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    各行業受益CCER幾何?碳價展望及受益敏感性測算

    中國電力網發布時間:2021-06-09 09:22:13  作者:東吳環保公用研究

    全國碳市場6月上線,CCER降低履約成本,需求釋放在即。

    1) 兩大變化:a.2021年6月全國碳市場有望上線;b.行業不斷擴充。

    2)CCER抵消機制:降低履約成本,鼓勵自愿減排。四大核心機制:①抵消比例:CCER(核證自愿減排量)1:1替代碳配額,抵消比例不超過總碳配額的5%;②認定流程:5步法—項目設計、審定、備案、減排量核證、減排量備案。③可行性評估:識別基準線、評估項目額外性及經濟效益。④減排量測算原理:減排量=基準線排放-項目排放-泄露排放。項目計入期分為可更新計入期(7*3=21年)和固定計入期(10年)。3)市場空間:按5%抵消比例測算,我們預計全國碳市場初期CCER需求量約1.65億噸/年,長期有望擴容至4億噸/年。

    對標海外長期碳價上行,CCER審批有待重啟短期稀缺。①長期配額收緊碳價上行:國內試點階段碳配額均價24元/噸,歐盟配額價格已破50歐元/噸,與海外穩態差距大。對比海外,我國從達峰到中和僅30年減排任務艱巨,預計達峰后配額總量將加速大幅收緊,碳價有望提升;②短期CCER稀缺價格向上:全國碳市場上線帶來CCER需求釋放,此前全國CCER備案減排量總計約5000多萬噸,歷時4年預計基本履約,實際供應稀缺,相關審批政策有望重啟,短期供不應求預計價格上行。

    減碳價值測算:填埋氣發電資源化經濟效益突出,利潤彈性102%~ 339%。我們選取CCER自愿減排主要鼓勵的可再生能源、甲烷利用及林業碳匯三類項目中5種細分類型進行減碳量及經濟效益測算:

    ·垃圾焚燒:度電減碳0.00132tCO2,30/60/100元碳價下度電增收0.039/0.079/0.132元,利潤端彈性達12.01%/24.02%/34.84%。

    ·填埋氣資源化:度電減碳0.00578tCO2,30/60/100元碳價下度電增收0.17/0.35/0.58元,利潤端彈性達101.77%/203.54%/339.23%。

    ·餐廚處置:單噸垃圾減碳0.58tCO2,30/60/100元碳價下單噸垃圾增收18.90/37.80/63.00元,利潤端彈性達18.75%/37.50%/62.50%。

    ·生物質利用:度電減碳0.00067tCO2,30/60/100元碳價下度電增收0.02/0.04/0.07元,利潤端彈性達21.49%/42.99%/71.65%。

    ·林業碳匯:每畝儲碳量0.90 tCO2e,30/60/100元碳價下每畝林增收27.00/54.00/90.00元,利潤端彈性達66.73%/133.46%/222.43%。

    重點推薦及建議關注:

    垃圾焚燒行業剛性擴容,商業模式改善&碳中和價值增量。我們預計十四五期間行業穩步增長復合增速近11%,全國垃圾處理收費制度加快推進,垃圾處理費劃轉至稅務部分征收,終端收費能力提升順價邏輯加強。CCER貢獻12%的利潤彈性,通過碳交易市場化手段降低補貼依賴度,商業模式和現金流改善確定性增強。關注優質資產稀缺性。

    沼氣利用滲透率低空間廣闊,碳交易增厚收益彈性大。2019年垃圾填埋場沼氣發電滲透率僅12%拓展空間大,有機廢棄物處置有望打開沼氣利用藍海,填埋氣發電減排效應突出,增厚收益利潤有望翻倍。建議關注:【百川暢銀】垃圾填埋氣發電龍頭份額20%,受益碳交易彈性大。

    環衛新能源長周期放量,十年替代助力碳達峰。2035年公共領域用車全面電動化,存量替代拉開帷幕,2020年滲透率僅3%成長潛力大長周期放量。

    固廢資源化ToB賽道空間廣闊,減碳效果明顯助力碳中和。政策支持推動資源化,再生資源減碳較原生制造效果明顯。

    風險提示:宏觀政策超預期收緊,政策執行不達預期,CCER碳價下行

    報告正文

    1. “雙碳”目標勢在必行,碳市場上線迎兩大變革

    1.1. 碳中和投資框架:能源替代、節能減排、循環利用及碳交易

    氣候危機刻不容緩,碳中和助力大國崛起。近年來,全球氣候變化對人類生產生活的不利影響越來越突出,應對氣候變化已經成為人類社會共同面臨的最嚴峻挑戰之一。全球大多數國家已經簽署了共同應對氣候變化的《巴黎協定》并明確了碳中和的時間節點,英國等國家還通過立法予以明確。改革開放以來,我國經濟持續發展,2020年人均GDP已超過1萬美元,但經濟發展導致的碳排放問題亟需解決,當前我國碳排放已居世界前列,碳排放權成為各國競爭奪取重要的話語權之一,實現碳達峰及碳中和成為全球競爭的重要籌碼,因此加快能源結構調整、產業結構升級,加強生態環境保護,有助于實現綜合國力的增強,鞏固大國地位。2020年習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上宣布,我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和。

    從行業投資框架及環保產業映射角度來看,我們將分別從能源替代、節能減排、再生資源、環境咨詢和碳交易等角度指出環保受益雙碳目標的板塊。

    1、能源替代:從前端調整能源結構,使用清潔能源如光伏、風電、天然氣、生物質能等替代煤炭,使用新能源裝備替代傳統燃油裝備,從源頭減少溫室氣體的產生和排放。建議關注新能源環衛裝備,可再生能源項目,電網改革需求。

