核心观点: 构建“配额+自愿减排量”的市场化减排机制。碳配额交易：以免费配额为主，将适时引入有偿分配；CCER 作为碳交易市场的补充机制，也可吸引更多主体主动减排，参与碳市场。预计未来八大重点能耗行业纳入碳市场后，碳配额交易市场规模可达 3000 亿，CCER 市场规模可达 300 亿。
垃圾焚烧减碳效应显著，企业有望通过碳交易增厚业绩。“十四五”垃圾处理结构将持续优化，中西部地区生活垃圾焚烧能力有望进一步提升。根据测算，当 CCER 交易价格为 30 元/吨时，垃圾焚烧发电企业售电收入可增厚 4.1%。
填埋气利用渗透率较低，CCER 贡献额外收入。《全国农村沼气发展十三五规划》提出，到 2020 年沼气总产量达到 207 亿立方米。目前我国沼气发电主要来源为填埋气，资源化利用率较低，随着有机废弃物处置市场的蓬勃发展，沼气资源利用市场有望加快开拓。根据测算，当 CCER 交易价格为 30 元/吨时，填埋气发电企业售电收入可增厚 25%。
林业碳汇将迎交易热潮。以经济手段提高森林面积的政策已在多国实施，这意味着，有减碳压力的企业不用自己去植树造林，购买碳汇便可实现减碳；也意味着，进行植树造林以及维护森林系统的组织和个人，可通过出售碳汇获益。根据测算，当 CCER 成交价格为 30 元/吨，每公顷林地收入将提升 150-450 元/年。
风险提示：CCER 未能及时重启的风险；碳市场交易活跃度不及预期的风险；碳价不及预期的风险；行业竞争加剧的风险；公司经营发生合规问题的风险。
一、气候变化是全人类面临的严峻挑战
气候变化是全人类面临的严峻挑战。工业革命以来，人类生产和生活排放的各类温室气体，特别是二氧化碳，使得大气层中的温室气体浓度发生了显著变化，这导致地球温度升高，进而打破了固有的地球内在平衡，有可能对人类赖以生存的地球生态系统造成难以挽回的损害。为了保护地球家园，必须控制温室气体排放。
世界各国达成协议，明确温度控制目标。1992 年，联合国大会通过了《联合国气候变化框架公约》，这是世界上第一个关于控制温室气体排放、遏制全球变暖的国际公约，为应对未来数十年的气候变化设定了减排进程。此后数年的联合国气候变化大会先后形成了《京都议定书》、“巴厘路线图”、《哥本哈根协定》《巴黎协定》等协定，提出将全球平均气温上升幅度控制在 2℃以内，并努力控制在 1.5℃以内的长期目标。
中国已将应对全球气候变化全面融入国家经济社会发展的总战略。在国际气候变化应对与治理层面上，中国是第一批签署《联合国气候变化框架公约》及《京都议定书》的国家，本着负责任大国的态度积极应对全球气候变化。在国内应对与治理层面上，中国主动采取多种形式的减排举措，将积极应对全球气候变化融入到社会经济建设的各个方面和全过程，也表明了国家破解经济发展与环境保护矛盾的鲜明态度和坚定决心。
中国气候变化政策及其贯彻实施成效显著。截至 2020 年底，我国单位 GDP 能耗和碳强度较 2005 年已分别下降 42.9%和 48.4%，非化石额能源占一次能源消费比重达到 15.9%，超额完成之前定下的气候行动目标。2019 年，我国的三次产业结构比例为 9.2%：42.6%：48.2%，低碳排放的第三产业对于我国 GDP 的贡献比例不断提升，产业结构调整对碳强度下降目标完成的贡献度越来越大。
气候问题的根源在于碳排放，而碳排放问题的根源在于环境污染的外部性。环境要素存在产权不明确的问题，在缺乏约束的市场化交易中，企业只注重自身的内部成本，不顾排放带 来的外部成本，进而导致社会总排放增加，总福利下降。因此，要解决碳排放的负外部性，必须将碳合理定价，使外部成本内部化。
二、碳定价是降低碳排放的关键手段
碳定价在多方面有促进作用。碳定价的意义在于其可释放经济信号，让污染者自行决定是否减排、停止污染活动或继续排污并为此付出代价，而非规定哪些地方的污染者应该如何减排。如此，环保总目标就能以最灵活且对社会造成最低代价的方式实现，碳价也能继续刺激技术创新和市场创新，给经济增长注入新的低碳动力。因此，合理的碳定价机制在提高资源利用效率，加大清洁能源投资，鼓励开发和销售低碳产品和服务等方面，都能起到积极的促进作用。
