《碳中和专题研究报告：投资框架、产业映射及垃圾焚烧量化评估9489.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《碳中和专题研究报告：投资框架、产业映射及垃圾焚烧量化评估9489.pdf（30页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、碳中和专题研究报告：投资框架、产业映射及垃圾焚烧量化评估 报告创新点：1）从碳中和视角下搭建行业投资框架及环保产业映射；2）对碳交易市场交易现状、建设进展及 CCER 抵消机制做了较为全面的梳理；3）对垃圾焚烧 CCER 项目碳减排及经济性效益进行敏感性测算，得出度电垃圾焚烧 CCER收入近4分钱，利润弹性约12%。碳中和投资框架：从前端能源替代、中端节能减排、后端循环利用构建投资框架。2019 年中国碳排放全球占比近 29%，“2030 碳达峰、2060 碳中和”已上升至前所未有的高度，成为大国崛起的必要筹码。能源替代/节能减排/循环利用/生态碳汇将成为实现碳中和的重要途径，碳交易提供有效制
2、度支撑。碳中和环保产业映射：从环保视角来看：1）能源替代：前端能源结构调整，关注环卫新能源装备及可再生能源（垃圾焚烧等）替代需求。2）节能减排：中端推动产业结构转型，关注节能管理&减排设备应用。3）循环利用：推动垃圾分类、废弃家电/汽车、危废资源化等再生资源循环利用。4）环境咨询：环境管理提升促使环境咨询需求扩大。5）碳交易：鼓励可再生能源（垃圾焚烧/生物质利用等）、甲烷利用（污水处理/沼气利用）、林业碳汇等 CCER 项目发展。碳中和制度支撑：碳交易迎全国化&多元化&机构转变三大变化，CCER 需求提升利好可再生能源。1）三大变化：a.试点向全国，2021 年 6 月全国碳市场有望上线；b.
3、行业扩充，钢铁/水泥/化工等行业有望于“十四五”纳入全国碳市场，c.2018 年主管机构由发改委转变为生态环境部。2）两种模式：碳交易产品分碳排放配额及自愿减排量（CCER）抵消两种，CCER 将为可再生能源项目提供附加收入。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。垃圾焚烧量化评估：商业模式有望 C 端理顺现金流改善，垃圾焚烧 CCER 贡献 12%利润增量。1）CCER 有望贡献 12%利润弹性。依据已审定垃圾焚烧 CCER项目，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
4、约 30%，地理区位、减排技术及发电效率是单位减排量的影响因素。中性情景下，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%，净利率提升 2.02pct 至 29.96%。2）商业模式有望向 C 端理顺现金流改善，国补竞价上网影响有限。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，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。按我们统计的主流公司项目产能进度表，主流上市公司受竞价上
5、网影响不足 3 成，/等风险收益比较高。考虑 a.CCER 附加收入可冲减部分国补退坡；b.垃圾处理费调价机制有望启动，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%，支付难度小。3）碳中和推动绿色金融，企业融资成本有望下降。1.碳中和助力大国崛起，环保乃重要一环 1.1.气候变化成为全球性难题，碳中和是追求高质量可持续发展的必由之路 碳中和旨在通过产消相抵实现二氧化碳“零排放”，使用可再生能源和碳交易是实现碳中和的重要抓手。一般有两个普遍的方法：1）推动使用可再生能源，以改善因燃烧化石燃料而排放到大气中的二氧化
6、碳等温室气体，最终目标是仅使用再生能源而非化石燃料，使碳的释放与吸收回地球的量达到平衡不增加；2）通过碳交易付钱给其它国家、地区、企业等团体或个人以换取二氧化碳排放权。经济发展带来的气候变化成为全球性难题，碳中和助力大国崛起稳健发展。气候变化表象实质上反映了发展问题。近年来，全球气候变化对人类生产生活的不利影响越来越突出，应对气候变化已经成为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，我国经济持续发展，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
