（报告出品方/作者：华宝证券，张锦、曾文婉）
1.碳抵消机制概况
1.1.什么是碳抵消机制
碳抵消机制主要是正在执行或者已经批准的减排活动项目经过核查后产生的减排量在在碳交易市场进行交易从而用作排放量的抵消，减排量通常指的是在常规情景之外避免或封存的排放量。由于碳抵消机制的产生基于自愿原则，而在其他定价机制中，受约束的企业通常是具有强制性的要求，因此“总量控制与排放交易”机制下的“配额”和“基线减排与信用交易”机制下的“减排量抵消额度”有所区分。
1.2.碳抵消机制类别
根据碳抵消产生方式和机制管理方式，可将碳抵消机制分为国际性碳抵消机制、独立碳抵消机制及区域、国家和地方碳抵消机制三类。
①国际性碳抵消机制
《京都议定书》提出三种灵活的国际性碳抵消机制，推动附件一及非附件一国家共同碳减排活动来应对环境变化。国际性碳抵消机制主要是由国际气候条约制约的机制，通常由国际机构管理，主要包括国际排放贸易机制（IET）、联合履约机制（JI）和清洁发展机制（CDM）。
国际排放贸易机制（IET）：该机制主要存在于发达国家之间，节余排放的发达国家将其超额完成减排义务的指标以贸易的方式转让给未能完成减排义务的发达国家，并同时从转让方的允许排放限额上扣减相应的转让额度。
联合履行机制（JI）：发达国家之间通过项目级的合作，其所实现的减排单位（简称“ERU”），可以转让给另一发达国家缔约方，但是同时必须在转让方的分配额上扣减相应的额度。
清洁发展机制（CDM）：发达国家通过提供资金和技术支持等方式，与发展中国家开展项目级的合作，发展中国家通过实施减排项目所实现的“经核证的减排量”（简称“CER”），用于发达国家缔约方抵消等量的碳排放量，从而完成在议定书第三条下的承诺。
②独立性碳抵消机制
独立碳信用机制是指不受任何国家法规或国际条约约束的机制，由私人和独立的第三方组织（通常是非政府组织）管理，截至目前主要四个独立性抵消机制，分别为美国碳注册处（AmericanCarbonRegistry，ACR）、清洁空气法案（ClimateActionReserve，CAR）、黄金标准（GoldStandard，GS）和自愿碳减排核证（VerifiedCarbonStandard，VCS）。
③区域、国家和地方碳抵消机制
区域、国家和地方碳信用机制由各自辖区内立法机构管辖，通常由区域、国家或地方各级政府进行管理。截至目前主要所有20个区域、国家和地方碳抵消机制，例如中国温室气体自愿减排计划（CCER）、澳大利亚减排基金（AustraliaEmissionsReductionFund，ERF）和美国加州配额抵消计划（CaliforniaComplianceOffsetProgram）等。
1.3.全球碳抵消发展进程：全球26个碳抵消体系碳价差异大
全球碳抵消机制市场在年顶峰，随后注册量和签发量大幅下滑。一般来说，为加速减排目标实现同时给予减排企业灵活履约的空间，大部分碳市场在初期会建立配套的碳抵消机制，主要用于抵消本市场内的强制履约义务。在-年间，有4个司法管辖区了新的碳信用机制，此外加拿大、墨西哥和南非等的碳信用机制也正处于开发阶段。据世界银行统计，截至年12月31日，全球共计约14,个碳信用“项目”；其中，7,个项目已签39亿吨二氧化碳当量的碳减排量，相当于使8.42亿辆乘用车停用一年所产生的减排量；同时，年签发碳信用约占当年全球碳信用的17％。但从时间维度上来看，自年以断崖下跌后，全球碳抵消机制的年度项目注册总量仍呈下滑趋势，同时自年以来，全球碳信用机制的碳信用签发量已下降35％，部分原因是由于中国温室气体自愿减排机制在年停止。
不同碳抵消体系交易碳价差距较大。年4月1日至年4月1日，26碳抵消机制签发碳减排量合计3.6亿吨，不同的碳抵消体系的平均碳价差距较大，平均碳价最高的瑞士二氧化碳信用证机制为59.19-.61美元/吨，而最低的地区平均碳价仅为1美元/吨左右。此外，不同的碳抵消体系所覆盖的行业也有所不同，其中覆盖较多的领域为林业、能源效率、可再生能源、垃圾等。