    2、節能減排:從中端提升節能減排效果,包括產業結構轉型、提升能源利用效率、加強低碳技術研發及數字化技術應用、完善低碳發展機制、加強管理規劃管理等,我們認為在環保領域,節能管理、技術研發及環境規劃的推進等將有益于板塊發展。

    3、循環利用:從后端加強再生資源回收利用,推進垃圾分類與再生資源回收“兩網融合”,加快落實生產者責任制度,推進廢棄家電、報廢汽車、危廢等回收處理體系。

    4、環境規劃:全產業鏈受益,環境咨詢企業為政府部門、控排企業及自愿減排企業提供環境規劃、減排設計方案等。

    5、碳交易:碳交易是有效控制碳排放及調節資源配置的市場化途徑,全國碳市場的統一構建將催生CCER自愿減排項目需求:可再生能源(如生活垃圾焚燒、生物質利用等)、甲烷利用(填埋氣資源化、餐廚處理、污水處理等)、林業碳匯等項目可以通過申請CCER(核證自愿減排量)以獲取碳減排信用用于抵消控排企業超排配額,從而獲取碳減排的附加收入。

    1.2. 國內碳市場變革:交易全國化、行業多元化

    碳交易作為碳減排的市場化途徑將有效促進碳排放的資源配置以實現減排目標。碳交易是為減少二氧化碳排放、促進溫室氣體減排所提出的將二氧化碳排放權作為商品進行交易的市場機制,即鼓勵減排成本低的企業超額減排,將富余的碳排放配額或減排信 用通過交易的方式出售給減排成本高、無法達到碳排放要求的企業,從而幫助后者達到 減排要求,同時降低社會碳排放總成本。碳交易能夠低成本、高效率地實現二氧化碳排 放權的合理配置,達到總量控制并合理利用公共資源的最終目標。

    碳交易迎兩大變化:交易全國化、行業多元化。

    1、區域范圍變化:試點到全國——2021年6月底前有望啟動全國碳市場交易。我國碳市場的建設路徑是從試點市場向全國統一市場過渡。2011年10月,國家發改委發布《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》,將北京市、天津市、上海市、重慶市、廣東省、湖北省、深圳市等七省市列為碳排放試點地區,指示各試點地區建立各地區排放權交易監管體系、交易平臺建設等工作,標志我國碳交易正式啟動。2020年年底,生態環境部出臺《碳排放權交易管理辦法(試行) 》,印發《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案(發電行業)》,正式啟動全國碳市場第一個履約周期。2021年2月生態環境部部長強調加強全國碳市場建設工作,確保2021年6月底前啟動全國碳市場的上線交易。2021年5月,碳排放權登記、交易及結算規則出臺,碳交易逐漸完成從試點區域向全國統一的過渡。

    2、涵蓋行業變化:電力行業向八大行業——“十四五”期間鋼鐵、水泥、化工等行業有望納入市場。目前納入碳市場管理的行業主要為電力行業,全國碳市場擴容呈現加速態勢,生態環境部表示鋼鐵行業“十四五”期間將盡早納入碳排放權交易市場,此外,水泥、化工、電解鋁、造紙等行業前期已完成較多的準備工作,生態環境部考慮在“十四五”期間將石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、電力、航空等八個重點排放行業陸續納入全國碳市場。

    1.3. CCER抵消機制:降低履約成本,鼓勵自愿減排

    碳交易市場納入核證自愿減排量(CCER)抵消機制,減少控排企業履約成本。為起到降低碳價、減少控排企業履約成本最終降低社會減排總成本,2012年,國家發改委印發《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》,納入CCER抵消機制。2020年12月發布的《碳排放權交易管理辦法(試行)》中指出,CCER是指對我國境內可再生能源、林業碳匯、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中登記的溫室氣體減排量,CCER抵消機制是對自愿減排項目的鼓勵行為。我們梳理與總結了CCER抵消機制中的四大核心要點包括抵消比例、認定流程、項目可行性評估和減排量測算。

    1、抵消比例:1:1替代碳配額,抵消比例不超過總碳配額的5%。碳交易市場有兩類基礎產品,一類為政府分配給企業的碳排放配額,另一類為核證自愿減排量 (CCER)。碳市場按照1:1的比例給予CCER替代碳排放配額,即1個CCER等同于1個配額,可以抵消1噸二氧化碳當量的排放,《碳排放權交易管理辦法(試行)》規定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,抵消比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。CCER增加供給量,一般而言CCER可申請的項目較多,因此CCER交易價格較碳配額通常更加便宜,控排企業會考慮優先購買符合條件的CCER來抵消碳排放。

    2、認定流程:5步法—項目設計、審定、備案、減排量核證、減排量備案。項目備案階段需先完成項目設定后由主管部門的審核機構進行審核并出具審定報告。其次在依照備案需提交的材料進行準備并提交申請,再由管理部門委托專家進行評估。經備案的項目產生減排后,在申請減排量備案前,應經由管理部門的審核機構核證并出具減排量核證報告。最后與減排量備案所需材料一同遞交。專家進行評估通過后則可在國家登記簿登記并在經備案的交易機構內交易。