碳税和碳交易是当前主流的碳定价方式。根据世界银行发布的《碳定价机制发展现状与未来趋势》，当前全球已有 64 项碳定价机制正在实施或计划实施中，其中 29 项关于碳排放交易体系，35 项关于碳税，覆盖全球 21.5%的温室气体排放量，比上年提高 6.4 个百分点；产生530 亿美元的收入，比上年增加 18%。
（一）碳税：以价格为导向的政策工具
碳税是以价格为导向的政策工具。对碳排放企业进行征税，将二氧化碳等温室气体带来的环境成本转化为生产经营成本，从而使外生的碳排放问题内部化，以价格限制碳排放。狭义碳税特指对二氧化碳排放量或对化石燃料按照其碳含量征收的税，广义碳税还包括对能源使用征收的税，主要是能源消费税。
各国的碳税存在较大差异。据世界银行统计，截至 2020 年 6 月已有超过 30 个国家和地区实施碳税政策。其中，比如瑞典、芬兰、荷兰等国，单独专门设立了碳排放税在全国实行；而日本、意大利、德国等则是在能源消费税、环境税等现有税种中加入了碳排放因素，形成了潜在的碳税。从税种来看，各国对碳税税种的定位就有所不同，有的国家将碳税作为独立税种，有的则以能源税或消费税税目的形体现，还有的取代了之前的燃料税。从税率来看，已开征国家的碳税税率从 1-137 美元/吨不等，存在较大差距。
碳税对减排有积极作用。从各个国家的发展情况来看，碳税对温室气体减排和国家低碳 转型等方面发挥了积极作用。以英国为例，英国历史上煤炭资源丰富，是全球首个使用煤电的 国家。目前英国政府力争在 2025 年前逐步淘汰煤电，碳税是帮助英国实现电力系统低碳转型 目标的重要工具。我们也能看到，部分国家实施碳税后减排效果并不明显，这可能是由于一些高排放、高收益的企业在碳税较低情形下依然保持原有生产经营模式，减排意愿较低。
（二）碳排放交易体系：以数量为导向的政策工具
碳排放交易体系最早是由联合国为应对气候变化创建的一种贸易体系。碳交易市场的产生最早可以追溯到 1992 年 6 月联合国环境与发展大会通过的《联合国气候变化框架公约》。
到了 1997 年，联合国在《联合国气候变化框架公约》的基础上形成了《京都协议书》，该协议书创新性地通过引入市场机制来解决“全球气候“的优化配置问题。碳排放交易体系机制为排放者设定排放限额，允许通过交易排放配额的方 式进行履约。碳交易机制是直接从“量”的维度切入，交易价格随着“量”的限制而自发调整。
碳交易在全球的实施版图不断扩大。而自欧盟于 2005 年运行全球首个碳排放权交易市场以来，碳交易在全球的实施版图不断扩大。据国际碳行动伙伴组织最新发布的统计报告，目前全球已建成的碳交易系统 24 个，碳市场覆盖全球 16％的排放量、近 1/3 的人口和 54％的全球国内生产总值，同时，22 个国家和地区正在考虑或积极开发碳交易系统。
碳排放交易中的主要参与者包括政府（发放配额）、减排企业（卖出多余配额或产生减排量）、第三方核证机构（核查控排企业排放量，核证减排企业减排量）、控排企业（超额排放时购买配额或核证减排量）、中间商（买卖配额或核证减排量从中获取收益）、咨询公司（开发新的减排量核证标准）。
欧盟碳市场已经进行到第四阶段。欧洲碳市场启动至今已经运转 16 个年头，覆盖 30 个国家（包括 27 个欧盟成员国，以及冰岛、挪威和列支敦士登）并在去年和瑞士链接，纳入的企业与航空运营商共计 1.1 万家，控排量约占欧盟 45％的温室气体排放总量。欧盟委员会制订了碳市场相关法律法规，统一的总量设定、配额分配、MRV 等标准和规则并逐步修订完善，建立了较为完备的政策法规体系，具体由各成员国的碳交易主管部门负责实施。欧盟碳市场从成立起，其运行可以分为四个阶段，其覆盖行业、配额分配方式等都逐步走向成熟。
为保证 EUETS 正常运行，欧盟逐步建立完善 MRV 体系。温室气体排放的监测（Monitoring）、报告（Report）、核查（Verfication）制度简称 MRV，是碳交易体系对数据控制的关键环节，是配额分配、交易的基础。2003 年颁布的《2003/87 号指令》（Directive 2003/87）对温室气体进行全面管理，该指令包括监测方法的说明、质量控制总体原则。在总体原则基础上，制定了专门的指南、条例，具体指导 CO2监测质量保证的实施。质量保证体系的所有环节使用的方法统一依据欧盟标准、国际标准化组织（ISO）标准和行业最佳实用导则。
