1） 两大变化：a.2021年6月全国碳市场有望上线；b.行业不断扩充。
2）CCER抵消机制：降低履约成本，鼓励自愿减排。四大核心机制：①抵消比例：CCER（核证自愿减排量）1:1替代碳配额，抵消比例不超过总碳配额的5%；②认定流程：5步法—项目设计、审定、备案、减排量核证、减排量备案。③可行性评估：识别基准线、评估项目额外性及经济效益。④减排量测算原理：减排量=基准线排放-项目排放-泄露排放。项目计入期分为可更新计入期（7*3=21年）和固定计入期（10年）。3）市场空间：按5%抵消比例测算，我们预计全国碳市场初期CCER需求量约1.65亿吨/年，长期有望扩容至4亿吨/年。
对标海外长期碳价上行，CCER审批有待重启短期稀缺。①长期配额收紧碳价上行：国内试点阶段碳配额均价24元/吨，欧盟配额价格已破50欧元/吨，与海外稳态差距大。对比海外，我国从达峰到中和仅30年减排任务艰巨，预计达峰后配额总量将加速大幅收紧，碳价有望提升；②短期CCER稀缺价格向上：全国碳市场上线带来CCER需求释放，此前全国CCER备案减排量总计约5000多万吨，历时4年预计基本履约，实际供应稀缺，相关审批政策有望重启，短期供不应求预计价格上行。
减碳价值测算：填埋气发电资源化经济效益突出，利润弹性102%~ 339%。我们选取CCER自愿减排主要鼓励的可再次生产的能源、甲烷利用及林业碳汇三类项目中5种细分类型进行减碳量及经济效益测算：
垃圾焚烧行业刚性扩容，商业模式改善&碳中和价值增量。我们预计十四五期间行业稳步增长复合增速近11%，全国垃圾处理收费制度快速推进，垃圾处理费划转至税务部分征收，终端收费能力提升顺价逻辑加强。CCER贡献12%的利润弹性,通过碳交易市场化手段降低补贴依赖度，商业模式和现金流改善确定性增强。关注优质资产稀缺性。
沼气利用渗透率低空间广阔，碳交易增厚收益弹性大。2019年垃圾填埋场沼气发电渗透率仅12%拓展空间大，有机废弃物处置有望打开沼气利用蓝海，填埋气发电减排效应突出，增厚收益利润有望翻倍。建议关注：【百川畅银】垃圾填埋气发电龙头份额20%，受益碳交易弹性大。
环卫新能源长周期放量，十年替代助力碳达峰。2035年公共领域用车全面电动化，存量替代拉开序幕，2020年渗透率仅3%成长潜力大长周期放量。
固废资源化ToB赛道空间广阔，减碳效果明显助力碳中和。政策支持推动资源化，再生资源减碳较原生制造效果明显。
1. “双碳”目标势在必行，碳市场上线. 碳中和投资框架：能源替代、节能减排、循环利用及碳交易
气候危机刻不容缓，碳中和助力大国崛起。近年来，全球气候平均状态随时间的变化对人类生产生活的不利影响越来越突出，应对气候平均状态随时间的变化慢慢的变成了人类社会共同面临的最严峻挑战之一。全球大多数国家已经签署了共同应对气候平均状态随时间的变化的《巴黎协定》并明确了碳中和的时间节点，英国等国家还通过立法予以明确。改革开放以来，我们国家的经济持续发展，2020年人均GDP已超过1万美元，但经济发展导致的碳排放问题亟需解决，当前我国碳排放已居世界前列，碳排放权成为各国竞争夺取重要的话语权之一，实现碳达峰及碳中和成为全世界竞争的重要筹码，因此加快能源结构调整、产业体系升级，加强生态环境保护，有助于实现综合国力的增强，巩固大国地位。2020年习主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布，我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。从行业投资框架及环保产业映射角度来看，我们将分别从能源替代、节能减排、再生资源、环境咨询和碳交易等角度指出环保受益双碳目标的板块。
1、能源替代：从前端调整能源结构，使用清洁能源如光伏、风电、天然气、生物质能等替代煤炭，使用新能源装备替代传统燃油装备，从源头减少温室气体的产生和排放。建议关注新能源环卫装备，可再次生产的能源项目，电网改革需求。
2、节能减排：从中端提升节能减排效果，包括产业体系转型、提升能源利用效率、加强低碳研发技术及数字化技术应用、完善低碳发展机制、加强管理规划管理等，我们大家都认为在环保领域，节能管理、研发技术及环境规划的推进等将有益于板块发展。
3、循环利用：从后端加强再生资源回收利用，推进垃圾分类与再生资源回收“两网融合”，加快落实生产者责任制度，推进废弃家电、报废汽车、危废等回收处理体系。
4、环境规划：全产业链受益，环境咨询企业为政府部门、控排企业及自愿减排公司可以提供环境规划、减排设计的具体方案等。
5、碳交易：碳交易是有效控制碳排放及调节资源配置的市场化途径，全国碳市场的统一构建将催生CCER自愿减排项目需求：可再次生产的能源（如生活垃圾焚烧、生物质利用等）、甲烷利用（填埋气资源化、餐厨处理、污水处理等）、林业碳汇等项目能够最终靠申请CCER（核证自愿减排量）以获取碳减排信用用于抵消控排企业超排配额，从而获取碳减排的附加收入。