    3、項目可行性評估:識別基準線、評估項目額外性及經濟效益。項目申請時的可行性評估主要包括項目方法學選擇、識別基準線、項目額外性及經濟效益。碳排放權交易管理辦法強調鼓勵可再生能源、林業碳匯、甲烷利用等項目申請CCER。1)項目方法學對應:屬于國家規定的項目類別,并符合經過備案的方法學或開發新方法學經備案后方可進行項目申請。2013-2016年,發改委已經在自愿減排交易信息平臺發布十二批國家溫室氣體自愿減排方法學備案清單共200個,其中由聯合國清潔發展機制(CDM)方法學轉化174個,新開發26個;常規方法學107個,小型項目方法學86個,農林項目方法學5個。2)識別基準線:合理代表在不存在該項目情況下將產生的由人類造成的溫室氣體排放的基準情景。3)項目額外性:非政府強制性項目或政策、政府重資金扶持類項目類型,考核項目的必要性,開發前后的收益率水平變化。4)經濟效益:項目減排量評估、成本及收益核算,是否具備開發價值及回收期長短評定。

    4、減排量測算原理:減排量=基準線排放-項目排放-泄露排放。CCER項目減排量可以簡易理解為項目排放與基準線排放的差值,減排量測算掛鉤項目計入期,是指項目活動相對于基線情景所產生的額外的溫室氣體減排量的時間區間,分為可更新計入期(7*3=21年)和固定計入期(10年)。

    CCER審定項目已有2871個,減排量備案254個約5000多萬噸。2013-2017年發改委公示CCER審定項目共2871個,備案項目861個,減排量備案項目254個,減排量備案約5000多萬噸。其中,涉及可再生能源及再生資源板塊的包括生活垃圾焚燒、填埋氣利用、餐廚處理、生物質能利用、污水處理、廢電回收等項目,主要劃入的類別為避免甲烷排放(共406個項目)、廢物處置(共180個項目)、生物質能(共112個項目)。2017年3月,發改委公告因CCER管理施行中存在著溫室氣體自愿減排交易量小、個別項目不夠規范等問題,因此暫緩受理CCER方法學、項目、減排量及備案的申請,當時留有592個尚未備案的項目申請,目前生態環境部應對氣候變化司正在積極制定《溫室氣體自愿減排交易管理辦法》,未來將依據新辦法受理相關申請。

    我們預計全國碳市場初期CCER需求量約1.65億噸/年,長期需求有望擴容至4億噸/年。首批納入全國碳市場配額管理的電廠重點排放單位排放總量預計超過33億噸/年,按照5%的碳排放配額抵消比例,全國碳市場初期每年CCER需求量約為1.65億噸/年。據北京環交所預測,未來全國碳市場擴容至八大行業后,納入配額管理的碳排放總額規模將達到70-80億噸/年,屆時CCER需求將達到3.5-4億噸/年。

    2. 碳價展望:配額長期加速收緊均價上行,CCER短期稀缺價格有望提升

    1)長期視角:當前配額價格與海外穩態差距大,未來配額加速收緊推動碳價上行

    國內碳試點:北京碳配額均價最高達55元/噸,與海外穩態差距大。據北京綠色交易所披露,中國的碳交易地方試點自2013年啟動,7年累計交易金額約105億元,交易量約4.45億噸,交易均價約為23.5元/噸,歐盟碳市場交易價格已突破50歐元/噸,國內配額價格與海外穩態差距大。從八個碳交易所2014年起市場行情走勢圖來看,北京配額成交均價最高,達55元/噸。北京配額價格長期在40-100元/噸之間波動,2019年來穩步上升至2020年初約80-100元/噸區間內。北京碳配額價格較高源于完備的制度支持,北京是最先且目前唯一出臺公開市場操作管理辦法的市場,即實行交易價格預警,線上公開交易價格低于20元/噸或者高于150元/噸,將觸發碳排放配額回購或拍賣等公開市場操作程序,利于穩定市場價格。

    海外對標:歐盟納入市場穩定儲備機制平衡交易價格,配額收緊價格突破50歐元/噸。歐盟溫室氣體排放貿易機制(EU-ETS)于2005年正式啟動,涵蓋歐盟成員國以及挪威、冰島和列支敦士登,覆蓋該區域近半數的溫室氣體排放,為11000多家高耗能企業及航空運營商設置了排放上限。歐盟碳市場經歷四個階段:

    2005-2007年第一階段(試運行期):配額主要以免費發放的形式分配,由歐盟成員國以自下而上的形式制定各自限額,配額供給過剩,碳價一度跌至0元;

    2008-2012年第二階段:配額發放方式仍然采取歐盟成員國各自制定的形式,免費配額發放比例削減至90%,然而受經濟危機的影響,工業能源需求減少,碳價仍處于較為低迷的階段;

    2013-2020年第三階段:2013年后歐盟改革碳排放額度確定方法,取消國家分配計劃,采取總量控制的形式統一歐盟范圍內的碳排放量;

    2021-2030年第四階段:該階段仍采取總量控制的分配方式,配額總量發放上限將從逐年減少1.74%變為2.2%,同時2019年初建立了市場穩定儲備(MSR) 來平衡市場供需,應對可能出現的市場沖擊,碳價于2018年起快速上行至2021年5月突破50歐元創新高,在MSR機制下歐盟碳市場逐步進入穩定運行期。

    綜合來看,歐盟碳市場前期配額供給過剩導致碳市場運行停滯和碳價低迷,后續通過減少碳排放配額上限,利用拍賣增加參與主體碳排放成本,使市場回暖。近半年來歐盟碳市場價格翻倍突破50歐元,主要源于a)政府上調2030年減排目標,配額總量加速收緊,造成碳配額供給不足;b)MSR機制長期控制配額盈余,平衡供需關系。

