碳中和CCER價值分析1.

CCER市場供需分析1.1.

CCER需求預計短期內

CCER需求量為

1.35-4.5

億噸/年，隨后幾年將逐步增加到

3.11-10.46

億噸/

年，長期來看

CCER未來需求量受政策影響較大。當前

CCER需求方主要為參與全國碳交易

市場的控排企業以及國外減排組織，因此將需求分為兩個部分，一個是中國國內碳市場對

CCER的需求，一個是國際航空碳抵消和減排計劃（CORSIA）對

CCER的需求。中國國內碳市場對

CCER的需求中國國內碳市場對

CCER的需求量的計算公式為：當年

CCER需求量上限

=

當年控排企業實際碳排放量

×

抵銷比例上限當年實際碳排放量：根據生態環境部，當前全國統一碳市場（僅納入電力行業）覆蓋約

45

億噸溫室氣體排放量。未來全國統一碳市場還將納入石化、化工、建材、鋼鐵、有色金屬、

造紙、航空等行業。抵銷比例上限：抵銷比例不得超過應清繳碳排放配額的

5%；重點排放單位可以購買經過核證并登記的溫室氣體削減排放量，用于抵銷其一定比例的碳排放配額清繳。根據生態環境部抵消比例上限要求，同時參考

8

大試點地區

CCER抵消比例為

5%-10%

不等，假設悲觀/中性/樂觀條件下抵消比例上限為

3%/5%/10%，近幾年中國國內碳市場對

CCER的需求量將在為

1.35-10

億噸/年范圍內。CORSIA對

CCER的需求當前

CORSIA對

CCER的需求量存在不確定性。盡管

CORSIA已允許使用

CCER，同時根據其要求，參與的航空公司需購買一定數量符合條件的減排量單位，以抵消其超出基準線水平的二氧化碳排放增量，在

2021-2035

年期間，CORSIA計劃每年抵消基準以上額外排放量的

80%。2021-2023

年期間

CORSIA將不會產生減排量的需求，未來國際航運恢復情況和基準線水平的重新調整將極大地影響減排量需求。在基準不調整的情況下，低/中/高恢復情況下

2021-2035

年國際航運的對減排量的總需求為

16/25/32

億噸，當基準調整時，總需求降至

2.3/14.5/17

億噸。CCER需求量小結預計短期內

CCER需求量為

1.35-4.5

億噸/年，隨后幾年將逐步增加到

3.11-10.46

億噸/

年，長期來看

CCER未來需求量受政策影響較大。假設

2021-2023

年間

CORSIA無

CCER需求產生，2024

年-2035

年間

CORSIA總

共有

1975

MtCO2

的減排需求量；由于當前

CORSIA還接受

CDM、VCS、ACR、GS、CAR等減排量，同時考慮到

CCER價格偏低，因此假設

CORSIA對

CCER的需求量占總減排量需求的

50%；在

2024-2035

年內總需求量不變的情況下，考慮國際航空未來穩定發展，假設

CORSIA在

2024-2035

年間對

CCER的年需求量按

10%的速度增長。1.2.