7、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球竞争的重要筹码，因此加快能源结构调整、产业结构升级，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。2008 年，中国代表团在波兹南气候会议上提出“人均累积碳排放”的概念，即将历史上一段时期内各个国家累积的碳排放量求和（中国使用的是1900 年-2010 年），再除以该国当前人口数，按照人均累积碳排放计算，中国人均累积碳排放实际远低于美国等西方发达国家。与此同时，中国一直积极应对气候变化，2019 年与 2005 年相比，中国单位国内生产总值二氧化碳排放下降 48.1%，提前超额完成对国际社会
8、承诺的单位国内生产总值二氧化碳排放2020 年比 2005 年下降 40%-45%的目标。温室气体减排规划部署已久，多次宣示“3060”碳达峰碳中和目标彰显决心。中国于签署1998年5月签署并于2002年8月核准了 京都议定书。2005 年 2 月 16 日，京都议定书正式生效，成为首个对温室气体排放具有法律约束力的国际公约。继 京都议定书 之后，中国于2016年4月22日签署并于2016年9月3日批准加入 巴黎协定。2016 年 11 月，巴黎协定正式生效，该协定期望在 2051 年至 2100 年间，全球达到碳中和。同时，把全球平均气温较工业化前水平升高控制在 2 摄氏度之内，并为把升温控
9、制在 1.5 摄氏度之内努力。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布，我国将采取更加有力的政策和措施，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。国家战略层面推动碳达峰碳中和，各部门积极出台行动方案。2020 年 10 月 29 日，中国共产党第十九届中央委员会第五次全体会议通过中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二三五年远景目标的建议，首次将碳达峰、碳中和目标写入发展规划，提出制定二三年前碳排放达峰行动方案，释放出中国经济低碳转型的长期政策信号。生态环境部作为应对气候变化的主要责任方，提出达峰行动有关工作将纳入
10、中央生态环保督察，并研究编制国家适应气候变化战略 2035。生态环境部联合发改委、国务院、国资委、工信部、央行等各级部门积极部署贯彻落实“3060”目标。2021 年 2 月22 日，国务院发布的关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见对生产体系、流通体系、消费体系、基础设施绿色升级、绿色技术创新体系、法律法规体系六大方面做出全面部署，这是实现 2030 年前二氧化碳排放达峰、2060 年前实现碳中和的关键举措。1.2.中国碳排放全球占比 28.76%，电力行业碳排放占比超40%中国二氧化碳排放量持续提升，2019 年达 98.26 亿吨占比28.76%。进入 21 世纪以来，中国二
11、氧化碳排放量及占比快速提升。2005 年，中国超越美国成为全球最大的碳排放国。近年来，中国二氧化碳排放增速放缓，至 2019 年中国二氧化碳排放量达98.26 亿吨，占世界二氧化碳总排放总量的 28.76%。2017 年中国 70.54%碳排放来自燃煤，电力、冶金、采矿、交通碳排放合计占比达 82.61%。碳排放从能源供应的角度来看，中国碳排放主要来自煤炭燃烧，2017 年中国煤炭、石油、天然气碳排放占比分别为 70.54%、18.59%、3.91%。从分行业排放来看，电力、冶金、采矿及交通运输行业的碳排放占据主力，占比分别为 44.37%、17.96%、12.53%、7.75%。电力行业碳排
12、放主要来自燃煤，在碳达峰碳中和目标下，电力行业清洁能源替代需求迫切。1.3.碳中和背景下投资框架构建、环保产业映射 我们构建了碳中和背景下的行业投资框架以及环保产业映射：能源替代、节能减排、再生资源、生态碳汇将是实现碳达峰中和目标的重要路径，碳交易是实现碳中和的一种重要市场化制度支持。行业投资框架：我们从前、中、后端及自然循环端构建碳中和背景下的行业投资框架，a.前端加强能源结构的调整，用低碳替代高碳、可再生能源替代化石能源。b.中端 提升节能减排水平，包括产业结构转型、提升能源利用效率、加强低碳技术研发及完善低碳发展机制等。c.后端增强资源循环利用水平，落实生产者责任制度，促进资源品的回收再
13、利用。d.自然循环端加强生态碳汇，包括开展国土绿化行动，增加森林面积和蓄积量，加强生态保护修复，增强草原、绿地、湖泊、湿地等自然生态系统的固碳能力，增加碳吸纳量。环保产业映射：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碳中和的板块。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。同时，风电、光伏等清洁能源高速发展的同时，短期大电网的建设、长期储能技术的突破及分布式光伏的推进将发挥重要积极作用，成为能源产业发展的必然趋势。建议关注 新能源环卫装备，可再生能源