配额总量不断收缩。欧盟碳市场的配额总量从前两阶段的自上而下确认，转为欧盟确定统一的排放总量，且在第三阶段 2013-2020 年以及第四阶段 2021-2030 年分别按照年均下降1.74%和 2.2%的幅度来收缩。EUETS 在 2019 年实行市场稳定储备（MSR）制度，基于一定的规则和目标按照预设的条件自动调整配额拍卖量，对流通中的配额总量进行调控。在制度开始实施后的前五年，每年将有 24%的碳配额被纳入 MSR，被推迟的 2014-2016 年的折量拍卖碳配额也将直接被纳入 MSR。这种制度给市场确定的预期，同时也减少了制度不确定性对市场造成的负面影响。
配额由免费分配逐步转为有偿分配。在第一阶段，EUETS 的碳配额已免费分配为主，95%初始排放配额都免费发放给各企业，即按企业现实排放量发放，其余 5%拍卖给后进入 ETS 的企业。第二阶段，免费配额的比例降到 90%，按预先设定的绩效标准分配，拍卖额度上升到 10%。第三阶段开始，欧盟计划逐步提高配额拍卖比例，并在第四阶段实现 50%以上有偿拍卖，同时采用“基准线法”对免费配额进行分配，从而解决分配不公的问题。
根据欧盟委员会气候行动官网的信息，在 EUETS 第四阶段内，免费的碳排放配额将以每年2.2%的速度削减，但将继续为减排困难的工业部门提供一定的免费配额，以确保其在国际市场的竞争力，还将通过分配免费配额鼓励技术创新，帮助工业和电力部门应对低碳转型的创新和投资挑战。
政策改进推动碳价回升。纵观欧盟碳市场价格的变化历程可以发现，市场供求为价格的决定因素。第一阶段，欧盟对碳交易市场还在探索，配额发放远超实际需求，且阶段末期欧盟明确第一阶段配额不能再第二阶段使用，导致碳价暴跌至接近 0 欧元/吨。
第二阶段，碳价在 2008 年经历了全球经济危机，出现大幅下跌，随后欧债经济恢复缓慢，碳价整体回升并不明显。2011 年碳价又受欧债危机影响，再次出现大幅度下跌，之后碳价多年维持在 10 欧元/吨以内。到第二阶段结束时，市场有近 20 亿吨的过剩配额，这些配额被存入第三阶段。
第三阶段，欧盟通过一系列的政策改进推动交易价格回升，包括市场配额总量逐年收缩、配额折量延迟拍卖、推行市场稳定机制（MSR）、提升超额排放惩罚力度等，碳价从 2013 年的5 欧元/吨左右上涨至 2020 年末的 32 欧元/吨。
2021 年以来，随着第四阶段的启动，欧盟碳价更是一路突破，屡创新高。截至 2020 年 6 月 25 日，欧洲 ICE 期货交易所的碳交易收盘价已超过 55 欧元/吨。碳价飙升主要是欧洲议会宣布进一步收紧 2030 年的气候目标，将在 1990 年的水平上至少减少 55％，比此前的目标提高了 15 个百分点。在碳配额总量一定的情况下，减排力度的加大意味着配额资源越来越稀缺，从而推动碳价的上涨，市场活跃度提升，也反映欧洲碳市场助力欧盟实现“减排”愿景的作用将越来越强大。
欧盟碳市场减排绩效可圈可点。欧洲碳市场启动至今已经运转 16 个年头，走过三个完整的履约周期，欧洲气候交易所为目前全球交易规模最大的碳交易所，2020 年的成交额占到了全球交易所成交金额的 88％。此外， EUETS 还是世界上唯一一个跨国家碳排放交易体系。
EUETS 使欧盟国家的碳排放量呈现逐年显著下降趋势。统计数据显示，包括电力、工业部门以及航空业等在内，前三个履约周期欧盟碳市场牵引着碳排放量以年均 1.4％的速度下降，至 2020 年温室气体排放比碳市场启动的当年至少低 20％。
受减排目标的压力，欧洲制造业纷纷选择向可以减轻传统能源依赖的制造服务业转型，欧盟制造业占 GDP 的比重从 1991 年的 19.8％下滑至 2020 年的 13.6％，而同一时期服务业增加值占比从 1991 年的 59％爬升至 2020 年的 65.8％，由此让欧盟过去 15 年 GDP 的增长划出了与二氧化碳排放量呈负向关联的漂亮轨迹。
碳市场让欧盟能源结构呈现不断优化的格局。为应对 EUETS 规则，欧盟企业被迫选择其他替代型能源维持生产，或者对现有技术进行进一步研发和创新以减少碳排放，欧盟的能源结构由此发生较大变化，其中过去 10 年间欧盟煤炭生产量下降了 32％，石油生产量下降了 29％。