1.4.全球CDM项目概况：CDM项目聚焦可再生能源领域，中国占据全球首位
根据联合国环境规划署数据，截至年4月1日，除去撤回项目65个，EB拒绝项目个，DOEs否定、终止项目分别、个外，全球注册备案CDM项目数共计个，其中，处于验证阶段项目个，申请审查中项目4个，已登记未发放CERs项目个，已登记已发放CERs项目个。从注册时间来看，-年，全球CDM项目处于高速发展期，9年注册备案项目个，占比近95%，年后，欧盟碳排放交易体系进入第三阶段，明确可抵消的CERs需来自最不发达国家，全球最大碳排放体系对抵消机制的限制使得注册CDM项目数急剧减少。
CDM项目聚焦于可再生能源领域，中国占据全球首位。从项目类型来看，截至年4月1日，已注册备案的项目主要集中于风能、水力、生物质能、避免甲烷排放、太阳能等领域，前五大类型共计个，占比达79%。从项目分布来看，CDM注册备案项目主要集中于亚洲、太平洋地区、拉丁美洲等地，占比达94.6%，其中，中国项目数个，占比达45.9%，位居全球首位。
CDM交易均价较低，为1.04美元/吨。根据EcoSecurities数据，年全球CDM项目交易量.16万吨，交易金额.06万美元，交易均价1.04美元/吨，成交价格较低；从价格变化来看，年1月至年5月，CDM交易均价在0.66-2.07美元/吨之间波动，且小规模交易价格（t）高于标准交易价格（t）
1.5.我国碳抵消机制发展情况：全国CCER市场有望重启
我国参与碳排放交易历程大体可划分为三个阶段，整体而言，主要采取先参与国际碳交易体系，后开展国内区域试点，进而推进全国碳排放市场体系建设。
1.5.1.第一阶段：CDM项目阶段
年6月26日，联合国CDN管理委员会注册了我国第一个风力发电项目——内蒙古辉腾锡勒风电场项目，标志着我国CDM风力发电项目开发的开端。截至年4月1日，我国CDM已注册备案项目数量达个，从注册时间来看，-年，我国CDM项目处于高速发展期，7年注册备案项目个，占比达98%，年后CDM注册备案项目速度放缓，其主要原因在于欧盟碳排放体系对CDM项目抵消进行限制，致使占比最高的中国地区CDM项目急剧减少。
从项目所在地区来看，项目主要集中于四川、云南、内蒙古、甘肃及山东等地区，前五大省份合计个，占比39%。从项目类型来看，已注册备案的CDM项目主要集中于风能、水力等领域，两者项目达个，占比达73.84%。
1.5.2.第二阶段：碳交易试点阶段
年起，受制于欧盟对CDM项目的限制，国内CDM项目数急剧下降，该背景下国内开启着手建立碳交易市场体系——碳排放交易试点市场（ETS）+自愿核证减排机制（CCER）。具体来看，我国借鉴欧盟碳交易机制（EU-ETS）在北京、天津、上海、湖北、广东、深圳、重庆、福建、四川九个省市率先开启区域碳排放交易试点，于此同时，我国借鉴《京都议定书》中的碳抵消机制清洁发展发展机制（CDM）搭建适用于国内的自愿核证减排机制（CCER）。
CCER项目在很大程度上与CDM项目相似。CCER国家核证自愿减排量指根据发改委发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经其备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。超额排放企业可通过在碳交易市场上购买CCERs抵消碳排放超额部分。
各试点实行不同抵消机制，抵消比例5%-10%之间。各试点均以CCER作为碳排放抵消指标，但抵消比例不同。北京、上海试点CCER抵消使用比例不得超过当年核发配额量的5%；天津试点抵消使用比例不超过当年实际排放量的10%；深圳、湖北试点抵消使用比例不超过配额量的10%；广东的CCER抵消使用比例不超过企业上年度实际排放量的10%；重庆抵消使用比例不超过审定排放量的8%。
已发布CCER审定项目个、备案项目个。通过对中国自愿减排交易信息平台相关数据进行统计，-年共发布CCER审定项目个，备案项目个，主要包含风电、光伏、甲烷回收、水电、生物质能利用、垃圾焚烧等领域。