碳交易作为碳减排的市场化途径将有效促进碳排放的资源配置以实现减排目标。碳交易是为减少二氧化碳排放、促进温室气体减排所提出的将二氧化碳排放权作为商品进行交易的市场机制，即鼓励减排成本低的企业超额减排，将富余的碳排放配额或减排信 用通过交易的方式出售给减排成本高、无法达到碳排放要求的企业，从而帮助后者达到 减排要求，同时降低社会碳排放总成本。碳交易能够低成本、高效率地实现二氧化碳排 放权的合理配置，达到总量控制并合理规划利用公共资源的最终目标。
1、区域范围变化：试点到全国——2021年6月底前有望启动全国碳市场交易。我国碳市场的建设路径是从试点市场向全国统一市场过渡。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督管理体系、交易平台建设等工作，标志我国碳交易正式启动。2020年年底，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行） 》，印发《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）》，正式启动全国碳市场第一个履约周期。2021年2月生态环境部部长强调加强全国碳市场建设工作，确保2021年6月底前启动全国碳市场的上线月，碳排放权登记、交易及结算规则出台，碳交易逐渐完成从试点区域向全国统一的过渡。2、涵盖行业变化：电力行业向八大行业——“十四五”期间钢铁、水泥、化工等行业有望纳入市场。目前纳入碳市场管理的行业主要为电力行业，全国碳市场扩容呈现加速态势，生态环境部表示钢铁行业“十四五”期间将尽早纳入碳排放权交易市场，此外，水泥、化工、电解铝、造纸等行业前期已完成较多的准备工作，生态环境部考虑在“十四五”期间将石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等八个重点排放行业陆续纳入全国碳市场。
碳交易市场纳入核证自愿减排量（CCER）抵消机制，减少控排企业履约成本。为起到降低碳价、减少控排企业履约成本最终降低社会减排总成本，2012年，国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，纳入CCER抵消机制。2020年12月发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中指出，CCER是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量，CCER抵消机制是对自愿减排项目的鼓励行为。我们梳理与总结了CCER抵消机制中的四大核心要点包括抵消比例、认定流程、项目可行性评估和减排量测算。1、抵消比例：1:1替代碳配额，抵消比例不超过总碳配额的5%。碳交易市场有两类基础产品，一类为政府分配给企业的碳排放配额，另一类为核证自愿减排量 (CCER)。碳市场按照1:1的比例给予CCER替代碳排放配额，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，《碳排放权交易管理办法（试行）》规定重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。CCER增加供给量，一般而言CCER可申请的项目较多，因此CCER交易价格较碳配额通常更加便宜，控排企业会考虑优先购买符合条件的CCER来抵消碳排放。
2、认定流程：5步法—项目设计、审定、备案、减排量核证、减排量备案。项目备案阶段需先完成项目设定后由主管部门的审核机构进行审核并出具审定报告。其次在依照备案需提交的材料进行准备并提交申请，再由管理部门委托专家进行评估。经备案的项目产生减排后，在申请减排量备案前，应经由管理部门的审核机构核证并出具减排量核证报告。最后与减排量备案所需材料一同递交。专家进行评估通过后则可在国家登记簿登记并在经备案的交易机构内交易。
3、项目可行性评估：识别基准线、评估项目额外性及经济效益。项目申请时的可行性评估主要包括项目方法学选择、识别基准线、项目额外性及经济效益。碳排放权交易管理办法强调鼓励可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目申请CCER。1）项目方法学对应：属于国家规定的项目类别，并符合经过备案的方法学或开发新方法学经备案后方可进行项目申请。2013-2016年，发改委已经在自愿减排交易信息平台发布十二批国家温室气体自愿减排方法学备案清单共200个，其中由联合国清洁发展机制（CDM）方法学转化174个，新开发26个；常规方法学107个，小型项目方法学86个，农林项目方法学5个。2）识别基准线：合理代表在不存在该项目情况下将产生的由人类造成的温室气体排放的基准情景。3）项目额外性：非政府强制性项目或政策、政府重资金扶持类项目类型，考核项目的必要性，开发前后的收益率水平变化。4）经济效益：项目减排量评估、成本及收益核算，是否具备开发价值及回收期长短评定。