CCER供給：四類潛在

CCER供應量將分批釋放至市場四類潛在

CCER供應量將分批釋放至市場，預計近幾年

CCER的供給呈現先緊后松、

再趨于平穩增長，未來與需求基本保持平衡的趨勢。具體來看，CCER的供給側主要來源于可再生能源、林業碳匯、甲烷回收利用等減排項目，假設

2022

年起

CCER項目審批恢復，

從進入市場的時間維度上來看，CCER供給可分為四批。第一批

CCER項目供應量由于

2017

年

3

月，發改委暫緩受理溫室氣體自愿減排交易方法學、項目、減排量、審定與核證機構、交易機構備案申請，而已備案的

CCER核證減排量仍舊可以參與交易，因此，

CCER審批重啟后，已核證的

CCER減排量將成為首批市場的供應方。綜上，假設第一批

CCER項目的供應量主要為

2017

年

3

月之前已備案且已發放的減排量。預計第一批

CCER供應量約為

2000

萬噸左右。當前已核證備案的減排量總計

5038.3

萬噸（含水電）/3728.01

萬噸（剔除水電）/2117.28萬噸（剔除水電和第三類項目）；2015-2016

年平均每年備案的減排量大小為

2194.53

萬噸（含

水電）/1793.79

萬噸（剔除水電）/1058.64

萬噸（剔除水電和第三類項目）?？紤]未來

CCER機制可能對水電項目、第三類項目存在限制，進行情景分析，假設悲觀、樂觀兩大情景下，已核證備案的CCER減排量中已參與地方試點履約注銷的比例為70%、

30%，樂觀情景下接受水電項目和第三類項目的抵消，而悲觀情景下則不接受這兩類項目，

由此可得，悲觀/樂觀情景下，第一批

CCER項目供應量為

635.18、3526.81

萬噸，平均值為

2081.00

萬噸。第二批

CCER項目供應量（已備案的

CCER項目在截止

2021

年底累計的未備案的

減排量）由于

CCER從項目申請到減排量備案需要的時間周期較長，而已備案的項目在出具核證過的監測報告給政府部門，經過減排量備案后可獲得

CCER參與市場交易，因此第二批能進入市場的

CCER應該是已備案的項目在

2021

年底之前累計的未備案的減排量，預計第二批

CCER項目減排量在

2022-2023

年可進入市場。第二批

CCER項目供應量計算公式如下：第二批

CCER項目供應量=

∑（至

2021

年底預計減排量

?

已備案核證減排量）

×

行業校正系數行業校正系數

=

∑項目核證減排量/

∑項目預計減排量

×

100%預計第二批

CCER項目供應量約

3.5

億噸左右。根據對不同行業已備案項目數據和已核證備案的減排量數據進行統計分析，假設樂觀情景下接受水電項目和第三類項目的抵消，而悲觀情景下則不接受這兩類項目，由此可得，悲觀/樂觀情景下，第二批

CCER項目供應量為

3.06/23.86

億噸，平均值為

3.46

億噸。第三批

CCER項目供應量（已審定的

CCER項目通過備案后的累計減排量以及原已

備案

CCER項目新增的減排量）預計第三批

CCER項目供應量超過

6

億噸，在

2023-2025

年進入市場。此類包括：①原

本已審定的

2871

個

CCER項目通過項目備案后將申請累計的減排量備案，由于已審定項目

數是當前備案項目數的

3.3

倍，因此假設該部分減排量是第二批

CCER供應量的

2

倍（悲觀）/3.5

倍（樂觀），故得出該部分減排量為

6.12

億噸（悲觀）/13.51

億噸（樂觀），將在

2023-2025

年間進入市場；②原有已備案項目在運行過程中產生的新減排量，這部分量較小，根據中國

自愿減排交易信息平臺已備案項目相關數據，預估為

800

萬噸/年，同時在

2025

年之后

98%

以上的項目需要更新計入期，因此

2025

年之后將不再考慮該部分。需注意的是，CCER恢

復后，第①類減排量需要通過項目備案、減排量備案后才能發放，不同項目是否能通過項目備案存在一定不確定性。第四批

CCER項目供應量（新

CCER項目以及原已備案

CCER項目新增的減排量）此類項目由于還未審定甚至項目處于待開發或仍在建設階段，因此需要較長的時間（1-3

年）才能轉變為

CCER，預計在

2023

年及之后陸續進入市場。CCER供給量小結預計近幾年

CCER的供給先緊后松、再趨于平穩增長，未來與需求基本保持平衡。1.3.

CCER供需分析：短期供給小于需求，中長期處于平衡CCER供需呈現短期供給遠小于需求，價格呈上漲趨勢，中長期將處于供需平衡的狀態，

價格保持穩定。近幾年短期

CCER供給緊張，但由于監管部門對

CCER供給的把控力度較強，預計中長期

CCER將處于供需平衡的狀態，價格也將趨于穩定。2.

CCER項目減排效益測算2.1.

填埋氣回收2.1.1.