上海、广东CCER累计成交量领先，占比超60%。截至年5月30日，中国碳市场CCER累计成交2.94亿吨，为已签发量的约5.5倍。其中，上海、广东CCER成交量领先，上海市场累计成交量1.19亿吨，占全国累计成交量的40.4%，广东市场累计成交量万吨，占比20%左右，天津累计成交量已超过万吨，占比超过10%，北京累积成交量在万吨左右，占比为8.77%，深圳、四川、福建累计成交量位于-万吨之间，占比约为4%-8%，湖北、重庆成交量较低，占比不足5%。
从时间维度上看，CCER项目成交量与价格均呈现波动上涨趋势。截至年5月30日，年中国碳市场CCER累计成交量万吨，已接近年成交量的一半，预计在CCER抵消机制不明确前，本年度成交量与去年基本持平；从交易最为活跃的上海CCER二级市场挂牌交易的均价来看，CCER价格呈现较为明显的上涨趋势，主要原因在于：首先，年停止CCER备案后，CCER存量随着履约消耗而逐年减少；
其次，当前全国统一碳市场的抵消机制还未明朗，随着今年6月底统一全国碳交易市场开市，在未来CCER价格上涨的预期下，CCER持有者可能会持观望态度。就价格而言仍需要注意的是，大量CCER的交易其实是通过线下协议的方式完成的，例如上海碳市场-年线下协议交易总量是挂牌交易量的4.5倍，但线下协议交易价格远低于线上挂牌交易价格，例如上海碳市场-年年度线上挂牌交易的均价为线下协议交易均价的8-11倍；同时，不同类型项目产生的CCER的价格也存在一定差异，未来环保效益确定性强的项目产生的CCER的价格具备更大的上涨空间。
1.5.3.第三阶段：全国碳交易市场阶段，CCER有望重启
从政策上来看，当前未明确全国碳交易市场核证减排抵消比例的量化指标。年3月，生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（征求意见稿）（简称“暂行条例”），本次暂行条例明确提出重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量，用于抵销其一定比例的碳排放配额清缴。相比而言，年1月发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》（简称“管理办法”）明确抵消比例为5%。暂行条例没有明确的量化为增加核证减排量抵消碳排放配额创造了空间，放宽了实施可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目来实施碳减排。
此外，重新纳入自愿减排核证机制已提上日程。暂行条例指出可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的实施单位可以申请国务院生态环境主管部门组织对其项目产生的温室气体削减排放量进行核证。年3月，由于温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，发改委暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请。暂行条例重新纳入自愿减排核证机制，温室气体自愿减排交易管理办法有望修订，相关方法学、项目等将重新开启申请审核，为后续全国碳交易市场提供有效补充。
从建设上来看，北京将承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心。年3月，中共北京市委办公厅、北京市人民政府办公厅印发《北京市关于构建现代环境治理体系的实施方案》的通知，其中提到“完善碳排放权交易制度，承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心”。同时年5月底，生态环境部、商务部国家发展和改革委员会、住房和城乡建设部、中国人民银行、海关总署、国家能源局、国家林业和草原局《关于加强自由贸易试验区生态环境保护推动高质量发展的指导意见》中进一步强调，“鼓励北京自贸试验区设立全国自愿减排等碳交易中心”。