与此同时，风能、水能、光能、生物质能等可再生能源快速增长，欧盟的电力供应由此迅速地向多样化清洁能源转变，其中可再生能源发电比例上升到 60％，超过煤炭和核能成为最大的发电来源，并且电力部门成为了欧洲最早脱碳的行业，以此为基础，欧洲在 2030 年将可再生能源发电占比升至 65％无疑具有非常大的胜算。
（三）碳税和碳市场的选择
碳税与碳交易各有利弊，结合具体情况选择合适的减碳制度安排。据世界银行统计，截至 2020 年 6 月已有超过 30 个国家和地区实施碳税政策。其中，比如瑞典、芬兰、荷兰等国，单独专门设立了碳排放税在全国实行；而日本、意大利、德国等则是在能源消费税、环境税等现有税种中加入了碳排放因素，形成了潜在的碳税。而自欧盟于 2005 年运行全球首个碳排放权交易市场以来，碳交易在全球的实施版图不断扩大。截至 2020 年，全球已运行的国家和地区碳交易体系有 21 个，其中有一个超国家机构、5 个国家级、16 个省/州和 7 个城市，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 9%。
碳税制度较为简单但灵活性差。碳税的优缺点都比较明显，一方面，碳税不需要太复杂的市场产品和交易规则设计，管理、运行成本相比碳交易要低很多；作为税种之一，碳税还可以增加政府收入，用于投资开发新减排技术。而另一方面，碳税作为一个税种，其出台、调整都需要严格的程序，灵活性较差；而且通过价格影响碳排放量，间接影响、效果存在不确定性；另外，碳税还可能会造成国与国之间发展的不平等，让实施国的企业由于碳税而转移到环境政策宽松的国家，导致实施国产业外流。
碳交易减排效果具有确定性，但交易体系的建立颇为复杂。在碳排放交易体系下，政府直接确定一段时期内碳排放配额总量，因此减排成果更直观、明确；。除常规配额交易外，碳排放交易市场还可进行配额期货、期权等衍生品交易，进一步提高市场效率。而碳交易市场的建设需要出台一些列配套的政策、规章、制度。
为什么中国优先发展碳交易？我们认为主要有三个原因：
碳交易市场能促进我国能源结构持续优化。由于配额的限制，未来企业必须选择新能源替代传统化石能源以维持生产，或者对现有技术进行进一步研发和创新以减少碳排放，持续优 化我国能源结构。 碳交易市场可以提高我国国际影响。气候变化是全世界关注的问题，碳交易可以使我们更快参与全球碳排放贸易，更好的树立大国形象。同时中国作为最大的碳排放国，发展国内碳交易市场，有利于未来参与全球碳定价权的竞争。
碳交易市场能促进我国经济向着绿色低碳的方向转型。过去我国走粗放的发展路线，碳排放与经济增长保持正相关关系。而受到减排目标的压力，我国的制造业企业会主动向可以减轻传统能源依赖的制造服务业转型，从而实现我国经济脱碳转型。
三、碳排放市场是我国经济转型重要的制度性选择
（一）地方试点已为全国碳交易市场打下一定基础
碳排放交易制度是我国经济转型重要的制度性选择。中国既是世界第一大碳排放国，又是处于工业化、城市化后期的第一大发展中国家，既要保障能源需求、保证经济增长，又要实现将碳减排的目标。碳交易制度是市场经济的重要补充，它会改变环境、资源无定价的现状，提供充分、可实现的市场激励，鼓励企业和公众的自主减排意识与行动，是市场配置资源的基础性制度。
发电企业率先纳入，钢铁、建材、石化有望随后。2020 年 12 月 29 日，生态环境部发布《2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，确定纳入2019-2020 年全国碳交易市场配额管理的重点排放单位的标准，即发电行业（含其他行业自备电厂）2013-2019 年任一年排放达到 2.6 万吨二氧化碳当量的企业，将被纳入全国碳交易市场。此外，2021 年 7 月召开的国常会宣布，下一步还将稳步扩大行业覆盖范围，以市场机制控制和减少温室气体排放。
1.MRV 体系建设