14、（生活垃圾焚烧）项目，电网改革需求。2、节能减排：从中端提升节能减排效果，包括产业结构转型、提升能源利用效率、加强低碳技术研发及数字化技术应用、完善低碳发展机制、加强管理规划管理等，我们认为在环保领域，节能管理、技术研发及环境规划的推进等将有益于板块发展。节能管理方面，节能服务企业通过综合能耗管理、合同能源管理等方式为控排企业优化能源结构，提高能效，降低能源消费量。技术研发方面，推进节能低碳技术研发推广应用，应用减排设备、升级工艺流程从生产端减少温室气体的排放。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
15、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企业提供环境规划、减排设计方案等；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：可再生能源（如生活垃圾焚烧、生物质利用等）、甲烷利用（污水处理、填埋气资源化）、林业碳汇等项目可以通过申请CCER 自愿减排项目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。2.全国碳市场即将上线，CCER 需求提升利好可再生能源 2.1.生态环境部主理碳交易，全国碳市场成立在即行业有望扩容 碳交易作为碳减排的市场化途径将有效促进碳排放的
16、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利用公共资源的最终目标。碳交易迎三大变化：交易全国化、行业多元化、主管机构转换。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
17、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。2013 年 6 月至 2014年 6 月，七省市试点相继启动碳排放权交易市场。2016 年 8 月和 9 月，四川省发改委及福建省省政府分别印发四川省碳排放权交易管理暂行办法和福建省碳排放权交易管理暂行办法，四川及福建成为继七个碳排放权交易试点地区之后，全国非试点地区第八、第九个拥有国家备案碳交易机构的省份。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201
18、9-2020 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 月底，生态环境部部长黄润秋赴湖北省、上海市调研碳市场建设工作，实地调研由湖北和上海分别牵头的全国碳排放权注册登记系统和交易系统建设进展，强调加强全国碳市场建设工作，确保 21 年 6 月底前启动全国碳市场的上线交易。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。据国家发改委，原本全国碳市场计划第一阶段预计纳入石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等八个重点排放行业，参与主体为 201
19、3至 2015 年中任意一年综合能源消费总量达到一万吨标准煤以上（含）的企业。然而 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，主要考量因素为 2 点，其一是电力行业是碳排放的主力军，燃化碳排放占全国二氧化碳排放的 40%以上。其二是电力行业排放数据较为完整，统计体系比较完善，发放配额和监管相对要容易，因此最适宜被纳入全国碳市场。目前，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”期间将其加快纳入。3、主管部门变化：
20、从国家发改委到生态环境部环保产业将成为生态环境部应对气候变化的重要抓手。随着 2018 年的机构改革，碳市场的主管部门由原先的国家发改委调整到生态环境部。改革之后，生态环境部在气候变化领域的职责更加明晰，对于碳市场的管理和要求也将更加明确，我们认为环保产业将作为生态环境部的重要抓手，在应对气候变化上贡献主要力量。碳交易一般交易流程：报送、核查、核发、交易。以北京交易试点为例，一般交易流程包含：（1）碳排放报告报送。年综合能耗 2000 吨标准煤（含）以上的用能单位，报送上年度碳排放年度报告，报告中应包含上年度碳排放及能源消费情况、监测措施、本年度排放配额需求与控制碳排放的具体措施。（2）第三方