从发展上来看，CCER被纳入全球性航空业碳市场，增加了作为国际碳市场履约产品的新属性。年3月国际民航组织批准CCER可用于CORSIA抵消，拓宽了CCER的使用范围，进一步提升了审定与和核证行业空间。全球航空业发展迅猛，导致CO2排放量快速增长。国际民航组织（ICAO）指出，如果不采取措施，到年全球航空业碳排放量将增长至当前水平的3倍，其中国际航空碳排放是主要来源。在此背景下，年ICAO通过了国际航空碳抵消和减排计划（CORSIA），形成第一个全球性行业减排市场机制，年启动试运行。根据国际航空运输协会（IATA）预测，到年，如果全球主要国家都参加CORSIA，预计航空业需要购买25亿吨减排量用于抵消。
1.6.CCER机制及备案项目减排量情况
CCER项目的申请流程主要分为开发和交易两个阶段。开发阶段主要分为项目设计文件（PDD）编制、项目、审定、项目备案，交易阶段主要分为项目实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发、交易等。项目业主选择合适项目的方法学或者开发新方法学，根据方法学要求编制PDD文件，向国家主管部门申请，并由专门的审核机构核查该减排项目，项目核准通过得到备案。经备案的CCER项目产生减排量后，项目业主再次申请核查并于通过后获得减排量签发，国家发改委会将项目发布到CCER登记簿上即可等待交易。
2.CCER市场供需分析
2.1.CCER需求：短期1.35-4.5亿吨/年，中期逐步上升，长期受政策影响较大
预计短期内CCER需求量为1.35-4.5亿吨/年，随后几年将逐步增加到3.11-10.46亿吨/年，长期来看CCER未来需求量受政策影响较大。当前CCER需求方主要为参与全国碳交易市场的控排企业以及国外减排组织，因此将需求分为两个部分，一个是中国国内碳市场对CCER的需求，一个是国际航空碳抵消和减排计划（CORSIA）对CCER的需求，下面分别对这两个部分进行讨论。
中国国内碳市场对CCER的需求
中国国内碳市场对CCER的需求量的计算公式为：当年CCER需求量上限=当年控排企业实际碳排放量×抵销比例上限
当年实际碳排放量：根据生态环境部，当前全国统一碳市场（仅纳入电力行业）覆盖约45亿吨温室气体排放量。未来全国统一碳市场还将纳入石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、航空等行业，根据中创碳投《碳达峰碳中和目标愿景下全国碳市场面临的新挑战和相关建议》以及CEADs的年行业二氧化碳排放数据，同时考虑间接排放，假设中性情景下行业纳入顺序及近几年每年覆盖排放量如下。
抵销比例上限：《碳排放权交易管理办法（试行）》（-02）中提出“抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”；同时《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（-03）中提到“重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量，用于抵销其一定比例的碳排放配额清缴”；年10月，生态环境部印发《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，明确今年第一个履约周期抵销比例不超过应清缴碳排放配额的5%。
CORSIA对CCER的需求
当前CORSIA对CCER的需求量存在不确定性。尽管CORSIA已允许使用CCER，同时根据其要求，参与的航空公司需购买一定数量符合条件的减排量单位，以抵消其超出基准线水平的二氧化碳排放增量，在-年期间，CORSIA计划每年抵消基准以上额外排放量的80%。但由于疫情原因，年联合国航空机构国际民航组织（ICAO）已将基准线水平从原计划的年和年的平均排放水平改为年的排放水平，因此所需减排量将大幅降低。根据ICAO对基准线变化的影响分析以及ko-Institut研究所的测算，-年期间CORSIA将不会产生减排量的需求。