我国在 MRV 管理体系方面基本体现出以国家为主、地方为辅的责任划分。前文提到过，室气体排放的监测（Monitoring）、报告（Report）、核查（Verfication）制度简称 MRV，是碳交易体系对数据控制的关键环节，是配额分配、交易的基础。目前我国的 MRV 体系是由国家提出具体管理流程与技术要求，并对核查机构进行资质管理与监管，由地方政府负责企业报告监管、复查与财政支持。但目前 MRV 体系正处在逐步建设完善的阶段，地方政府在 MRV 制度执行过程中主导性较强。
重点行业已有相关温室气体核算方法与报告指南。早在“十二五”期间，我国就提出了建立完善温室气体统计核算制度，逐步建立碳排放交易市场，加快构建国家、地方、企业三级温室气体排放核算工作体系，支持实施重点企业直接报送温室气体排放数据制度，确保完成建立全国碳排放权交易市场等重点工作目标。2013 至 2015 年间，国家发改委分三批发布了 24个重点行业企业温室气体排放核算方法与报告指南，为我国 MRV 体系建设提供初步的指引。
此外，发改委根据配额分配数据报告需求，发布了《全国碳排放权交易企业碳排放补充数据核算报告》；发布了第三方核查参考指南、核查机构及人员参考条件。地方政府在执行过程中，可在国家指南、核算报告的基础上进行补充完善，自主决定是否建立信息报送系统，并参考国家的核查机构及人员条件、核查指南进行核查机构的遴选和核查活动的规范。 2.全国碳市场的基本交易规则全国碳排放权交易相关事项发布 首次明确交易方式。6 月末，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》，对全国碳排放权交易的交易方式、交易时段、交易账户等相关事项进行明确，以规范全国碳排放权交易及相关活动，保护各方交易主体的合法权益，维护交易市场秩序。
交易方式：《公告》明确，碳排放配额（CEA）交易应当通过交易系统进行，可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式，协议转让包括挂牌协议交易和大宗协议交易。买卖申报应当包括交易主体编号、交易编号、产品代码、买卖方向、申报数量、申报价格及交易机构要求的其他内容。
申报数量与交易价格：《公告》明确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，挂牌协议交易的成交价格在上一个交易日收盘价的±10%之间确定，之所以如此安排，主要是为了规范市场主体的交易行为，促进全国碳市场平稳启动，避免出现市场供需和价格大幅波动的情况，有利于正确引导市场预期，推动全国碳市场的平稳有效运行和持续健康发展。
此外，现阶段交易产品只有碳排放配额交易，并不包括减排量交易。拍卖方面，现阶段也是以企业委托拍卖为主，暂时不会有政府拍卖。
（二）构建“配额+自愿减排量”的市场化减排机制
目前，我国碳排放权交易市场主要有两种交易类型，为总量控制配额交易和项目减排量交易。前者的交易对象主要是控排企业获配的碳排放配额，后者的交易对象主要是通过实施项目削减温室气体而取得的减排凭证（CCER）。
1.碳配额交易：以免费配额为主，将适时引入有偿分配
碳排放配额是控排企业在一定时期内可以“合法”排放温室气体的总量。配额的初始分配是指碳排放交易主管部门通过法定方式将排放配额分配给负有减排义务的主体。配额的初始分配关乎温室气体减排义务主体的积极性以及碳排放交易市场的流动性，因而对碳排放交易体系的有效运作至关重要，涉及配额的取得方式、分配方法、早期减排者的公平待遇、新进企业或设备的公平竞争、政府对碳排放交易市场的宏观调控等问题。
全国碳市场将以免费配额为主，适时引入有偿分配。根据控排单位取得碳排放配额是否支付对价，可以将配额分配分为有偿分配和无偿分配。从各试点的配额方案来看，我国碳排放配额初始分配方式目前主要采用混合方式：以无偿分配为主，有偿分配为辅。其中，上海、重庆、湖北碳排放配额初始分配则采用无偿分配的方式。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》所述，全国性碳交易所中各大“温室气体重点排放单位”企业的碳排放配额分配以免费分配为主，在合适的时机引入有偿配额。