4、减排量测算原理：减排量=基准线排放-项目排放-泄露排放。CCER项目减排量可以简易理解为项目排放与基准线排放的差值，减排量测算挂钩项目计入期，是指项目活动相对于基线情景所产生的额外的温室气体减排量的时间区间，分为可更新计入期（7*3=21年）和固定计入期（10年）。
CCER审定项目已有2871个，减排量备案254个约5000多万吨。2013-2017年发改委公示CCER审定项目共2871个，备案项目861个，减排量备案项目254个，减排量备案约5000多万吨。其中，涉及可再生能源及再生资源板块的包括生活垃圾焚烧、填埋气利用、餐厨处理、生物质能利用、污水处理、废电回收等项目，主要划入的类别为避免甲烷排放（共406个项目）、废物处置（共180个项目）、生物质能（共112个项目）。2017年3月，发改委公告因CCER管理施行中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，因此暂缓受理CCER方法学、项目、减排量及备案的申请，当时留有592个尚未备案的项目申请，目前生态环境部应对气候变化司正在积极制定《温室气体自愿减排交易管理办法》，未来将依据新办法受理相关申请。
我们预计全国碳市场初期CCER需求量约1.65亿吨/年，长期需求有望扩容至4亿吨/年。首批纳入全国碳市场配额管理的电厂重点排放单位排放总量预计超过33亿吨/年，按照5%的碳排放配额抵消比例，全国碳市场初期每年CCER需求量约为1.65亿吨/年。据北京环交所预测，未来全国碳市场扩容至八大行业后，纳入配额管理的碳排放总额规模将达到70-80亿吨/年，届时CCER需求将达到3.5-4亿吨/年。
1）长期视角：当前配额价格与海外稳态差距大，未来配额加速收紧推动碳价上行
国内碳试点：北京碳配额均价最高达55元/吨，与海外稳态差距大。据北京绿色交易所披露，中国的碳交易地方试点自2013年启动，7年累计交易金额约105亿元，交易量约4.45亿吨，交易均价约为23.5元/吨，欧盟碳市场交易价格已突破50欧元/吨，国内配额价格与海外稳态差距大。从八个碳交易所2014年起市场行情走势图来看，北京配额成交均价最高，达55元/吨。北京配额价格长期在40-100元/吨之间波动，2019年来稳步上升至2020年初约80-100元/吨区间内。北京碳配额价格较高源于完备的制度支持，北京是最先且目前唯一出台公开市场操作管理办法的市场，即实行交易价格预警，线元/吨，将触发碳排放配额回购或拍卖等公开市场操作程序，利于稳定市场价格。海外对标：欧盟纳入市场稳定储备机制平衡交易价格，配额收紧价格突破50欧元/吨。欧盟温室气体排放贸易机制(EU-ETS)于2005年正式启动，涵盖欧盟成员国以及挪威、冰岛和列支敦士登，覆盖该区域近半数的温室气体排放，为11000多家高耗能企业及航空运营商设置了排放上限。欧盟碳市场经历四个阶段：
2005-2007年第一阶段（试运行期）：配额主要以免费发放的形式分配，由欧盟成员国以自下而上的形式制定各自限额，配额供给过剩，碳价一度跌至0元；
2008-2012年第二阶段：配额发放方式仍然采取欧盟成员国各自制定的形式，免费配额发放比例削减至90%，然而受经济危机的影响，工业能源需求减少，碳价仍处于较为低迷的阶段；
2013-2020年第三阶段：2013年后欧盟改革碳排放额度确定方法，取消国家分配计划，采取总量控制的形式统一欧盟范围内的碳排放量；
2021-2030年第四阶段：该阶段仍采取总量控制的分配方式，配额总量发放上限将从逐年减少1.74%变为2.2%，同时2019年初建立了市场稳定储备（MSR） 来平衡市场供需，应对可能出现的市场冲击，碳价于2018年起快速上行至2021年5月突破50欧元创新高，在MSR机制下欧盟碳市场逐步进入稳定运行期。
综合来看，欧盟碳市场前期配额供给过剩导致碳市场运行停滞和碳价低迷，后续通过减少碳排放配额上限，利用拍卖增加参与主体碳排放成本，使市场回暖。近半年来欧盟碳市场价格翻倍突破50欧元，主要源于a）政府上调2030年减排目标，配额总量加速收紧，造成碳配额供给不足；b）MSR机制长期控制配额盈余，平衡供需关系。
达峰迈向中和阶段减排压力加大，预计配额将加速收紧推动碳价上行。中国是全世界最大的碳排放国家，2019年中国二氧化碳排放量近100亿吨，占全球总排放量的29%，减排压力大。我国碳市场启动初期，建立市场调控机制有望有效平衡供需，促进市场良性发展以实现合理减排，降低减排成本效应。当前我国碳价远低于海外成熟市场碳配额价格，国内碳价存在进一步上行空间。长期来看，我国从碳达峰到碳中和的过渡期仅有30年，作为全球最大的碳排放国家，30年间从100多亿吨到净零排放所需的减排速度和力度将比发达国家更大，预计碳达峰后我国碳市场配额总量将加速收紧，企业减排成本加大，推动碳价上行接近海外成熟碳市场的价格水平。