    達峰邁向中和階段減排壓力加大,預計配額將加速收緊推動碳價上行。中國是全世界最大的碳排放國家,2019年中國二氧化碳排放量近100億噸,占全球總排放量的29%,減排壓力大。我國碳市場啟動初期,建立市場調控機制有望有效平衡供需,促進市場良性發展以實現合理減排,降低減排成本效應。當前我國碳價遠低于海外成熟市場碳配額價格,國內碳價存在進一步上行空間。長期來看,我國從碳達峰到碳中和的過渡期僅有30年,作為全球最大的碳排放國家,30年間從100多億噸到凈零排放所需的減排速度和力度將比發達國家更大,預計碳達峰后我國碳市場配額總量將加速收緊,企業減排成本加大,推動碳價上行接近海外成熟碳市場的價格水平。

    2)短期視角:碳市場啟動帶來CCER需求釋放,審批有待重啟短期稀缺價格上行

    試點階段CCER需求不足,市場活躍度有限交易價格低于配額均價。1)交易量:2019 年,上海碳市場 CCER 交易量為 1512.52 萬噸,同比增長27.85%,占全國 CCER 年度總成交量的 35%,交易量持續保持全國第一。截至 2019 年底,上海碳市場 CCER 累計交易量 8,889.24 萬噸,累計交易額5.66億元,占全國 CCER 累計成交量的 43%,繼續位居全國首位。2)交易價:據北京碳排放權電子交易平臺數據,2015-2020年北京CCER累計交易均價約為15.55元/噸,顯著低于配額交易均價,主要系CCER供給較多所致。據上海環境能源交易所數據,2019年上海CCER成交均價呈現現年初震蕩、5-8 月大幅上揚、9-12 月小幅下跌的態勢,長期在 4~7元/噸之間運行。

    全國碳市場啟動帶來CCER需求釋放,審批有待重啟實際供應稀缺,價格有望上行。今年6月全國碳市場啟動在即,我們測算碳市場初期納入電力行業CCER需求量約為1.65億噸/年,長期有望擴容至4億噸/年。目前全國CCER審定項目的減排量備案總計約5000多萬噸,備案總量遠不及碳市場初期對CCER的年均需求量,且歷時四年預計前期備案的減排量基本旅履約,實際供應稀缺。CCER項目的審定備案程序有待重啟,從項目審定備案到減排量掛牌交易之間需要一定的時間周期,全國碳市場上線需求即刻釋放,交易先行造成短期內CCER市場供不應求,供需關系變動推動CCER價格上行。

    3. 減碳價值測算:填埋氣資源化減排及經濟效益突出,利潤彈性102%~339%

    依據中國自愿減排交易信息平臺,我們選取了CCER自愿減排主要鼓勵的可再生能源、甲烷利用及林業碳匯三類項目中5種細分類型進行了減碳量及經濟效益測算,中性情景假設下,我們預計CCER碳價為30元/tCO2,在可再生能源替代火電發電的垃圾焚燒、填埋氣資源化、生物質利用三種項目類型中,填埋氣資源化減排及經濟效益最為突出,度電減碳量可達0.00578噸,度電增收0.17元,利潤彈性102%~339%。此外,餐廚處置項目也可以通過產生沼氣供氣或供熱實現減排、利潤彈性達18.75%;林業碳匯項目每畝儲碳量0.90tCO2,每畝林增收27元,利潤彈性達66.73%。

    3.1. 垃圾焚燒:度電減碳增收近4分錢,利潤彈性約12%

    生活垃圾焚燒CCER審定項目114個,已備案24個,減排量備案5個約55萬噸,頭部上市公司產能占比30%。據我們統計,截至2017年底信息平臺中已公示的審定項目中有114個生活垃圾焚燒項目,合計處理規模達11.6萬噸/日,已經通過備案的項目達24個,減排量備案項目5個,備案減排量為54.8萬tCO2e。從審定項目所屬企業分布來看,2013-2017年,光大環境、綠色動力、偉明環保、中科環保、瀚藍環境、上海環境等公司已有的審定項目規模較高,分別為0.86、0.715、0.705、0.65、0.635、0.57萬噸/日,合計占整體生活垃圾焚燒公開項目規模的比例達30%。我們認為自愿減排項目審核流程重新發布后,擁有較多審定項目的企業能夠優先申請減排量備案,并在交易所進行減排量交易獲取附加收入。

    垃圾焚燒減碳量測算:以已審定的114個項目為樣本,生活垃圾焚燒項目兆瓦時溫室氣體減排量均值為1.32 tCO2e、單噸垃圾溫室氣體減排量為0.36 tCO2e。生活垃圾焚燒減碳量測算的核心機制如下:

    1、 減碳機理:1)與填埋場相比,避免含甲烷填埋氣體的產生和排放;2)利用垃圾焚燒發電替代電網中以火電為主的等量電量。

    2、 自愿減排方法學:主要為CM-072-V01:“多選垃圾處理方式”(1.0版)。

    3、 基準線識別:在沒有本項目的情況下,項目焚燒的生活垃圾將由垃圾填埋場處理,且填埋場沒有沼氣收集利用的裝置,沼氣直接排空,所發電量由電網提供。

    基準線的排放來源:在本項目活動不存在的情況下,1)來自垃圾填埋場的CH4 排放;2)能量生產或電網消耗的電量產生的CO2。

    垃圾焚燒項目的排放來源:生活垃圾將由項目焚燒廠進行焚燒處理,廢水由滲濾液處理廠處理,焚燒發電電量傳導至南方電網。排放來源包括1)項目邊界內生活垃圾焚燒的排放;2)電力消耗的排放;3)非發電用途的化石燃料消耗的排放;4)廢水處理的排放。