21、核查。重点排放单位应当委托第三方核查机构对碳排放年度报告进行核查。（3）二氧化碳排放配额核发与管理。市主管部门依据重点排放单位碳排放报告及核查报告，按照配额核定方法核发配额。（4）配额交易。交易双方通过规定的电子交易平台系统进行交易。试点地区均规定遵约企业、投资机构、中介和个人可以参与碳交易市场。控排企业是碳市场的交易主体，此外碳市场还吸引了国外投资机构、银行、证券业等金融机构、碳资产管理公司和中介服务机构等参与。碳交易平台现行交易模式包括竞价交易、双边协议交易、挂牌点选交易和申报匹配交易等类型。各交易所在此基础上发展出了公开交易、拍卖交易、挂牌交易、网络现货交易、挂牌点选、电子竞价和大宗交易
22、等多种方式进行交易。2019-2020 年首批纳入全国碳市场配额管理的电厂共 2225家，排放量占比近 30%。根据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）、纳入2019-2020 年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单，首批纳入全国碳市场交易的电力行业重点排放单位共2225 家，筛选方法是根据发电行业（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（综合能源消费量约 1 万吨标准煤）及以上的企业或者其他经济组织的碳排放核查结果进行纳入，并实行名录管理，重点排放单位排放总量超过 33 亿吨二氧化碳当量，占 2019
23、年全国碳排放量比例接近 30%。7 大试点碳市场累计成交量超 4 亿吨，累计成交额近 100亿。据生态环境部披露，截止到 2020 年 8 月，7 大试点省市碳市场共覆盖钢铁、电力、水泥等 20 多个行业，接近 3000 家企业，累计配额成交量约 4.06 亿吨，累计配额成交额约 92.8 亿元，中国碳市场已成为全球配额成交量第二大碳市场。广东省碳交易所累计配额交易量达 1.26 亿吨居首位，其次为湖北、深圳。据上海环境能源交易所研究报告统计，2013-2019年各大碳市场中广东省累计配额交易量达 1.26 亿吨，占比达37.24%，是配额交易量最高的交易所。其次依次为湖北、深圳，累计配额交易
24、占比分别达 19.14%和 14.85%。北京碳交易所配额均价 55 元/吨以上最高，年中成交最为活跃。从八个碳交易所 2014 年起市场行情走势图来看，碳配额交易呈现比较明显的周期性，一般来说年中 5 月至 9 月为成交高峰期。从配额均价来看，北京市配额均价最高，长期在 40-100元/吨之间波动，2019 年来碳价稳步上升至 2020 年约 80-100元/吨区间内。其次为上海、湖北、广东和重庆，长期配额碳价在 10-50 元/吨间波动，近期分别稳定在 40、30、30、25 元/吨左右。配额均价较低的为深圳、天津和福建，配额均价于10-40 元/吨间波动，近期分别稳定在 5-15 元/吨
25、区间。各交易所配额均价呈现差异主要和各地的配额分配、抵消机制、经济周期、交易制度、减排成本及市场信息不对称等影响因素有关。2.2.CCER 抵消机制降低减排成本，长期需求有望提升至 4亿吨/年 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。此后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)。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
26、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。目前，各试点及全国市场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。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，
27、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。上海 CCER 交易量达 0.89 亿吨居首位，占全国 CCER 累计成交量的43%。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
28、首位。北京 CCER 历史交易均价约 16 元/tCO2，显著低于配额交易均价。据北京碳排放权电子交易平台数据，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55.8 元/吨，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 47 元/吨之间运行。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超过 33 亿吨/年，按照 5%的碳排