试点阶段CCER需求不足，市场活跃度有限交易价格低于配额均价。1）交易量：2019 年，上海碳市场 CCER 交易量为 1512.52 万吨，同比增长27.85%，占全国 CCER 年度总成交量的 35%，交易量持续保持全国第一。截至 2019 年底，上海碳市场 CCER 累计交易量 8,889.24 万吨，累计交易额5.66亿元，占全国 CCER 累计成交量的 43%，继续位居全国首位。2）交易价：据北京碳排放权电子交易买卖平台数据，2015-2020年北京CCER累计交易均价约为15.55元/吨，显著低于配额交易均价，主要系CCER供给较多所致。据上海环境能源交易所数据，2019年上海CCER成交均价呈现现年初震荡、5-8 月大幅上扬、9-12 月小幅下跌的态势，长期在 4~7元/吨之间运行。
全国碳市场启动带来CCER需求释放，审批有待重启实际供应稀缺，价格有望上行。今年6月全国碳市场启动在即，我们测算碳市场初期纳入电力行业CCER需求量约为1.65亿吨/年，长期有望扩容至4亿吨/年。目前全国CCER审定项目的减排量备案总计约5000多万吨，备案总量远不及碳市场初期对CCER的年均需求量，且历时四年预计前期备案的减排量基本旅履约，实际供应稀缺。CCER项目的审定备案程序有待重启，从项目审定备案到减排量挂牌交易之间需要一定的时间周期，全国碳市场上线需求即刻释放，交易先行造成短期内CCER市场供不应求，供需关系变动推动CCER价格上行。
依据中国自愿减排交易信息平台，我们选取了CCER自愿减排主要鼓励的可再次生产的能源、甲烷利用及林业碳汇三类项目中5种细分类型进行了减碳量及经济效益测算，中性情景假设下，我们预计CCER碳价为30元/tCO2，在可再次生产的能源替代火电发电的垃圾焚烧、填埋气资源化、生物质利用三种项目类型中，填埋气资源化减排及经济效益最为突出，度电减碳量可达0.00578吨，度电增收0.17元，利润弹性102%~339%。此外，餐厨处置项目也可以通过产生沼气供气或供热实现减排、利润弹性达18.75%；林业碳汇项目每亩储碳量0.90tCO2，每亩林增收27元，利润弹性达66.73%。
生活垃圾焚烧CCER审定项目114个，已备案24个，减排量备案5个约55万吨，头部上市公司产能占比30%。据我们统计，截至2017年底信息平台中已公示的审定项目中有114个生活垃圾焚烧项目，合计处理规模达11.6万吨/日，已经通过备案的项目达24个，减排量备案项目5个，备案减排量为54.8万tCO2e。从审定项目所属企业分布来看，2013-2017年，光大环境、绿色动力、伟明环保、中科环保、瀚蓝环境、上海环境等公司已有的审定项目规模较高，分别为0.86、0.715、0.705、0.65、0.635、0.57万吨/日，合计占整体生活垃圾焚烧公开项目规模的比例达30%。我们认为自愿减排项目审核流程重新发布后，拥有较多审定项目的企业能够优先申请减排量备案，并在交易所进行减排量交易获取附加收入。
垃圾焚烧减碳量测算：以已审定的114个项目为样本，生活垃圾焚烧项目兆瓦时温室气体减排量均值为1.32 tCO2e、单吨垃圾温室气体减排量为0.36 tCO2e。生活垃圾焚烧减碳量测算的核心机制如下：
1、 减碳机理：1）与填埋场相比，避免含甲烷填埋气体的产生和排放；2）利用垃圾焚烧发电替代电网中以火电为主的等量电量。
2、 自愿减排方法学：主要为CM-072-V01：“多选垃圾处理方式”（1.0版）。
3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，项目焚烧的生活垃圾将由垃圾填埋场处理，且填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由电网提供。
基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的CH4 排放；2）能量生产或电网消耗的电量产生的CO2。
垃圾焚烧项目的排放来源：生活垃圾将由项目焚烧厂进行焚烧处理，废水由渗滤液处理厂处理，焚烧发电电量传导至南方电网。排放来源包括1）项目边界内生活垃圾焚烧的排放；2）电力消耗的排放；3）非发电用途的化石燃料消耗的排放；4）废水处理的排放。
垃圾焚烧减碳经济效益测算：CCER碳价 30元情景下，度电CCER收入达0.039元，对生活垃圾焚烧项目收入端弹性达4.48%，利润端弹性达12.01%，净利率提升2.01pct至29.96%；CCER碳价 60元情景下，度电CCER收入将提升至0.079元，收入端弹性增至8.95%，利润端弹性增至24.02%，净利率提升3.87pct至31.81%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对生活垃圾焚烧项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：
1、生活垃圾焚烧处理费及年运行天数参考行业平均水平，分别为65元/吨及350天，上网电价与目前生活垃圾焚烧统一上网电价0.65元/度保持一致，单吨垃圾上网电量按280度/吨计算。