    垃圾焚燒減碳經濟效益測算:CCER碳價 30元情景下,度電CCER收入達0.039元,對生活垃圾焚燒項目收入端彈性達4.48%,利潤端彈性達12.01%,凈利率提升2.01pct至29.96%;CCER碳價 60元情景下,度電CCER收入將提升至0.079元,收入端彈性增至8.95%,利潤端彈性增至24.02%,凈利率提升3.87pct至31.81%。

    依據已審定的自愿減排項目的項目設計方案及北京環境交易所CCER碳價,我們對生活垃圾焚燒項目CCER碳交易經濟效益進行了敏感性測算,具體假設如下:

    1、生活垃圾焚燒處理費及年運行天數參考行業平均水平,分別為65元/噸及350天,上網電價與目前生活垃圾焚燒統一上網電價0.65元/度保持一致,單噸垃圾上網電量按280度/噸計算。

    2、生活垃圾焚燒運行成本按照1000噸/日的處理規模,可變成本1800萬元,固定成本2500萬元計算,期間費用率假設基準線情景時達13%,并且CCER碳交易不會帶來新增的期間費用,所得稅率為25%。

    3、 本次測算主要選取CCER碳價作為調節因子。CCER交易價格主要參考北京環境交易所碳價,單位上網電量碳減排量以已審定的114個生活垃圾焚燒項目設計方案為依據計算其均值,考慮CCER碳價分別為20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/ tCO2。

    3.2. 填埋氣資源化:度電減碳增收近2毛錢,利潤彈性翻倍

    填埋氣資源化減碳量測算:以已審定的16個項目為樣本,填埋氣資源化項目兆瓦時溫室氣體減排量均值為5.78 tCO2e。填埋氣資源化減碳量測算的核心機制如下:

    1、減碳機理:1)收集利用填埋場產生的填埋氣,避免含甲烷填埋氣體的產生和排放;2)利用垃圾填埋氣發電替代電網中以火電為主的等量電量。

    2、自愿減排方法學:主要為CMS-002-V01 聯網的可再生能源發電及CMS-022-V01 垃圾填埋氣回收。

    3、基準線識別:在沒有本項目的情況下,填埋場沒有沼氣收集利用的裝置,沼氣直接排空,所發電量由電網提供。

    基準線的排放來源:在本項目活動不存在的情況下,1)來自垃圾填埋場的CH4 排放;2)能量生產或電網消耗的電量產生的CO2。

    填埋氣資源化項目的排放來源:垃圾填埋氣將被收集利用進行發電,所發電量傳送至電網。排放來源包括1)項目設備運行消耗的化石燃料或電力所產生的排放;2)火炬焚燒或燃燒填埋氣所產生的排放;3)填埋氣提純過程產生的排放。

    填埋氣資源化減碳經濟效益測算:CCER碳價 30元情景下,度電CCER收入達0.17元,對填埋氣資源化項目收入端彈性達27.18%,利潤端彈性達101.77%,凈利率提升11.75pct至31.78%;CCER碳價 60元情景下,度電CCER收入將提升至0.35元,收入端彈性增至54.36%,利潤端彈性增至203.54%,凈利率提升19.36pct至39.39%。

    依據已審定的自愿減排項目的項目設計方案及北京環境交易所CCER碳價,我們對填埋氣資源化項目CCER碳交易經濟效益進行了敏感性測算,具體假設如下:

    1、填埋氣資源化項目裝機容量為2MW,對應總投資額1500萬元,折舊年限為19年,固定資產殘值率5%,全年發電小時數7200小時,上網電價為0.64元/度,機組發電效率及廠自用電比例分別為68%和6%。

    2、填埋氣資源化項目經營成本為250萬元,期間費用率假設基準線情景時達18%,并且CCER碳交易不會帶來新增的期間費用,穩定運營期所得稅率為25%。

    3、 本次測算主要選取CCER碳價作為調節因子。CCER交易價格主要參考北京環境交易所碳價,單位上網電量碳減排量以已審定的16個填埋氣資源化項目設計方案為依據計算其均值,考慮CCER碳價分別為20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/ tCO2。

    3.3. 餐廚處置:單噸垃圾減碳增收18.90元,利潤彈性約19%

    餐廚垃圾處理減碳量測算:以已審定的2個項目為樣本,其中臨沂項目餐廚垃圾厭氧消化產生的沼氣作為燃料供熱,南寧項目餐廚垃圾厭氧消化產生的沼氣經提純后制備天然氣,餐廚項目單噸垃圾溫室氣體減排量均值為0.58tCO2e。餐廚項目減碳量測算的核心機制如下:

    1、 減碳機理:1)通過餐廚垃圾處理減少甲烷排放;2)使用沼氣替代原供熱鍋爐使用的燃煤或者項目所產生的天然氣替代燃氣。

    2、 自愿減排方法學:主要有CMS-016-V01 通過可控厭氧分解進行甲烷回收;CMS-001-V02 用戶使用的熱能,可包括或不包括電能;CM-072-V01多選垃圾處理方式(第一版)。

    3、 基準線識別: 在沒有本項目的情況下,餐廚垃圾在垃圾填埋場自然腐爛產生甲烷,垃圾填埋場不回收和處理垃圾填埋氣,項目所提供的蒸汽由燃煤鍋爐提供或項目所產生的天然氣由當地天然氣配送管網提供。