29、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。CCER 鼓励可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目，认定流程依次为项目设计、审定、备案、减排量核证、减排量备案。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，CCER 的审定流程可分为五个步骤，依次是：项目设计、审定、项目备案、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
30、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。合适的方法学为项目申请的先决条件，已备案 200 个 CCER方法学。自愿减排项目申请前提为项目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，其中由联合国清洁发展机制（CDM）方法学转化 174
31、 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。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、污水处理、废电回收、生物质能利用等项目，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
32、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。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 tC
33、O2e。从审定项目所属企业分布来看，光大环境、瀚蓝环境、上海环境等上市公司已有的审定项目规模较高，分别为0.86、0.715、0.705、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。3.垃圾焚烧减排量约 0.4tCO2e/吨，CCER 有望提供 12%利润增量 本章将以具体案例分析的形式阐述生活垃圾焚烧发电项目的项目设计方法、减排量测算及经济性效益。本文选取的具体案例为瀚蓝环境运营的安溪县城市生活垃圾焚烧发电厂项目，项目位于福建省泉
34、州市安溪县，处理规模 600 吨/日，年处理垃圾量 20 万吨，建设 2 条垃圾焚烧生产线，配备 1 台 9MW 汽轮发电机组，年发电量 73250MWh，其中约 30%的电量用于场内自用，80%电量并入南方电网，即上网电量为 58600MWh，项目设计第一计入期内年均温室气体减排量为 110612tCO2e。该项目的基准线情景是在没有本项目的情况下，项目焚烧的生活垃圾将填埋处理，且填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由南方电网提供。该项目的实施对可持续发展的贡献主要有：1）与常规商业情景相比，减少温室气体排放；2）提供项目所在地城市生活垃圾无害化处理解决方案；3）在项目运行中
35、为项目所在地创造 60 个岗位的就业机会。3.1.生活垃圾焚烧减排量约 0.4tCO2e/吨，区位&减排技术&发电效率影响单位减排量 项目设计中首先要明确项目引用的自愿减排方法学以确定项目边界、基准线及检测方法。基准线指的是能够合理代表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，减排量即为基准情景下温室气体排放量与使用项目方案后完成同样生产活动的排放量之间的差值。目前生活垃圾焚烧项目应用的已备案的方法学多为自愿减排方法学 CM-072-V01：“多选垃圾处理方式”（1.0 版），由于生活垃圾焚烧项目所发电量除满足自身发电设施使用外，全部供给电网，因此生活垃圾焚烧项目可以申请此
36、方法学中减排场景主要体现在通过替代电网电量所产生的减排量。根据“多选垃圾处理方式”方法学，该项目边界的空间范围是在基准线下处理垃圾的 SWDS（即垃圾填埋场）、项目现场场址、现场电力的生产和使用，现场燃料使用，项目现场的垃圾渗滤液处理厂。测算碳减排的基础为识别项目基准线情景，以测算本项目及基准线方案在不同情景下实现的碳排放量，从而得出本项目的碳减排量。本项目只涉及到生活垃圾的处理及电力的生产，因此识别基准线时仅从两部分进行确定及识别。本项目的基准线场景：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，所发电量由南方电网提供。基准线的排放