2、生活垃圾焚烧运行成本按照1000吨/日的处理规模，可变成本1800万元，固定成本2500万元计算，期间费用率假设基准线%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为25%。
3、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的114个生活垃圾焚烧项目设计方案为依据计算其均值，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/ tCO2。
填埋气资源化减碳量测算：以已审定的16个项目为样本，填埋气资源化项目兆瓦时温室气体减排量均值为5.78 tCO2e。填埋气资源化减碳量测算的核心机制如下：1、减碳机理：1）收集利用填埋场产生的填埋气，避免含甲烷填埋气体的产生和排放；2）利用垃圾填埋气发电替代电网中以火电为主的等量电量。
2、自愿减排方法学：主要为CMS-002-V01 联网的可再次生产的能源发电及CMS-022-V01 垃圾填埋气回收。
3、基准线识别：在没有本项目的情况下，填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由电网提供。
基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的CH4 排放；2）能量生产或电网消耗的电量产生的CO2。
填埋气资源化项目的排放来源：垃圾填埋气将被收集利用进行发电，所发电量传送至电网。排放来源包括1）项目设备运行消耗的化石燃料或电力所产生的排放；2）火炬焚烧或燃烧填埋气所产生的排放；3）填埋气提纯过程产生的排放。
填埋气资源化减碳经济效益测算：CCER碳价 30元情景下，度电CCER收入达0.17元，对填埋气资源化项目收入端弹性达27.18%，利润端弹性达101.77%，净利率提升11.75pct至31.78%；CCER碳价 60元情景下，度电CCER收入将提升至0.35元，收入端弹性增至54.36%，利润端弹性增至203.54%，净利率提升19.36pct至39.39%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对填埋气资源化项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：
1、填埋气资源化项目装机容量为2MW，对应总投资额1500万元，折旧年限为19年，固定资产残值率5%，全年发电小时数7200小时，上网电价为0.64元/度，机组发电效率及厂自用电比例分别为68%和6%。
2、填埋气资源化项目经营成本为250万元，期间费用率假设基准线%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，稳定运营期所得税率为25%。
3、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的16个填埋气资源化项目设计方案为依据计算其均值，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/ tCO2。
餐厨垃圾处理减碳量测算：以已审定的2个项目为样本，其中临沂项目餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气作为燃料供热，南宁项目餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气经提纯后制备天然气，餐厨项目单吨垃圾温室气体减排量均值为0.58tCO2e。餐厨项目减碳量测算的核心机制如下：1、 减碳机理：1）通过餐厨垃圾处理减少甲烷排放；2）使用沼气替代原供热锅炉使用的燃煤或者项目所产生的天然气替代燃气。
2、 自愿减排方法学：主要有CMS-016-V01 通过可控厌氧分解进行甲烷回收；CMS-001-V02 用户使用的热能，可包括或不包括电能；CM-072-V01多选垃圾解决方法（第一版）。
3、 基准线识别： 在没有本项目的情况下，餐厨垃圾在垃圾填埋场自然腐烂产生甲烷，垃圾填埋场不回收和处理垃圾填埋气，项目所提供的蒸汽由燃煤锅炉提供或项目所产生的天然气由当地天然气配送管网提供。
基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的甲烷排放；2）燃煤锅炉提供蒸汽或者通过天然气配送网供应提纯的沼气。
餐厨项目的排放来源：餐厨垃圾进行厌氧消化产生沼气和油脂，沼气经过提纯后制备天然气，油脂作为化工原料出售，废水经处理达标后排放。1）餐厨垃圾处理过程中产生的CH4泄漏；2）项目现场电力消耗的排放；3）项目所产生的废水厌氧处理过程产生的 CH4 排放。