    基準線的排放來源:在本項目活動不存在的情況下,1)來自垃圾填埋場的甲烷排放;2)燃煤鍋爐提供蒸汽或者通過天然氣配送網供應提純的沼氣。

    餐廚項目的排放來源:餐廚垃圾進行厭氧消化產生沼氣和油脂,沼氣經過提純后制備天然氣,油脂作為化工原料出售,廢水經處理達標后排放。1)餐廚垃圾處理過程中產生的CH4泄漏;2)項目現場電力消耗的排放;3)項目所產生的廢水厭氧處理過程產生的 CH4 排放。

    餐廚垃圾處理減碳經濟效益測算:CCER碳價30元情景下,單噸垃圾CCER收入達18.90元,對餐廚項目收入端彈性達5.03%,利潤端彈性達18.75%,凈利率提升2.63pct至22.75%;CCER碳價60元情景下,單噸餐廚垃圾CCER收入將提升至37.80元,收入端彈性增至10.06%,利潤端彈性增至37.50%,凈利率提升5.02pct至25.14%。

    依據已審定的自愿減排項目的項目設計方案及北京環境交易所CCER碳價,我們以“南寧市餐廚廢棄物資源化利用和無害化處理廠”項目為例,對餐廚垃圾處理項目CCER碳交易經濟效益進行了敏感性測算,項目具體參數及假設如下:

    1、南寧餐廚項目收益包含三部分:1)餐廚垃圾處理費:項目產能為200噸/天,年運行天數為350天,處理費為279.50元/噸;2)出售天然氣:年天然氣供應量為187.48萬立方米,天然氣價格為2.2元/立方米;3)提油收入:地溝油處理產能22噸/天,年提油量660噸,生物柴油價格3950元/噸。

    2、餐廚項目運行成本按照70000噸/年的處理規模,可變成本790萬元,固定成本950萬元計算,期間費用率假設基準線情景時達7%,并且CCER碳交易不會帶來新增的期間費用,所得稅率為25%。

    3、 本次測算主要選取CCER碳價作為調節因子。CCER交易價格主要參考北京環境交易所碳價,單噸餐廚垃圾碳減排量以南寧項目設計方案0.63 tCO2e/噸為依據,考慮CCER碳價分別為20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。

    3.4. 生物質利用:度電減碳增收近2毛錢,利潤端彈性達21%

    生物質發電減碳量測算:以已審定的項目為樣本,生物質發電項目兆瓦時溫室氣體減排量均值為0.67tCO2e。生物質發電減碳量測算的核心機制如下:

    1、 減碳機理:1)避免生物質遺棄腐爛或無控焚燒帶來的溫室氣體排放;2)生物質發電替代以燃煤發電為主的電網提供的等量電量。

    2、 自愿減排方法學:主要為CM-092-V01 純發電廠利用生物廢棄物發電(第一版)。

    3、 基準線識別: 在沒有本項目的情況下,本項目使用的生物質廢棄物在有氧環境下遺棄、腐爛或在田間無控焚燒,同等的電力是由以燃煤發電為主的電網供給。

    基準線的排放來源:在本項目活動不存在的情況下,1)生物質廢棄物的無控燃燒或腐爛;2)能量生產或電網消耗的電量。

    生物質項目的排放來源:生物質廢棄物運至項目現場作為燃料發電,發電電量傳導至華北電網。1)項目現場消耗化石燃料;2)生物質廢棄物場內/場外運輸和加工;3)燃燒生物質廢棄物發電。

    生物質發電減碳經濟效益測算:CCER碳價30元情景下,度電CCER收入達0.02元,對生物質發電項目收入端彈性達2.68%,利潤端彈性達21.49%,凈利率提升1.71pct至11.06%;CCER碳價60元情景下,度電CCER收入將提升至0.04元,收入端彈性增至5.36%,利潤端彈性增至42.99%,凈利率提升3.34pct至12.69%。

    依據已審定的自愿減排項目的項目設計方案及北京環境交易所CCER碳價,我們對生物質發電項目CCER碳交易經濟效益進行了敏感性測算,項目具體參數及假設如下:

    1、生物質發電項目發電機組容量及年發電小時數參考行業平均水平,分別為30MW及6500小時,廠用電率10%,上網電價與目前生物質發電統一上網電價0.75元/度保持一致,單噸生物質(濕基)上網電量按700度/噸計算。

    2、生物質發電項目運行成本按照生物質(濕基)27萬噸/年的使用規模,可變成本9000萬元,固定成本1600萬元計算,期間費用率假設基準線情景時達7%,并且CCER碳交易不會帶來新增的期間費用,所得稅率為25%。

    3、本次測算主要選取CCER碳價作為調節因子。CCER交易價格主要參考北京環境交易所碳價,單位上網電量碳減排量以已審定的生物質發電項目設計方案為依據計算,考慮CCER碳價分別為20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。

    3.5. 林業碳匯:每畝林儲碳0.9噸,經濟效益額外性較強

    碳匯造林儲蓄量測算:以已審定的20個項目為樣本,碳匯造林項目每畝林溫室氣體儲蓄量均值為0.90 tCO2e。碳匯造林儲蓄量測算的核心機制如下:

    1、碳匯機理:森林具有碳匯功能,通過植樹造林、科學經營森林等活動、保護和恢復森林植被,增匯減排,是減緩氣候變化的重要途徑。

    2、自愿減排方法學:主要為AR-CM-001-V01《碳匯造林項目方法學》(V01)。

    3、 基準線識別:項目區將長期保持當前的宜林荒山荒地狀態。

    基線碳匯量:在無林地上造林,基線情景下的枯死木、枯落物、土壤有機質和木質林產品碳庫的變化量可以忽略不計,在事前預估時和事后監測時都忽略散生木碳儲量變化,統一視為0。