填埋氣回收監測分析以填埋氣回收項目“新鄉市生活垃圾填埋場填埋氣發電項目”為例，

其減排原理主要為通過收集利用生活垃圾填埋場產生的垃圾填埋氣發電，產生的電量接入電網，提供清潔能源，在滿足部分用電的同時，減少溫室氣體排放。項目邊界確定：項目邊界包括收集和銷毀/使用甲烷的垃圾填埋場的物理、地理場所。

新鄉項目邊界主要為所有的填埋氣收集系統和發電系統，以及與華中電網聯網的所有電廠。基準線識別：項目考慮的基準線排放為項目實施帶來的避免甲烷排放和電網連接的

電廠產生的

CO2

排放。對于避免甲烷排放部分，基準線情景為項目活動不存在時，

項目邊界內的生物質和其它有機物腐爛，甲烷排放到大氣中；對于填埋氣發電替代電網電力部分，基準線是項目活動供給電網的電力由并網的電廠以及電網中新增加的電源提供。額外性論證：證明項目具備額外性的重要環節包括投資分析、障礙性分析、普遍實

踐分析等。在論證額外性的過程中，較為重要的是投資分析，即確定項目活動是否：

1）具有經濟吸引力；2）沒有碳減排收益（出售

CCER帶來收益）的情況下，不具

備經濟可行性。針對填埋氣回收項目除

CCER收益外還產生由售電帶來的經濟收入，且基準線情景不是一

個可比較的投資項目，因此通常選用基準分析法進行投資分析。一般采用基準分析

法?；鶞手狄话氵x取國家電網公司規定發電項目全投資基準收益率為

8.00%（稅后），需論證項目在不考慮減排收益前收益率低于基準值，但在考慮減排收益后財務效益有所改善。此外，一般還需要對項目靜態總投資、年運營成本、電價、年上網電量等重要參數進行敏感性分析進一步論證其在極端情況下仍具備額外性，或讓

IRR達到基準值的情景是小概率事件。

經過計算，新鄉項目全部投資內部收益率（IRR）為

5.23%，低于

8%的基準值。減排量計算：根據方法學，填埋氣回收項目減排量=基準線排放量-項目排放量-泄露

量。其中基準線排放量=垃圾填埋場甲烷的基準線排放+與發電相關的基準線排放，

項目排放量=年運行項目活動消耗電力所產生的排放+非發電所消耗化石燃料所產生的排放，泄露量為

0；新鄉項目選用固定計入期，計入期長度為

10

年。通過審定預計總減排量為

65.46

萬

tCO2e，年均減排量為

6.55

萬

tCO2e。監測：對于填埋氣回收項目，監測方式主要為通過電表測量項目的上網和下網電量，

通過流量計測量垃圾填埋氣總量，通過氣體分析儀測量經過預處理的填埋氣中甲烷

含量。新鄉項目第一、第二監測期內（2014

年

4

月

1

日至

2016

年

10

月

31

日）預

計的減排量為

12.67

萬

tCO2e，實際減排量為

12.67

萬

tCO2e，兩者相差

6.78%左右。2.1.2.

填埋氣回收項目效益測算每

上

網

一

度

電

將

增

加

收

入

0.127

元

，

CCER對

填埋氣回收

收

入

的

貢

獻

約

為

14.45%-28.90%。假設項目總裝機量

2MW，年運行時間

7200

小時，單位上網電價

0.586

元/kWh，廠自用電比率

6%，假設悲觀、中性、樂觀條件下，甲烷收集效率分別為

60%/65%/70%，CCER碳價分別為

20/30/40

元/噸，經測算，填埋氣回收發電收入為

476-555

萬元/年，CCER收入

為

69-160

萬元/年，CCER對填埋氣回收收入的貢獻約為

14.45%-28.90%。通過

CCER碳價及單位上網電量碳減排量對填埋氣回收項目業績貢獻的測算，當

CCER碳價為

30

元/噸時，單位上網電量平均減排量從

2

提升至

8

tCO2e/MWh，CCER對填埋氣回

收收入的貢獻將從

10.24%提升至

40.96%；當單位上網電量平均減排量為

4

tCO2e/MWh時，

CCER碳價從

20

提升至

100

元/噸，CCER對生物質發電收入的貢獻將從

13.65%提升至

68.26%。2.2.

沼氣利用2.2.1.

