大于20MW 的企业包括能源行业、钢放权的交易；2012 年起将航空行业纳入交易入两类新行业：石油化工制品及其他化学品、氨、铝等，与及能源行业、钢铁水泥行业、造纸业、航空行业、石油化工铁水泥行业、造纸业等。体系。部分因取消原有限值需纳入的制品及其他化学品、氨、有色行业，包括石膏、有色金属等。金属等。

20、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 年之立新进入者储备。后再放回

21、市场。处以每标准吨超额排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、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

22、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、 中国：配额为主，CCER 为重要补充，市场迅速

23、扩张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）。图表10：中国碳排放权交易体系资料来源：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。交易类型强制性法律依据类型限制图表11：中国碳排放权交易基

24、本机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）交易温室气体自愿减排交易管自愿理暂行办法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；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、全

25、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

26、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。图表12：我国碳市场发展阶段资料来源：中国政府网、试点区域以碳现货交易为主，区域分割现象较明显交易量波动巨大，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2

27、013 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、 资料来源：中国产业信息网、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

28、.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。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、 资料来源：中国产业信息网、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

29、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、 资料来源：中国产业信息网、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 9

30、0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。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，燃煤电厂采用行业基来

31、自电力、燃气、水供给等 26控排企业、机构投资者、一次性分配2013 年-2015 年的配额，准线法，燃气电厂企个行业的 635 家企业个人投资者考虑行业增长业采用历史强度法上海市无偿分配：100免费，一次性分配行业基准线法来自钢铁、石化、化工、金属、控排企业、机构投资者2013 年-2015 年的配额，适度考虑电力、建筑材料、防治、造纸、行业增长橡胶和化学纤维等行业的 197家企业，覆盖城市排放量的 57北京市混合模式：95以上免费，按年度发历史强度法来自电力、热力、水泥、石化、控排企业、机构投资者放，以一年数据为依据（未考虑增汽车制造和公共建筑等行业的量）约 490 家企业，覆盖城市排放量

32、的一半广东省混合模式：2013 年电力企业免费额纯发电机组采用行业来自电力、水泥、钢铁、陶瓷、控排企业、机构投资者97，2014 年免费额 95，按年度发基准线法，热电联产石化、金属、塑料和造纸行业的放，考虑经济社会发展趋势机组采用历史排放法239 家企业，占省排放的 42天津市无偿分配：100免费，一次性制定历史强度法来自钢铁、化工、电力、石化、控排企业、机构投资者、2013-2015 年年度配额，每年可调整炼油等行业的 114 家企业，占城个人投资者市排放量的 60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、电力等控排企业、机构投资者、行业的 138 家企业，占省

33、排放总个人投资者量的 35重庆市无偿分配：100免费，按逐年下降历史法来自水泥、钢铁、电力等行业的控排企业4.13确定年度配额总量控制上限，240 家企业，占全部排放量的未考虑增量30-45资料来源：试点省市发改委网站、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，

34、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、资料来源：Wind、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

35、 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。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不得超过初始配额的深圳10不得高于其当年排放北京配额的 5不得超出当年核发配上海额量的 5不得超过其当年实际天津碳排放量的 10不得超过初始配额的广东10不得超过初始配额的不得使用其排放边界范围内的 CCER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项目所在地位于长三角地区以外的

36、 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优选京、津、冀地区至少有 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非水电项目仅来自二氧化碳气体项目，水电项目除外水电及化石能源的发电、供热和余能利用项目除外湖北10不得超过企业审定排重庆放量的 8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无非水电项目资

37、料来源：碳交易网、试点省市政府网站、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、 资料来源：碳交易网、中创碳投、截至 2021 年 6 月，全国 CCER

38、累计成交达 4.8 亿吨二氧化碳当量，成交额约 114 亿元。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，

39、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

40、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、 资料来源：碳交易网、中创碳投、CCER 需求提升，利好风电、光伏、垃圾焚烧发电行业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

41、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

42、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、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。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

43、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。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

44、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。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。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

45、/MWh)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 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

46、（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、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

47、.8 克/千瓦时。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。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。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、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 0.8

48、58。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。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2015.12.2

49、72017.1.312015.10.12016.12.312015.10.12016.12.312016.1.12016.12.312015.12.302016.11.29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）4,024,5602,814,6002,784,6902,364,6901,170,5

50、70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、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31：风电项目 CCER 收入弹性测算指标数量装机容量10MW利用小时数20

51、00h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0.7568 tCO2/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、图表32：风电项目 CCER 收入弹性敏感性分析CCER 价格（元/t）收入弹性306.19408.255010.316012.387014.44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、CCER 对光伏项目影响分析光伏发电项目通过使用可再生太

52、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。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

53、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。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。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

54、释：tC02e 为碳交易计算单位，即每吨二氧化碳当量。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)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 容量边际排放因子权重(%)方法学规定，对

55、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0.8587

56、0.28540.7154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、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。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。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

57、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、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

58、增收 59.9万元。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2015.1.12016.12.312015.2.22017.2.202014.12.212016.11.202014.12.312016.10.312015.1.12016.12.31体量（MW）2150506050年均温室气体减排量19,97764,68271,2098

59、8,75667,347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、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 2

60、021 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0.7568 tCO2/MWh平均年度减排11352 tCO2CCER 价格30 元/tCCER 增厚收益34.056 万元收入弹性6.19资料来