从长期来看，免费配额的分配方法最终将统一到基准线法上。配额的分配方法主要是两种，一种是基准线法，一种是历史的强度下降法。历史强度下降法即按照控排单位的历史排放量（采用近几年的平均值）确定配额，适用于生产工艺产品特征复杂的行业，其优点在于计算方法比较简单，对数据的要求量小，但其相当于变相奖励了过去排放量高的企业，对较早采取减排行动的企业有失公平。基准线法即以碳排放强度作为行业基准值，某行业的碳排放量代表某一生产水平的单位活动碳排放量水平，并用来作为碳交易中的配额初始分配参考指标，适用于生产流程及产品样式规模标准化的行业。由于数据的积累需要一定的时间和一定的周期，从长期来看，免费配额的分配方法最终将统一到基准线上。 而有偿分配即高排放企业从管理部门直接购买碳配额。其中碳配额的定价方式可以分为管理部门直接定价或者拍卖定价，是一种市场化的碳配额分配模式。目前我国试点市场的有偿分配比例极低，广东碳市场有偿分配比例约为 1%。参照欧盟碳市场，在全国碳市场成熟以后有偿分配比例可能会提升到 50%左右。
我国碳交易试点已经走过了 10 年的历程。自 2011 年以来，我国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳开展了碳排放权交易试点工作，共覆盖电力、钢铁、水泥等 20 余个行业近 3000 家重点排放单位。截至 2020 年底，碳交易试点累计成交量超过 4 亿吨，累计成交额超过 90 亿元，为全国碳市场建设积累了宝贵经验。
广东碳市场配额交易量和交易额继续领跑试点碳市场。在配额成交量和成交额方面，广东碳市场继去年领先其余试点碳市场后，2020 年继续占据领先地位。在成交量方面，广东碳市场 2020 年共约成交 3154.73 万吨配额，占试点总成交量约 56%；成交额方面，广东碳市场2020 年共计完成 80377.74 万元成交额，占试点总额的半数以上。重庆碳市场虽在成交量和成交额方面虽比去年均有了倍数级增长，但整体成交规模仍位于试点碳市场之末。
2020 年各试点碳价差距进一步拉大。2020 年中国八省市试点碳市场共成交配额约 5683万吨，受疫情影响相比去年下降近 20%；但总成交额约 15.62 亿元，与去年总成交额相差甚微。主要是各试点碳市场碳配额价格整体上相较于去年有一定幅度的上升，从而弥补了交易量下跌造成的总成交额减少。2020 年北京碳市场平均碳价最高，为 91.81 元/吨，仍处试点价格，福建省平均碳价最低，17.34 元/吨，而其余 6 省市的碳价则落在 20-40 元/吨区间内。从试点碳市场 2020 年碳价走势看，各试点碳价的波动性较大，对市场的有效性带来挑战。
2.核证自愿减排量交易：
CCER 作为碳交易市场的补充机制。国家核证自愿减排量（CCER），是经国家发改委签发的减排量。根据《碳排放权交易管理暂行办法》及各试点地区交易规则，重点排放单位可按照有关规定，使用国家核证自愿减排量抵消其部分经确认的碳排放量。CCER 作为碳交易市场的补充机制，是具有国家公信力的碳资产，可作为国内碳交易试点内控排企业的履约用途；也可以作为企业和个人的自愿减排用途。企业或者个人通过自愿购买碳减排量以减少碳足迹、培养低碳理念，同时帮助环保产业的发展、提高企业的社会责任形象。
CCER 备案仍未恢复，目前以存量交易为主。碳配额的分配和履约基本上属于强制性减排措施，而开发和管理核证自愿减排量则属于自愿减排。根据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》及《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，CCER 的生成主要包括六个环节，一个CCER 项目从开发到最终减排量备案，最短需要 8 个月，从已经完成备案的项目来看，一般都在 10 个月以上。2017 年，发改委正式公告暂停 CCER 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，目前仍未恢复，市场上的 CCER 交易以存量为主。
CCER 可用于抵消碳排放配额。各试点均规定了核证自愿减排的抵消机制，即纳入碳排放交易的单位可以通过购买国家核证自愿减排量抵消其超额温室其他排放。抵消机制的设计进一步扩张了碳排放交易市场对国家核证自愿减排量的需求，进而激励了温室气体自愿减排项目的实施。各地区对于 CCER 的抵消能力做出了统一的规定，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，但各地区对于抵消比例和抵消条件的规定都有所不同。