2.2.CCER供给：四类潜在CCER供应量将分批释放至市场
四类潜在CCER供应量将分批释放至市场，预计近几年CCER的供给呈现先紧后松、再趋于平稳增长，未来与需求基本保持平衡的趋势。具体来看，CCER的供给侧主要来源于可再生能源、林业碳汇、甲烷回收利用等减排项目，假设年起CCER项目审批恢复，从进入市场的时间维度上来看，CCER供给可分为四批。
第一批CCER项目供应量（还未被履约注销的CCER存量）
由于年3月，发改委暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请，而已备案的CCER核证减排量仍旧可以参与交易，因此，CCER审批重启后，已核证的CCER减排量将成为首批市场的供应方。综上，假设第一批CCER项目的供应量主要为年3月之前已备案且已发放的减排量。
预计第一批CCER供应量约为万吨左右。根据中国自愿减排交易信息平台公布的数据，当前已核证备案的减排量总计.3万吨（含水电）/.01万吨（剔除水电）/.28万吨（剔除水电和第三类项目）；-年平均每年备案的减排量大小为.53万吨（含水电）/.79万吨（剔除水电）/.64万吨（剔除水电和第三类项目）。根据当前试点经验，同时考虑未来CCER机制可能对水电项目、第三类项目存在限制，进行情景分析，假设悲观、乐观两大情景下，已核证备案的CCER减排量中已参与地方试点履约注销的比例为70%、30%，乐观情景下接受水电项目和第三类项目的抵消，而悲观情景下则不接受这两类项目，由此可得，悲观/乐观情景下，第一批CCER项目供应量为.18、.81万吨，平均值为.00万吨。
第二批CCER项目供应量（已备案的CCER项目在截止年底累计的未备案的减排量）
由于CCER从项目申请到减排量备案需要的时间周期较长，而已备案的项目在出具核证过的监测报告给政府部门，经过减排量备案后可获得CCER参与市场交易，因此第二批能进入市场的CCER应该是已备案的项目在年底之前累计的未备案的减排量，预计第二批CCER项目减排量在-年可进入市场。
根据中国自愿减排交易信息平台公布的数据，第二批CCER项目供应量计算公式如下：
其中，由于林业碳汇和地热能行业由于核证项目样本太小，存在偏差，本文取整体校正系数代替。
预计第二批CCER项目供应量约3.5亿吨左右。根据对不同行业已备案项目数据和已核证备案的减排量数据进行统计分析，假设乐观情景下接受水电项目和第三类项目的抵消，而悲观情景下则不接受这两类项目，由此可得，悲观/乐观情景下，第二批CCER项目供应量为3.06/23.86亿吨，平均值为3.46亿吨。
第三批CCER项目供应量（已审定的CCER项目通过备案后的累计减排量以及原已备案CCER项目新增的减排量）
预计第三批CCER项目供应量超过6亿吨，在-年进入市场。此类包括：①原本已审定的个CCER项目通过项目备案后将申请累计的减排量备案，由于已审定项目数是当前备案项目数的3.3倍，因此假设该部分减排量是第二批CCER供应量的2倍（悲观）/3.5倍（乐观），故得出该部分减排量为6.12亿吨（悲观）/13.51亿吨（乐观），将在-年间进入市场；②原有已备案项目在运行过程中产生的新减排量，这部分量较小，根据中国自愿减排交易信息平台已备案项目相关数据，预估为万吨/年，同时在年之后98%以上的项目需要更新计入期，因此年之后将不再考虑该部分。需注意的是，CCER恢复后，第①类减排量需要通过项目备案、减排量备案后才能发放，不同项目是否能通过项目备案存在一定不确定性。
第四批CCER项目供应量（新CCER项目以及原已备案CCER项目新增的减排量）
此类项目由于还未审定甚至项目处于待开发或仍在建设阶段，因此需要较长的时间（1-3年）才能转变为CCER，预计在年及之后陆续进入市场。
2.3.CCER供需分析：短期供给小于需求，中长期处于平衡