餐厨垃圾处理减碳经济效益测算：CCER碳价30元情景下，单吨垃圾CCER收入达18.90元，对餐厨项目收入端弹性达5.03%，利润端弹性达18.75%，净利率提升2.63pct至22.75%；CCER碳价60元情景下，单吨餐厨垃圾CCER收入将提升至37.80元，收入端弹性增至10.06%，利润端弹性增至37.50%，净利率提升5.02pct至25.14%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计的具体方案及北京环境交易所CCER碳价，我们以“南宁市餐厨废弃物资源化利用和无害化处理厂”项目为例，对餐厨垃圾处理项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，项目具体参数及假设如下：
1、南宁餐厨项目收益包含三部分：1）餐厨垃圾处理费：项目产能为200吨/天，年运行天数为350天，处理费为279.50元/吨；2）出售天然气：年天然气供应量为187.48万立方米，天然气价格为2.2元/立方米；3）提油收入：地沟油处理产能22吨/天，年提油量660吨，生物柴油价格3950元/吨。
2、餐厨项目运行成本按照70000吨/年的处理规模，可变成本790万元，固定成本950万元计算，期间费用率假设基准线%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为25%。
3、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单吨餐厨垃圾碳减排量以南宁项目设计方案0.63 tCO2e/吨为依据，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。
生物质发电减碳量测算：以已审定的项目为样本，生物质发电项目兆瓦时温室气体减排量均值为0.67tCO2e。生物质发电减碳量测算的核心机制如下：1、 减碳机理：1）避免生物质遗弃腐烂或无控焚烧带来的温室气体排放；2）生物质发电替代以燃煤发电为主的电网提供的等量电量。
2、 自愿减排方法学：主要为CM-092-V01 纯发电厂利用生物废弃物发电（第一版）。
3、 基准线识别： 在没有本项目的情况下，本项目使用的生物质废弃物在有氧环境下遗弃、腐烂或在田间无控焚烧，同等的电力是由以燃煤发电为主的电网供给。
基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）生物质废弃物的无控燃烧或腐烂；2）能量生产或电网消耗的电量。
生物质项目的排放来源：生物质废弃物运至项目现场作为燃料发电，发电电量传导至华北电网。1）项目现场消耗化石燃料；2）生物质废弃物场内/场外运输和加工；3）燃烧生物质废弃物发电。
生物质发电减碳经济效益测算：CCER碳价30元情景下，度电CCER收入达0.02元，对生物质发电项目收入端弹性达2.68%，利润端弹性达21.49%，净利率提升1.71pct至11.06%；CCER碳价60元情景下，度电CCER收入将提升至0.04元，收入端弹性增至5.36%，利润端弹性增至42.99%，净利率提升3.34pct至12.69%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对生物质发电项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，项目具体参数及假设如下：
1、生物质发电项目发电机组容量及年发电小时数参考行业中等水准，分别为30MW及6500小时，厂用电率10%，上网电价与目前生物质发电统一上网电价0.75元/度保持一致，单吨生物质（湿基）上网电量按700度/吨计算。
2、生物质发电项目运行成本按照生物质（湿基）27万吨/年的使用规模，可变成本9000万元，固定成本1600万元计算，期间费用率假设基准线%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为25%。
3、本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的生物质发电项目设计的具体方案为依据计算，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。
碳汇造林储蓄量测算：以已审定的20个项目为样本，碳汇造林项目每亩林温室气体储蓄量均值为0.90 tCO2e。碳汇造林储蓄量测算的核心机制如下：1、碳汇机理：森林具有碳汇功能，通过植树造林、科学经营森林等活动、保护和恢复森林植被，增汇减排，是减缓气候变化的重要途径。
2、自愿减排方法学：主要为AR-CM-001-V01《碳汇造林项目方法学》（V01）。
基线碳汇量：在无林地上造林，基线情景下的枯死木、枯落物、土壤有机质和木质林产品碳库的变化量可以忽略不计，在事前预估时和事后监测时都忽略散生木碳储量变化，统一视为0。