37、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。本项目场景：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。项目的排放来源：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。识别基准线及项目场景后，减排量的测算方法如下：减排量=基准线排放-项目排放-泄露排放 依据方法学提供的测算公式，以及预先确定的本项目相关参数和数据，可以得出本项目的事前估算减排量情况。可得，安溪县生活垃圾焚烧项目在计入期（7 年）内年均温室气体减排量为 110,612tCO
38、2e，计入期内可实现减排总量 774,284tCO2e。在项目审定并备案后，实际实施运营期间需进行项目监测，并核实项目所产生的的真实可测量的减排量，保留所有的校准和测量记录供核查机构核查，减排量纳入主管部门备案及登记后方可在主管部门备案的交易所中进行交易。我们根据项目事前估算的减排量及项目设计规模可测算得，本项目的每年可实现单吨垃圾温室气体减排量为 0.55tCO2e，实现兆瓦时温室气体减排量为 1.89tCO2e。地理区位、减排技术及发电效率影响生活垃圾焚烧项目单位减排量高低。我们通过统计 114 个已审定的生活垃圾焚烧项目的设计处理规模，发电量、上网电量及碳减排量的数据，可以得到这些生活垃
39、圾焚烧项目兆瓦时温室气体减排量均值为1.32tCO2e、单吨垃圾温室气体减排量为 0.36tCO2e。同时我们测算了这些项目的单吨垃圾上网电量，结合区位分析以探索不同区域之间的项目碳减排是否存在差异。从图中可以表明，长三角、珠三角、东部沿海及西南区域的垃圾焚烧项目单位碳减排量较高，我们认为长三角及东部沿海区域垃圾焚烧项目单吨垃圾/单位上网电量碳减排量较高的原因主要系该区域经济发展水平较高，垃圾焚烧项目运行时间较久，节能减排技术成熟，项目单吨垃圾发电量较高所致，例如浙江省生活垃圾焚烧 CCER审定项目单吨垃圾发电量均值在 296（kWh/吨），高于整体均值280（kWh/吨）。其次，云南、四川等
40、西南地区呈现出单位上网电量碳减排效益更高，我们认为与该区域地理位置较偏远，电网分布密度较低，电力运输距离较远传输损耗高使得基准线情境下相对碳排放量更高有关。3.2.中性情景下度电 CCER 收入近 4 分钱，利润端弹性有望达到 12%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
41、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情景时达 13%，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 2 个调节因子，分别为 CCER 碳价及单位上网电量碳减排量。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及波动区间，考虑悲观、中性、乐观情境下碳价分别为 20 元/tCO2、30 元/tCO2、30 元/tCO2，每年单位上网电量碳减排量为 1tCO2e/MWh、1.32tCO2e/MWh、2t
42、CO2e/MWh。可得中性情景下，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 2.02pct 至 29.96%；乐观情境下，度电 CCER 收入将提升至 0.06 元，收入端弹性增至 6.8%，利润端弹性增至 18.25%，净利率提升 3pct 至 30.94%。4.碳中和&行业刚性扩容，商业模式改善现金流增强 4.1.垃圾焚烧行业刚性扩容，CCER 冲减国补退坡 垃圾焚烧量未来 5 年维持 12%增速，成长确定性强。垃圾焚烧行业为城市民生刚性需求，由于人均垃圾清运量逐年提升，生活垃圾填埋场不再新增，生活垃圾焚烧占
43、比仍有近 30%提升空间，我们预计至25年生活垃圾焚烧处理量将增至2.25亿吨，是 2019 年的 1.85 倍，行业复合增速约 12%。2021 年及以后已核准未开工、新核准项目均采用竞价上网。根据我们对国补最新政策的梳理，可得自 2021 年起，规划内已核准未开工、新核准的垃圾发电项目全部通过竞争方式配置，补贴由中央地方共同承担，分区确定分担比例，中央分担有序退出。目前垃圾焚烧发电补贴为国补+省补两级分摊。根据国家发改委相关规定：生活垃圾折算上网电量暂定为 280Kwh/吨，并执行全国统一垃圾发电标杆电价 0.65 元/Kwh（含税）；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。高出当地