从消费端来看，能源、工业与交通是我国节能减排的关键领域。根据国际能源署（IEA）披露的数据，2018 年中国二氧化碳排放量合计 95 亿吨，其中电力和热力领域最高，占总排放量的 51.4%，其次是工业领域，占总排放量的 27.9%，交通运输领域占 9.7%，建筑领域占 4.1%，
余下的其他能源、商业及公共服务和农业分别各占 3.3%、1.6%和 1.2%。能源、工业和交通运输三个领域合计碳排放占比超过 90%，是未来实现碳中和目标节能减排的关键领域。
碳市场规模有望达到 3000 亿。电力行业第一批被纳入全国碳市场范畴，估算其对应的碳排放配额可达 40 亿吨。我国 2020 年粗钢产量 10.5 亿吨，估算排放二氧化碳约 15 亿吨；石化和化工行业去年能源消费总量 6.85 亿吨标准煤，碳排放量约 14 亿吨；水泥行业碳排放主要源于燃料燃烧排放和生产过程排放，2020 年达到 13.75 亿吨；根据中国有色金属工业协会数据, 去年中国有色金属工业碳排放量约 6.5 亿吨,占全国各行业总排放量 6.5%,其中电解铝碳排放4.2 亿吨。以上六个行业加上造纸和航空，未来这八大重点能耗行业均会被纳入碳市场，预计届时碳配额最高可达 100 亿吨，参考过去几年的区域市场碳配额价格，预计我国碳价在 30 元/ 吨上下，我国碳配额交易市场规模有望达到 3000 亿。
CCER 价格有望进入上行通道。对于 CCER，从需求端来看，假设未来碳市场发放的排放配 额最高为 100 亿吨，且CCER抵消碳配额比例最低为 5%-10%，那么全国碳排放权交易市场对 CCER的需求量在 2-10 亿吨。目前市场上的存量供给约 5000 万吨，且 CCER 的审核仍未重启，短期来看，CCER 存量市场的供给小于短期需求，CCER 价格有望进入上行通道。
四、CCER 有望为企业带来额外盈利贡献
（一）垃圾焚烧发电
国家发改委和住建部于 2021 年 5 月印发了《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》，明确统筹推进“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施建设工作，加快建立分类投放、分类收集、分类运输、分类处理的生活垃圾处理系统。
生活垃圾焚烧比例进一步提升。“十三五”期间全国共建成生活垃圾焚烧厂 254 座，累计在运行生活垃圾焚烧厂超过 500 座，焚烧设施处理能力 58 万吨/日。全国城镇生活垃圾焚烧处理率约 50%，初步形成了新增处理能力以焚烧为主的垃圾处理发展格局。根据《规划》，到2025 年底全国城镇生活垃圾焚烧处理能力达到 80 万吨/日左右，城市处理能力占比 65%左右。
垃圾焚烧发电行业仍处在产能扩张时期。根据国家发改委发布的《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》，2020 年垃圾焚烧处理能力须达到 59.14 万吨/日，目前已经达到预设处理能力，而根据部分省市的中长期垃圾焚烧项目建设规划，预计到 2030 年垃圾焚烧日处理能力将超过 120 万吨/日，企业产能有望加速投放，未来几年行业仍将维持高景气度。
利用生活垃圾焚烧产生的余热发电，可减少化石能源发电的二氧化碳的排放。根据中国自愿减排信息交易平台披露的数据，目前已备案生活垃圾焚烧项目吨垃圾发电量约为0.21-0.30MWh/吨，单位电减排量集中 0.8-1.2 吨二氧化碳/MWh。根据我国的电力结构，70%以上是煤发电，垃圾焚烧发电替代燃煤发电，焚烧 1 吨生活垃圾相当于减排二氧化碳量 0.2-0.3吨。
垃圾焚烧减碳效应显著，相关企业有望通过碳交易增厚业绩。假设焚烧发电的平均吨垃圾碳减排量为 250kg，吨垃圾发电上网电量 280kwh，度电减排量为 0.89kg/KWh，当 CCER 交易价格为 30 元/吨时，售电收入可增加 0.0267 元/KWh，业绩增厚 4.11%。当 CCER 交易价格超过73 元/吨时，垃圾焚烧发电企业售电收入增厚可达 10%。