项目碳汇量：以造林树种碳储量计量模型估算项目边界内林木生物量碳储量的变化量。
碳汇造林经济效益测算：CCER碳价30元情景下，每亩林地CCER收入达27.00元，对林业碳汇项目收入端弹性达15.39%，利润端弹性达66.73%，净利率提升10.26pct至33.33%；CCER碳价60元情景下，每亩林地CCER收入达54.00元，对林业碳汇项目收入端弹性达30.79%，利润端弹性达133.46%，净利率提升18.11pct至41.18%。
依据已审定的自愿减排项目的项目设计的具体方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对碳汇造林项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：
1、以福建金森2020年年报数据为基准，公司2020年末林业总面积达80.7万亩，总储蓄650.23万立方米，木材销售4.15万立方米，林业营业收入1.42亿元，林业毛利0.86亿元。
2、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位面积碳储蓄量以已审定的20个碳汇造林项目设计的具体方案为依据计算其均值，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。
林业碳汇项目额外性较强，经济效应助力可持续发展。我国林业行业都会存在财政支持力度不足，资金缺口大；银行信贷困难，融资渠道单一；担保机制及配套措施不够完善，国家政策支持力度不够等投融资问题。此外，林业投资单亩投资较高，周期一般较长，在20-30年内经济回报低，降低了林业投资的吸引力。因此，林业碳汇项目开发具备较强的额外性，即这种项目及其减排量在没有CCER支持情况下, 存在具体财务效益指标、 融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素, 靠当前条件难以实现。CCER交易能在极短的时间内为林业经营带来较大经济收益，同时助力造林增汇、改善生态环境和自然景观，促进地方经济社会的可持续发展。
4.1. 垃圾焚烧：行业刚性扩容&商业模式改善&碳中和价值增量，关注优质资产稀缺性
行业刚性成长确定性较强，纵横拓展外延空间广阔。根据《中国城市建设统计年鉴》，2010-2019年我国城市生活垃圾清运量复合增速为4.85%，据此预计全国城市生活垃圾清运量将从2019年的2.42亿吨增至2025年的3.22亿吨。结合十四五政策规划、垃圾焚烧企业项目进度及海外对标情况，我们预计2025年我国垃圾焚烧处理比例有望升至70%，生活垃圾焚烧处理量将增至2.25亿吨，是2019年的1.85倍，6年复合增速近11%。十四五期间，垃圾分类收运能力政策缺口达20万吨/日，资源化率需提升10pct达60%，垃圾焚烧企业纵向延伸空间广阔；政策鼓励探索建设集生活垃圾、建筑垃圾、医废、危废、农林垃圾等各类固废综合处置基地，垃圾焚烧企业横向扩张优势显著。国补退坡竞价上网影响有限，商业模式有望向C端理顺现金流改善。国补最新政策明确2021年以后新开工/新核准项目采用竞价上网。依照我们统计的主流公司项目产能进度表，主流上市公司筹建/已建在建比普遍不足3成，竞价上网影响有限。上海环境、光大环境、瀚蓝环境等公司风险收益较高，大部分项目均在2020年底完成投运或开工建设，抢占并网先机，控制政策变动风险。我们测算若补贴退坡0.05/0.1/0.15元/Kwh，项目净利率将下降2.24/4.77/7.64pct，垃圾处理费需上涨21.54%/43.08%/64.62%可抵消退坡影响。政策要求结合垃圾分类推动居民端分类计量收费，城镇垃圾处理费划转至税务部门征收，提高收缴率，顺价逻辑加强。我们测算若国补退坡部分顺价至C端，对应人均垃圾处理费上升幅度为3.99/7.99/11.98元/年，最多仅占居民可支配收入的0.03%，顺价至C端支付难度小。垃圾处理费有望向居民端推行，利于解决行业付费痛点改善商业模式，增强确定性。
垃圾焚烧减碳效应显著，CCER贡献12%利润弹性，企业有望通过市场化的碳交易降低补贴依赖度。依据已审定垃圾焚烧CCER项目，可得到生活垃圾焚烧项目单吨垃圾温室气体减排量为0.36 tCO2e，兆瓦时温室气体减排量均值为1.32 tCO2e，同时风电每兆瓦时气体减排量均值为0.83 tCO2e ，光伏均值为0.84 tCO2e ，垃圾焚烧减排效率高于风电光伏。现审定生活垃圾焚烧项目数量占全部CCER近4%，头部焚烧公司产能占比约30%。CCER碳价30元情景下，度电CCER收入达0.039元，对垃圾焚烧项目收入端弹性达4.48%，利润端弹性达12.01%。CCER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。