CCER供需呈现短期供给远小于需求，价格呈上涨趋势，中长期将处于供需平衡的状态，价格保持稳定。根据前文对CCER需求与供给的分析，短期CCER供给紧张，但由于监管部门对CCER供给的把控力度较强，预计中长期CCER将处于供需平衡的状态，价格也将趋于稳定。
3.林业碳汇项目全方位剖析
3.1.中国碳汇的减排项目基本情况
中国共有5个林业碳汇CDM项目成功注册备案。年，中国广西珠江流域再造林项目成功注册，为全球第1个CDM林业碳汇项目，截至年4月1日，全球共成功注册备案66个林业碳汇项目，而CDM项目达个，林业碳汇占比不足1%。从地区分布来看，林业碳汇CDM注册备案项目主要分布在印度、哥伦比亚、乌干达等地，前三大地区占比达52%，中国成功注册5个林业碳汇项目；从类型分布来看，再造林项目达51个，占林业碳汇CDM注册备案项目总数的77%。
中国共有3个林业碳汇黄金标准（GS）项目成功注册备案。截止到年6月底，黄金标准机制中林业碳汇项目不多，状态为GoldStandardCertifiedDesign以及GoldStandardCertifiedProject的林业碳汇项目有21个，项目个数占比1.42%。其中，中国有3个林业碳汇GS项目已成功备案（状态为GoldStandardCertifiedDesign）。
GS机制下的交易活跃度较低，成交均价基本稳定在12-16美元/吨之间。截止到年6月底，累计发放了1.78亿吨减排量，到期或注销的减排量有0.88亿吨；发放的减排量中，强制性减排量（CER）为.63万吨，自愿减排量（VER）为14,.39万吨。根据EcoSecurities年4月-年5月VER的交易量数据统计，累计交易量为10.10万吨，月均交易量.86吨，活跃度较低；价格方面，交易均价为14.10美元/吨，均价基本稳定在12-16美元之间。
中国共有29个林业碳汇自愿碳减排核证标准（VCS）项目成功注册备案。截至目前，全球已注册VCS项目个，其中已签发项目个，已签发碳信用6.94亿tCO2e，到期或注销的碳信用3.59亿tCO2e，其中农林项目个，占已注册VCS项目总数的12%，农林VCS注册备案项目主要分布在中国、巴西、哥伦比亚、秘鲁、肯尼亚等地区，前五大地区占比50.7%，中国已成功注册备案29个项目，位居第一。（报告来源：未来智库）
3.2.碳汇项目开发阶段
3.2.1.方法学要求
根据中国自愿减排交易信息平台发布的CCER方法学，我国林业碳汇项目主要包含碳汇造林项目、竹子造林碳汇项目、森林经营碳汇项目、竹林经营碳汇项目四种类型。
造林类：主要包含碳汇造林和竹子造林两类，在符合条件的土地上进行造林或再造林活动，以增加森林碳汇为主要目的。
林业经营类：主要包含森林经营和竹林经营两类，经营类项目的目的相同，主要是通过调整和控制森林/竹林的组成和结构、促进森林/竹林生长，以维持和提高森林/竹林生长量、碳储量及其他生态服务功能，从而增加森林碳汇。但由于生长特性及管理要求有所不同，两类项目在经营活动管理内容上有所差异。
项目基本要求：对于不同方法学，林业碳汇项目的开发具备不同的适应条件，对项目开始时间、土地合格性、土地类型、土壤扰动、原有林木处理方式、枯木处理方式等方面均有不同的要求。
碳库选择：碳库包括地上生物量、地下生物量、枯落物、枯死木和土壤有机质碳库。四种方法学的碳库均包含地上生物量和地下生物量，而对于枯死木、枯落木、土壤有机碳、木产品，不同的方法学在碳库的选择上有所不同。
项目边界：由拥有土地所有权或使用权的项目参与方实施的造林（或经营）项目活动的地理范围，也包括以造林（或经营）项目产生的产品为原材料生产的木（竹）产品的使用地点。项目边界包括事前项目边界和事后项目边界。
3.2.2.计入期要求
不同项目类型计入期有所不同。计入期是指项目情景相对于基线情景产生额外的温室气体减排量的时间区间。计入期按国家主管部门规定的方式确定。林业碳汇项目中不同的方法学计入期有所不同，最短计入期均为20年，差异主要体现在最长计入期上，碳汇造林项目和森林经营碳汇项目最长计入期为60年，竹子造林碳汇项目最长为30年，竹林经营碳汇项目最长为40年。