44、脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊：当地省级电网负担0.1 元/Kwh，电网企业通过销售电价予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决。考虑未来国补将有序退出，我们对中央补贴退坡进行了敏感性测算，具体假设如下：项目规模为 1000 吨/日，单吨投资50万元，按26年折旧，年运行350天，每吨垃圾上网电量280Kwh，单吨处理费 65 元，年可变成本 1800 万元，年固定成本 2500万元。垃圾焚烧电价补贴退坡实际影响有限，前端垃圾处理费上涨 65%可弥补。通过以上测算可得，对于企业端来说，若补贴退坡 0.05/0.10/0.15 元/Kwh，毛利率分别下降2.99/6.3
45、6/10.19pct，净利率分别下降 2.24/4.77/7.64pct，垃圾处理费需上涨 21.54%/43.08%/64.62%可抵消补贴退坡。碳中和背景下碳市场有望扩容，CCER 可冲减国补退坡。根据 3.2 的测算结果，考虑中性情境下 CCER 附加收入可以抬升2.02pct 净利率，削弱补贴退坡对项目净利率的下行程度，随着碳交易市场日益成熟，成交活跃度提升后，CCER 在一定程度上能够冲减国补退坡的影响。主要上市公司受竞价上网影响不足三成。主要上市公司筹建/已建在建比均值 27%，2021 年后筹建项目采用竞价上网新政影响有限。根据我们对补贴最新政策的梳理，可得自 2021 年起，规
46、划内已核准未开工、新核准的垃圾发电项目全部通过竞争方式配置，因此上市公司截止 2020 年的筹建项目将会采用竞争上网形式确认电价补贴，筹建项目建成后的盈利能力可能会受此影响。截止 2020 年主要垃圾焚烧上市公司筹建/在建已建比普遍不足三成，整体影响有限。上海环境、瀚蓝环境等公司项目风险收益比较高。我们用“在建筹建/已建”与“筹建/已建在建”的比值来反映公司垃圾焚烧项目“风险收益比”，可以看出上海环境、瀚蓝环境等公司大部分项目均在 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，且筹建项目占比较少，整体受到竞价上网新政影响较小。4.2.商业模式有望向 C 端理顺，现金流改善确
47、定性增强 商业模式有望向 C 端理顺，期待处理费调价机制启动。国补存在退坡预期后，垃圾焚烧发电企业需保障合理的项目回报率水平，有望和地方政府启动垃圾处理费调价机制。长期以来，生活垃圾处理费用普遍由政府财政支出。目前我国垃圾处置费收费规范性较低。各地的收费主体存在差异，或是住建、市政、城管部门征收，或是供水、供气等企业来征收，或是由政府或企业委托的小区物业、居委会等单位征收。随着各地法规逐渐规范，未来的趋势是由政府支付向居民支付转变。2019年6月，国务院颁布固体废物污染环境防治法（修订草案），按照产生者付费原则，县级及以上地方人民政府可以根据本地实际，建立差别化的生活垃圾排放收费制度。2020
48、 年 7 月，国家发革委、住建部、生态环境部印发了城镇生活垃圾分类和处理设施补短板强弱项实施方案，再次鼓励县级以上城市建立生活垃圾收费制度。政策发布以来，各地方积极响应，生活垃圾处理收费制度进一步细化。生活垃圾处理费上涨部分仅占人均可支配收入不到 0.03%，顺价至 C 端支付难度小。我们对补贴退坡顺价到居民端进行了敏感性测算，若补贴退坡 0.05/0.10/0.15 元/Kwh，垃圾处理费需上涨 14/28/42 元/吨可抵消退坡部分，对应人均垃圾处理费上升幅度分别为 3.99/7.99/11.98 元/年。从人均可支配收入角度分析，人均垃圾处理费上升幅度占人均可支配收入的比例仅为 0.01
49、%/0.02%/0.03%。因此，若国补减少部分可顺应至前端处理费上升，并顺价至 C 端，人均垃圾处理费上升幅度仅占可支配收入的 0.03%，顺价难度较小，生活垃圾处理责任有望向居民端推行，有效解决行业付费痛点，现金流转好估值有望进一步提升。行业资本开支高峰期已过，自由现金流有望改善。据 E20研究院数据中心统计，2019 年平均每月中标生活垃圾焚烧项目13 个，2020 年平均每月中标数为 6.8 个。2020 年生活垃圾焚烧项目的建设投资总额同比下降 30.70%，受到行业容量增速放缓&国补政策调整影响，新增生活垃圾焚烧项目增速放缓。行业资本开支速度放缓，未来两年自由现金流有望逐步转好。4
50、.3.对标海外，稳定运营标的估值有望迎来攀升 对标海外龙头市值估值双升，关注国内优质稳定运营标的。美国废物管理公司（WM）分红水平持续提高，从 2011 年的 1.36美元/股提升至 2020 年的 2.2 美元/股，9 年增长了 61.76%，除个别异常年份外分红比例始终保持在约 40%以上水平，同时 EPS也从 2011 年 2.05 美元/股提升至 2020 年的 3.54 美元/股，9年提升了 73%。高分红能力和盈利能力带动股价估值双升，总市值从 2011 年初的 175.15 亿美元提升至 2021 年初的 484.81亿美元，提升 1.77 倍；PE 从 2011 年初的 18.