填埋气利用渗透率不足12%，拓展空间较大。根据《2019年城乡建设统计年鉴》及《2020中国生物质发电产业高质量发展报告》，截至2019年全国城市和县城共有垃圾卫生填埋场1,885座，同期仅216个沼气发电项目装机并网，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。沼气综合资源化利用率低，有机废弃物处置打造沼气利用蓝海市场。《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207亿立方米的发展目标。目前我国沼气发电大多数来自为填埋气，整体沼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，厨余垃圾、养殖粪污、农业秸秆、工业有机废弃物等领域的沼气资源利用市场有望加快开拓。
填埋气资源化减排效应突出，增厚收益利润弹性有望翻倍。填埋气资源化处置可避开甲烷气体的排放且替代部分火电厂的电量排放，以此来实现碳减排。据我们测算，填埋气资源化项目每兆瓦时可实现减碳5~6吨温室气体，按30元碳价测算单个项目利润弹性有望翻倍，经济效益明显可以有明显效果地增厚项目盈利水平。
中国公路交通碳排放占比约8%，环卫新能源碳减排效率突出。根据国际能源署（IEA），公路交通部门对中国整体碳排放贡献约8%。IEA采用2006IPCCGuidelines对各部门碳排放做核算。依据方法学，公路交通实现新能源替代，将能轻松实现公路交通单部门100%减碳。公共领域车辆新能源潜力大，环卫新能源碳减排效率突出。公共领域车辆存量新能源替代率，公交（46.8%）、出租（5.5%）、环卫（2.4%）、物流（2%），远低于政策规划目标。新能源环卫车a)大排量为主上装副发动机增加排量，b)柴油机占比90%排放因子高，c)低速运行车辆油耗排放高，新能源替代减排效果好。环卫服务公益属性，环卫作业特点完美契合电动车运营习惯，新能源替代政策推动强而有力。环卫新能源长周期放量，十年替代助力实现2030年碳达峰。环卫新能源非短周期放量，释放受政策与经济性驱动。1）政策端：环卫新能源有望成为政府实现碳排放“3060”目标重要抓手，碳中和政策推动叠加中央生态环保督察，环卫新能源替代逻辑加强；2）经济性：环卫新能源7年平价具备经济性，2025年迎经济性拐点实现4年平价，对比较公交3年平价（渗透率82%）已经接近，有望快速放量。我们预计十年市场分两阶段释放， 1）稳定渗透期（2020-2025年）：碳减排政策加码&内生经济性提升驱动力增强，新能源渗透率2020年3.19%提升至2025年15%。2）快速放量期（2025-2030年）：经济性优势现拐点&环卫市场化全面铺开快速放量，渗透率从2025年15%迅速提至2030年80%。2030年新能源环卫车销量19.13万辆，是2020年销量的50倍。
危废市场空间广阔格局有望集中，ToB赛道充分市场化盈利模式佳。由于危废统计数据均为企业自行申报数据，存在瞒报现象。2018年全国危废产量仅占普通工业固废产量的1.8%，与发达国家5%-10%的水平相差较多。假设危废占一般固废比重为3%，我们预计危废年产废量近1亿吨远超统计量。头部公司在手牌照产能规模CR6仅为7%，产能利用率不足30%，实际处理量市场集中度更低，格局有望集中。危废企业上下游对接方均为工业公司或部分个人充分市场化，ToB商业模式市场化程度高，政府主要参与监督规范，不直接参与经营。原料采购成本与资源化产品营销售卖，随行就市价格透明，利润类似制造业加工费，获取利润主动权掌握在企业手中，盈利模式佳。废电拆解4年5倍空间稳定可见，新政强化行业壁垒龙头优先受益。废弃电子科技类产品报废量被低估，从静态拆解量/销量可看4年5倍空间，比消费品更稳定。行业具备资质、渠道、资金壁垒，废旧家电拆解提质增效专项行动发布，要求供销总社再生资源有突出贡献的公司拆解能力扩张50%，份额提升至35%。长期基金标准有望调整，基金发放加快，有突出贡献的公司将优先获益。
政策支持推动大趋势，再生资源减碳效果明显助力碳中和。十四五资源综合利用法即将落地，立法保障增强发展确定性，护航行业良性发展。再生金属作为行业供给的优质绿色补充，促经济结构转型，减碳效应明显。以铜行业为例，《基于生命周期分析的中国铜工业碳排放核算》指出铜开采、冶炼、二次生产和加工四个生产环节的平均碳排放值与原生铜（开采加冶炼）的排放因子相比，二次生产（再生铜）有明显的低碳效应，再生铜每吨排放1.13吨CO2，仅为原生铜的27.6%。再生铜可作为铜行业供给的优质低碳绿色补充，实现危废安全处置的同时，更促进经济结构转型，助力实现碳中和宏大目标。
1） 宏观政策超预期收紧：宏观政策出现较大变动，流动性超预期收紧，有一定的概率会影响市场资金面紧张，同时影响企业融资能力。2） 政策执行不达预期：碳市场有关政策进度不达预期，可能会影响碳交易市场推行进度以及上市公司受益碳交易的利润弹性。
3） 碳价波动风险：CCER可以为公司能够带来附加收入，但随着碳交易市场的逐渐完备，CCER认定重启，未来CCER供给增加，碳价存在继续下行风险。