沼氣利用監測分析以沼氣利用項目“湖北省南漳縣農村戶用沼氣項目”為例，其減排原理為一方面通過建設具有甲烷回收系統的沼氣池，改變傳統的豬糞便管理模式來減少甲烷的排放，另一方面，沼氣灶代替傳統煤爐燃燒沼氣，產生與使用煤爐相當的熱量，減少燃煤

消耗產生的二氧化碳排放。項目邊界確定：項目的邊界是甲烷回收和燃燒系統的物理和地理邊界。南漳項目邊界為作為沼氣產生來源的豬糞，以及沼氣產生裝置即沼氣池；用以燃燒沼氣的沼氣灶以提供給各農戶炊事能源；農戶，是沼氣系統利用終端；施肥利用的沼渣沼液?；鶞示€識別：基準線情景主要為在缺少項目活動時，生物質和其它有機物質在項目邊界內厭氧消化并向大氣釋放甲烷的情況。南漳項目的基準線情景是農戶使用燃煤土灶供熱；農戶使用傳統的開放式深坑處理豬糞。額外性論證：根據

EB對小規模項目活動額外性論證工具中的規定，

符合項目類型的可以免于障礙分析，自動認為項目具有額外性。減排量計算：根據方法學，沼氣利用項目減排量=基準線排放量-項目排放量-泄露量。

其中基準線排放量=糞便管理系統的基準線排放+煤消耗的基準線排放，項目排放量=

糞便管理系統在生產、收集、沼氣傳輸過程中因物理泄漏所造成的排放+多余沼氣火

炬點燃或燃燒造成的排放量+已安裝設備在運行過程中消耗化石燃料或電力造成

CO2排放+糞便運輸過程所造成的CO2排放+在投入厭氧氧化塘之前在存儲過程中的排放，泄露量為

0；南漳項目選用可更新的計入期，計入期長度為

7

年。通過審定預計第一計入期的總減排量為

25.30

萬

tCO2e，年均減排量為

3.61

萬

tCO2e。監測：對于沼氣利用項目，監測方式主要為當地能源辦在年初執行分層隨機抽樣計

劃，對樣本進行數據監測，對沼氣池年平均運行小時、沼氣渣的處理以及豬的平均

數量達到估計值的

90%置信水平。南漳項目監測期內（2008

年

1

月

1

日至

2014

年

12

月

31

日）預計的減排量為

252976

tCO2e，實際減排量為

251337

tCO2e，兩者相差

0.65%左右。2.2.2.

沼氣利用項目效益測算CCER對沼氣利用收入的貢獻約為

24.84%。假設單戶農村戶用沼氣池建設容積為

8

m3，

沼氣灶安裝額定功率為

3

kW，則單戶年均減排量為

3.97

tCO2e/戶，沼氣池建設收入為

4000

元，每年運維收入為

150

元，運行年限為

15

年，折現率取過去一年五年期國債到期收益率平

均值

3.81%，假設

CCER碳價為

30

元/噸，經測算，單戶沼氣利用收入為

5604.53

元，CCER收入為

1392.32

元，CCER對沼氣利用收入的貢獻約為

24.84%。通過

CCER碳價及單戶年均減排量對沼氣利用項目業績貢獻的測算，當

CCER碳價為

30元/噸時，單戶年均減排量從1提升至7

tCO2e/戶，CCER對沼氣利用收入的貢獻將從6.26%

提升至

43.83%；當單戶年均減排量為

4

tCO2e/戶時，CCER碳價從

20

提升至

100

元/噸，

CCER對沼氣利用收入的貢獻將從

16.70%提升至

83.48%。2.3.

煤層氣發電2.3.1.