林业碳汇项目计入期主要集中于20年。从审定项目来看，97个林业碳汇项目中，20/26/30/40/60年计入期的项目数分别为53/1/14/5/24个，占比分别为55%/1%/14%/5%/25%。从备案项目来看，13个林业碳汇项目中，20/30/40/60年计入期的项目数分别为10/1/1/1个，占比分别为77%/7%/8%/8%。
3.2.3.额外性要求
额外性要求是指项目碳汇量高于基线碳汇量的情形，该额外的碳汇量在没有拟议的碳汇项目活动时是不会产生的。额外性的论证方式通常可分为普遍性分析和障碍分析。首先，通过普遍性分析证明项目活动不具备普遍性，若项目无法证明，则进行障碍分析来确定拟议的项目活动的基线情景并论证其额外性。
普遍性分析：在拟开展项目活动的地区或相似地区（相似的地理位置、环境条件、社会经济条件以及投资环境等），由具有可比性的实体或机构（如公司、国家政府项目、地方政府项目等）普遍实施的类似的项目活动，证明拟议项目活动不是普遍性做法。
障碍分析：如果拟议的项目活动属于普遍性做法，或者无法证明拟议的项目活动不是普遍性做法，项目参与方须通过“障碍分析”来确定拟议的项目活动的基线情景并论证其额外性。常见的障碍分析包括投资（财务）障碍、制度（机制）障碍、技术障碍等，项目参与方只要能证明至少有一种障碍存在，即证明项目活动具有额外性。
3.3.碳汇项目交易阶段
3.3.1.项目审定、备案情况
从地区分布来看，截至年3月，中国核证自愿减排量交易信息平台上发布林业碳汇审定项目共计97个，占审定项目总数的3.38%，审定预计减排总量5.59亿吨，审定项目分布在23个省（市、区），吉林、内蒙古、黑龙江、湖北、江西等地项目数量较多；备案项目13个，占备案项目总数的1.60%，备案预计减排总量万吨，备案项目主要分在8个省（市、区），内蒙古、河北、广东、黑龙江地区项目数量较多。
林业碳汇项目单位面积年均减排量为4.95tCO2e/公顷。对于不同的方法学，由于其选择的树种及组合方式的不同，其减排效果上有所差异，通过中国核证自愿减排量交易信息平台上97个审定项目进行统计，平均单位面积年均减排量为4.95tCO2e/公顷，对具体来看：
森林碳汇造林项目：66个森林碳汇造林审定项目主要分布在内蒙古、江西、湖北、广东、黑龙江等地区，平均单位面积年均减排量为11.26tCO2e/公顷；
竹子碳汇造林项目：审定项目中仅有1个竹子碳汇造林项目，位于湖北地区，平均单位面积年均减排量为9.35tCO2e/公顷；
森林经营碳汇项目：审定项目中含25个森林经营碳汇项目，主要分布在吉林、黑龙江、内蒙古等地区，平均单位面积年均减排量为2.87tCO2e/公顷；
竹林经营碳汇项目：审定项目中含5个竹林经营碳汇项目，主要分布在浙江、湖北等地区，平均单位面积年均减排量为5.87tCO2e/公顷。
3.3.2.项目核证和签发情况
林业碳汇项目占比低，仅有1个项目获得减排量签发。截至年3月，中国核证自愿减排量交易信息平台上发布监测报告项目共计8个，占备案林业碳汇项目数61.5%，占监测报告总数的0.98%；减排量备案项目1个，占减排量备案项目总数的0.4%。此外，林业碳汇中不同类型项目占比有所不同，从审定项目来看，碳汇造林项目占比68%，森林经营碳汇项目占比26%，竹子造林和竹林经营项目占比较低，分别为1%、5%；从备案项目来看，碳汇造林项目占比84.6%，森林经营碳汇、竹林经营碳汇项目占比较低，均为7.7%，无竹子造林项目。由此可见，目前我国CCER项目中林业碳汇项目占比较小，其主要原因在于基线情景和额外性等方面论述不够清晰，而该标准是项目开发的前提和基础。
林业碳汇项目每公顷二氧化碳年均减排量为3.64tCO2e，已签发减排量tCO2e。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的林业碳汇项目的在监测期内的造林规模、减排量进行统计分析得，公布监测报告的8个项目均为碳汇造林项目，合计减排量为.93万tCO2e，每公顷年均减排量约为0.57tCO2e/公顷。目前仅有广东长隆碳汇造林项目减排量获得核证签发，项目检测期为年1月1日至年12月31日（共4年），核证减排量为tCO2e，与监测报告减排量相同。