行业刚性成长确定性较强，CCER 贡献额外收入。“十四五”垃圾处理结构将持续优化，中西部地区生活垃圾焚烧能力有望进一步提升。此外，CCER 可增厚项目收益，企业通过市场化手段碳交易降低对补贴的依赖度，改善现金流。
（二）垃圾填埋气发电
填埋气发电属于固体废弃物综合利用和可再生能源利用的范畴，高度契合国家战略。垃圾填埋场会产生大量填埋气，若不及时进行收集利用，易产生爆炸、火灾及环境污染等安全问题。《可再生能源法》及《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等法规规定，填埋气发电项目上网电量由电网企业全额保障性收购，享有最高优先调度等级的行业政策，填埋气发电项目基本可实现“能发尽发、全额上网”。
卫生填埋仍有较大处置能力，填埋气发电覆盖率明显不足。根据《2019 年城乡建设统计年鉴》，截至 2019 年，全国城市有垃圾卫生填埋场 652 座，处置规模 36.7 万吨/日，县城 1233座，处置规模 17.6 万吨/日。同期仅 216 个沼气发电项目装机并网，累计装机容量 79 万千瓦，产业覆盖率不足 12%，填埋气发电业务仍具有较大的市场空间。
填埋气发电具有明显的减排效应，CCER 贡献额外收入。根据中国自愿减排信息交易平台披露的数据，目前已备案垃圾填埋气发电项目单位电减排量集中 4.1-5.7 吨二氧化碳/MWh。生物质发电电价标准是基于 2005 年当地的脱硫标杆定价+0.25 元而制定的，那么假设平均上网电价为 0.6 元/KWh，填埋气发电项目度电减排量为 5kg/KWh，可以计算得出，当 CCER 交易价格为 30 元/吨时，售电收入可增加 0.15 元/KWh，业绩增厚 25%。
填埋气利用渗透率较低，CCER 贡献额外收入。《全国农村沼气发展十三五规划》提出，到 2020 年沼气总产量达到 207 亿立方米。目前我国沼气发电主要来源为填埋气，资源化利用率较低，随着有机废弃物处置市场的蓬勃发展，沼气资源利用市场有望加快开拓。
（三）林业碳汇
过去四十年，中国的森林覆盖率不断提高。据国家林业和草原局统计，从 1979 年到 2019年，中国森林覆盖率由 12.00%提高到 22.96%，总森林面积提高到 2.20 亿公顷；同期，森林蓄积量增加了 85 亿立方米，达到 175.60 亿立方米，成为同期全球森林资源增长最多的国家，我 国国土空间绿化程度有了显著提高。根据“十四五”规划，到 2025 年我国森林覆盖率将达到24.1%，森林蓄积量达到 190 亿立方米。
林业碳汇项目备案要求较高。林业碳汇项目具有减排量产出周期长、监测复杂和开发成本高等特征。在 CCER 机制下的林业碳汇项目主要有四类：碳汇造林、竹子造林、森林经营和竹林经营，这里的碳汇造林和森林经营均指人工林，原始林、天然林等自然界已存在的森林不符合开发条件。
全国林业碳汇的开发量远大于实际交易量。从林业碳汇的供应上来看，一个地区的森林覆盖率高并不等于可交易的林业碳汇量多。既有的森林蓄积量只体现现阶段的固碳能力，只有新增造林面积或实施具有额外性的森林抚育经营，才能开发为可被市场交易的碳汇，所以并非所有林地都可以开发林业碳汇项目。根据中国自愿减排交易信息平台显示，截止到 2021 年 1月，全国 9 个中国核证自愿减排量（CCER）交易市场累计成交 2.70 亿吨，其中林业碳汇 CCER交易量约 200 万吨。全国碳市场在今年启动之后，林业碳汇的需求和交易量将逐渐升温。目前国家尚未发布全国碳市场林业碳汇等 CCER 项目抵消碳排放的细则，预计相关细则将在全国碳市场第一个履约周期完成之后择机发布。
林业碳汇将迎交易热潮。以经济手段提高森林面积的政策已在多国实施，这意味着，有减碳压力的企业不用自己去植树造林，购买碳汇便可实现减碳；也意味着，进行植树造林以及维护森林系统的组织和个人，可通过出售碳汇获益。参考在中国自愿减排交易信息平台上公示的经过备案的林业碳汇项目，每公顷林地可产生碳汇量相差较大，在 5-15 吨/年范围。按照CCER 成交价格 30 元/吨计算，预计纳入 CCER 项目后每公顷林地收入将提升 150-450 元/年。