    項目碳匯量:以造林樹種碳儲量計量模型估算項目邊界內林木生物量碳儲量的變化量。

    碳匯造林經濟效益測算:CCER碳價30元情景下,每畝林地CCER收入達27.00元,對林業碳匯項目收入端彈性達15.39%,利潤端彈性達66.73%,凈利率提升10.26pct至33.33%;CCER碳價60元情景下,每畝林地CCER收入達54.00元,對林業碳匯項目收入端彈性達30.79%,利潤端彈性達133.46%,凈利率提升18.11pct至41.18%。

    依據已審定的自愿減排項目的項目設計方案及北京環境交易所CCER碳價,我們對碳匯造林項目CCER碳交易經濟效益進行了敏感性測算,具體假設如下:

    1、以福建金森2020年年報數據為基準,公司2020年末林業總面積達80.7萬畝,總儲蓄650.23萬立方米,木材銷售4.15萬立方米,林業營業收入1.42億元,林業毛利0.86億元。

    2、 本次測算主要選取CCER碳價作為調節因子。CCER交易價格主要參考北京環境交易所碳價,單位面積碳儲蓄量以已審定的20個碳匯造林項目設計方案為依據計算其均值,考慮CCER碳價分別為20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。

    林業碳匯項目額外性較強,經濟效應助力可持續發展。我國林業行業普遍存在財政支持力度不足,資金缺口大;銀行信貸困難,融資渠道單一;擔保機制及配套措施不夠完善,國家政策支持力度不夠等投融資問題。此外,林業投資單畝投資較高,周期一般較長,在20-30年內經濟回報低,降低了林業投資的吸引力。因此,林業碳匯項目開發具備較強的額外性,即這種項目及其減排量在沒有CCER支持情況下, 存在具體財務效益指標、 融資渠道、技術風險、市場普及和資源條件方面的障礙因素, 靠當前條件難以實現。CCER交易能在短時間內為林業經營帶來較大經濟收益,同時助力造林增匯、改善生態環境和自然景觀,促進地方經濟社會的可持續發展。

    4. 重點推薦及建議關注

    4.1. 垃圾焚燒:行業剛性擴容&商業模式改善&碳中和價值增量,關注優質資產稀缺性

    行業剛性成長確定性較強,縱橫拓展外延空間廣闊。根據《中國城市建設統計年鑒》,2010-2019年我國城市生活垃圾清運量復合增速為4.85%,據此預計全國城市生活垃圾清運量將從2019年的2.42億噸增至2025年的3.22億噸。結合十四五政策規劃、垃圾焚燒企業項目進度及海外對標情況,我們預計2025年我國垃圾焚燒處理比例有望升至70%,生活垃圾焚燒處理量將增至2.25億噸,是2019年的1.85倍,6年復合增速近11%。十四五期間,垃圾分類收運能力政策缺口達20萬噸/日,資源化率需提升10pct達60%,垃圾焚燒企業縱向延伸空間廣闊;政策鼓勵探索建設集生活垃圾、建筑垃圾、醫廢、危廢、農林垃圾等各類固廢綜合處置基地,垃圾焚燒企業橫向擴張優勢顯著。

    國補退坡競價上網影響有限,商業模式有望向C端理順現金流改善。國補最新政策明確2021年以后新開工/新核準項目采用競價上網。根據我們統計的主流公司項目產能進度表,主流上市公司籌建/已建在建比普遍不足3成,競價上網影響有限。上海環境、光大環境、瀚藍環境等公司風險收益較高,大部分項目均在2020年底完成投運或開工建設,搶占并網先機,控制政策變動風險。我們測算若補貼退坡0.05/0.1/0.15元/Kwh,項目凈利率將下降2.24/4.77/7.64pct,垃圾處理費需上漲21.54%/43.08%/64.62%可抵消退坡影響。政策要求結合垃圾分類推動居民端分類計量收費,城鎮垃圾處理費劃轉至稅務部門征收,提高收繳率,順價邏輯加強。我們測算若國補退坡部分順價至C端,對應人均垃圾處理費上升幅度為3.99/7.99/11.98元/年,最多僅占居民可支配收入的0.03%,順價至C端支付難度小。垃圾處理費有望向居民端推行,利于解決行業付費痛點改善商業模式,增強確定性。

    垃圾焚燒減碳效應顯著,CCER貢獻12%利潤彈性,企業有望通過市場化的碳交易降低補貼依賴度。依據已審定垃圾焚燒CCER項目,可得到生活垃圾焚燒項目單噸垃圾溫室氣體減排量為0.36 tCO2e,兆瓦時溫室氣體減排量均值為1.32 tCO2e,同時風電每兆瓦時氣體減排量均值為0.83 tCO2e ,光伏均值為0.84 tCO2e ,垃圾焚燒減排效率高于風電光伏?,F審定生活垃圾焚燒項目數量占全部CCER近4%,頭部焚燒公司產能占比約30%。CCER碳價30元情景下,度電CCER收入達0.039元,對垃圾焚燒項目收入端彈性達4.48%,利潤端彈性達12.01%。CCER增厚項目收益,企業通過市場化手段碳交易降低對補貼的依賴度,改善現金流。

    4.2. 填埋氣處置:沼氣利用滲透率低空間廣闊,碳交易增厚收益彈性大

    填埋氣利用滲透率不足12%,拓展空間較大。根據《2019年城鄉建設統計年鑒》及《2020中國生物質發電產業發展報告》,截至2019年全國城市和縣城共有垃圾衛生填埋場1,885座,同期僅216個沼氣發電項目裝機并網,產業覆蓋率不足12%,填埋氣發電業務仍具有較大的市場空間。