煤層氣發電監測分析以煤層氣發電項目“七臺河藍天瓦斯發電有限責任公司瓦斯發電項目”為例，其適用于在現役煤礦中開展收集利用和消除煤礦瓦斯和通風瓦

斯的項目活動，其主要原理為利用煤礦排空的抽采瓦斯進行發電避免了甲烷的排放，也減少

了溫室氣體的排放，將產生的電力并入區域電網。項目邊界確定：七臺河項目邊界為項目所有同煤層氣收集、預處理、發電相關的設備和系統；項目活動發電上網，替代東北區域電網同等電力。基準線識別：基準線情景主要為煤層氣部分或全部釋放到大氣中。七臺河項目的基準線情景是采前和采后

CMM抽取并全部排放，從東北區域電網購入等量的電力。額外性論證：證明項目具備額外性的重要環節包括投資分析、障礙性分析、普遍實

踐分析等。在論證額外性的過程中，較為重要的是投資分析，即確定項目活動是否：

1）具有經濟吸引力；2）沒有碳減排收益（出售

CCER帶來收益）的情況下，不具

備經濟可行性。針對煤

層氣發電項目除

CCER收益外還產生由售電帶來的經濟收入，且基準線情景不是一個可比較的投資項目，因此通常選用基準分析法進行投資分析。一般采用基準分析

法。基準值一般選取國家電網公司規定確認中國電力行業資本金內部收益率基準線為全部投資的8%或資本金的

10%，

需論證項目在不考慮減排收益前收益率低于基準值，但在考慮減排收益后財務效益

有所改善。此外，一般還需要對項目靜態總投資、年運營成本、電價、年上網電量等重要參數進行敏感性分析進一步論證其在極端情況下仍具備額外性，或讓

IRR達到基準值的情景是小概率事件。經過計算，在不考慮溫室氣體減排產生的收益時，

七臺河項目財務內部收益率為

5.72%，在考慮溫室氣體減排產生的收益時，內部收

益率為

15.44%，高于行業基準值。減排量計算：根據方法學，煤層氣發電項目減排量=基準線排放量-項目排放量-泄露

量。其中基準線排放量=基準線情景下銷毀甲烷所致的基準線排放+項目活動避免甲

烷釋放到大氣的排放量+項目活動發電所替代的基準線排放，項目排放量=收集和利

用甲烷所使用的能源導致的項目排放量+消除甲烷導致的項目排放量+未燃盡煤層氣

的項目排放，泄露量=其他不確定情況產生的泄漏排放，取

0；七臺河項目選用固定

計入期，計入期長度為

10

年。通過通過審定預計總減排量為

177.96

萬

tCO2e，年均減排量為

17.80

萬

tCO2e。監測：對于煤層氣回收發電項目，需要監測的主要數據為項目活動發電量、用電量、

煤礦瓦斯用量、甲烷濃度以及所收集的瓦斯中非甲烷烴類的質量濃度等。七臺河項目監測期內（2013年1月1日至2016年6月30日）預計的減排量為719362

tCO2e，

實際減排量為

581803

tCO2e，兩者相差

19%左右。2.3.2.

煤層氣發電項目效益測算每

上

網

一

度

電

將

增

加

收

入

0.0984

元

，

CCER對

煤

層

氣

發

電

收

入

的

貢

獻

約

為

12.60%-25.20%。假設項目總裝機量

8MW，年運行時間

7200

小時，單位上網電價

0.52

元/kWh，

廠自用電比率

5%，假設悲觀、中性、樂觀條件下，利用效率分別為

60%/70%/80%，CCER碳價分別為

20/30/40

元/噸，經測算，煤層氣發電收入為

1707-2276

萬元/年，CCER收入

為

215-574

萬元/年，CCER對煤層氣發電收入的貢獻約為

12.60%-25.20%。通過

CCER碳價及單位上網電量碳減排量對煤層氣發電項目業績貢獻的測算，當

CCER碳價為

30

元/噸時，單位上網電量平均減排量從

1

提升至

7

tCO2e/MWh，CCER對煤層氣發

電收入的貢獻將從

5.77%提升至

40.38%；當單位上網電量平均減排量為

3

tCO2e/MWh時，

CCER碳價從

20

提升至

100

元/噸，CCER對煤層氣發電收入的貢獻將從

11.54%提升至

67.69%。3.

總結CCER作為碳交易市場的有效補充，溫室氣體自愿減排交易管理辦法有望修訂，相關方法學、項目等將重新開啟申請審核。此外，可再生能源、林業碳匯、甲烷利用等項目的實施單位可以申請國務院生態環境主管部門組