    沼氣綜合資源化利用率低,有機廢棄物處置打造沼氣利用藍海市場?!度珖r村沼氣發展十三五規劃》提出,到2020年沼氣總產量達到207億立方米的發展目標。目前我國沼氣發電主要來源為填埋氣,整體沼氣資源化利用率較低,隨著有機廢棄物處置市場的蓬勃發展,廚余垃圾、養殖糞污、農業秸稈、工業有機廢棄物等領域的沼氣資源利用市場有望加快開拓。

    填埋氣資源化減排效應突出,增厚收益利潤彈性有望翻倍。填埋氣資源化處置能夠避免甲烷氣體的排放且替代部分火電廠的電量排放,從而實現碳減排。據我們測算,填埋氣資源化項目每兆瓦時可實現減碳5~6噸溫室氣體,按30元碳價測算單個項目利潤彈性有望翻倍,經濟效益明顯能夠有效增厚項目盈利水平。

    4.3. 環衛電動化:環衛新能源長周期放量,十年替代助力碳達峰

    中國公路交通碳排放占比約8%,環衛新能源碳減排效率突出。根據國際能源署(IEA),公路交通部門對中國整體碳排放貢獻約8%。IEA采用2006IPCCGuidelines對各部門碳排放進行核算。依據方法學,公路交通實現新能源替代,將可以實現公路交通單部門100%減碳。公共領域車輛新能源潛力大,環衛新能源碳減排效率突出。公共領域車輛存量新能源替代率,公交(46.8%)、出租(5.5%)、環衛(2.4%)、物流(2%),遠低于政策規劃目標。新能源環衛車a)大排量為主上裝副發動機增加排量,b)柴油機占比90%排放因子高,c)低速運行車輛油耗排放高,新能源替代減排效果好。環衛服務公益屬性,環衛作業特點完美契合電動車運營習慣,新能源替代政策推動強而有力。

    環衛新能源長周期放量,十年替代助力實現2030年碳達峰。環衛新能源非短周期放量,釋放受政策與經濟性驅動。1)政策端:環衛新能源有望成為政府實現碳排放“3060”目標重要抓手,碳中和政策推動疊加中央生態環保督察,環衛新能源替代邏輯加強;2)經濟性:環衛新能源7年平價具備經濟性,2025年迎經濟性拐點實現4年平價,對比較公交3年平價(滲透率82%)已經接近,有望快速放量。我們預計十年市場分兩階段釋放, 1)穩定滲透期(2020-2025年):碳減排政策加碼&內生經濟性提升驅動力增強,新能源滲透率2020年3.19%提升至2025年15%。2)快速放量期(2025-2030年):經濟性優勢現拐點&環衛市場化全面鋪開快速放量,滲透率從2025年15%迅速提至2030年80%。2030年新能源環衛車銷量19.13萬輛,是2020年銷量的50倍。

    4.4. 再生資源:固廢資源化ToB賽道空間廣闊,減碳效果明顯助力碳中和

    危廢市場空間廣闊格局有望集中,ToB賽道充分市場化盈利模式佳。由于危廢統計數據均為企業自行申報數據,存在瞞報現象。2018年全國危廢產量僅占一般工業固廢產量的1.8%,與發達國家5%-10%的水平相差較多。假設危廢占一般固廢比重為3%,我們預計危廢年產廢量近1億噸遠超統計量。頭部公司在手牌照產能規模CR6僅為7%,產能利用率不足30%,實際處理量市場集中度更低,格局有望集中。危廢企業上下游對接方均為工業企業或部分個人充分市場化,ToB商業模式市場化程度高,政府主要參與監督規范,不直接參與經營。原料采購成本與資源化產品銷售,隨行就市價格透明,利潤類似制造業加工費,獲取利潤主動權掌握在企業手中,盈利模式佳。

    廢電拆解4年5倍空間穩定可見,新政強化行業壁壘龍頭優先受益。廢棄電子產品報廢量被低估,從靜態拆解量/銷量可看4年5倍空間,比消費品更穩定。行業具備資質、渠道、資金壁壘,廢舊家電拆解提質增效專項行動發布,要求供銷總社再生資源龍頭企業拆解能力擴張50%,份額提升至35%。長期基金標準有望調整,基金發放加快,龍頭企業將優先獲益。

    政策支持推動大趨勢,再生資源減碳效果明顯助力碳中和。十四五資源綜合利用法即將落地,立法保障增強發展確定性,護航行業良性發展。再生金屬作為行業供給的優質綠色補充,促經濟結構轉型,減碳效應明顯。以銅行業為例,《基于生命周期分析的中國銅工業碳排放核算》指出銅開采、冶煉、二次生產和加工四個生產環節的平均碳排放值與原生銅(開采加冶煉)的排放因子相比,二次生產(再生銅)有明顯的低碳效應,再生銅每噸排放1.13噸CO2,僅為原生銅的27.6%。再生銅可作為銅行業供給的優質低碳綠色補充,實現危廢安全處置的同時,更促進經濟結構轉型,助力實現碳中和宏大目標。

    5. 風險提示

    1) 宏觀政策超預期收緊:宏觀政策出現較大變動,流動性超預期收緊,有可能會影響市場資金面緊張,同時影響企業融資能力。

    2) 政策執行不達預期:碳市場相關政策進度不達預期,可能會影響碳交易市場推行進度以及上市公司受益碳交易的利潤彈性。

    3) 碳價波動風險:CCER可以為企業帶來附加收入,但隨著碳交易市場的不斷完善,CCER認定重啟,未來CCER供給增加,碳價存在繼續下行風險。

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