监测报告森林碳汇造林项目单位面积年均减排量与审定报告间存在较大差异。以塞罕坝机械林场造林碳汇项目为例，审定报告30年计入期内年均减排量为tCO2e，单位面积年均减排量为14.48tCO2e/公顷，监测报告前10年监测期内年均减排量为tCO2e，单位面积年均减排量为5.01tCO2e/公顷。其主要原因为：1）对于碳汇造林项目而言，项目前期处于造林建设期，大多数树种不具备高速成长的特性，在项目前期仍处于幼年阶段，生长速度相对缓慢，所产生的碳减排量较小，随着建设期的完成、树种的生长以及经营管理能力的加强，碳减排量逐步提高，使得以监测前期数据计算所得单位面积年均减排量偏小；2）由于气候、立地条件等差异，审定报告中事前预计减排量不能完全代表项目树种的实际生长情况。
CCER审定核证资质门槛高，6家机构具备林业碳汇资质。《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》指出，参与温室气体自愿减排交易的项目应采用经国家主管部门备案的方法学并由经国家主管部门备案的审定机构审定。经备案的自愿减排项目产生减排量后，作为项目业主的企业在向国家主管部门申请减排量备案前，应由经国家主管部门备案的核证机构核证，并出具减排量核证报告。截至目前，发改委气候司共公布12家具备自愿减排交易项目审定与核证资质的机构。其中，具备林业碳汇项目审定与核证资质的机构有6家，包括中国质量认证中心、广州赛宝认证中心服务有限公司、中环联合(北京)认证中心有限公司、北京中创碳投科技有限公司、中国农业科学院、中国林业科学研究院林业科技信息研究所。
3.4.林业碳汇项目CCER收益测算
如前文所述，林业碳汇项目具有四种方法学，不同的项目类型其树种、组合方式、气候、碳库选择等都会对项目减排量产生影响。为方便测算，本文以杉木和毛竹作为对象，研究杉木碳汇造林、杉木碳汇经营、毛竹碳汇造林、毛竹碳汇经营四种项目类型下CCER所带来的收入业绩弹性。
CCER对林业碳汇项目的收入贡献约为1.21%-5.72%。通过测算可得，从CCER收入贡献弹性来看，20年项目周期贴现后CCER收入对林业碳汇收入贡献从高到低分别为碳汇造林项目、竹子造林项目、竹林经营项目、碳汇经营项目，收入弹性分别为5.72%、4.80%、1.61%、1.21%。
3.5.具备千亿级潜在价值，林业碳汇交易市场空间广阔
森林积蓄量及覆盖率稳步提高，林业碳汇效应凸显。根据国家统计局数据，截至年，我国森林积蓄量达.60亿立方米，相较年增加51.04亿立方米；根据国家林草局数据，年，我国森林覆盖率达23.04%。“十四五”规划指出，十四五期间，我国森林覆盖率提高到24.1%。此外，年6月，国家发展改革委和自然资源部联合印发《全国重要生态系统保护和修复重大工程总体规划（-年）》，规划指出，年我国森林覆盖率达到26%，森林蓄积量达到亿立方米，相较年增加85.44亿立方米。随着我国森林蓄积量和森林覆盖率的提高，森林吸收固定二氧化碳量逐步增加，林业碳汇效应凸显。
林业碳汇交易市场空间广阔。由碳汇造林项目方法学，可申报CCER的林业碳汇项目土地需是年2月16日以来的无林地，假设所吸收的二氧化碳量均可纳入CCER市场进行交易，//年森林积蓄量相较年分别增加51.04/60/85.44亿立方米，假设CCER价格为30元/吨，则林业碳汇项目市场潜在价值为2-亿元。
3.6.林业碳汇相关公司梳理
3.6.1.岳阳林纸
岳阳纸业股份有限公司成立于年，年6月1日更名为岳阳林纸，并于年5月在上海证券交易所上市。公司以林浆纸产业为基础，进入生态行业，形成了以“浆纸+生态”为主营业务的双核发展产业格局。公司造纸产能万吨/年，市场分布全国31个省、市、自治区以及亚洲和东非地区。年公司总营收为71.2亿元，与年基本持平，归母公司的净利润为4.1亿元，相比年增长32.26%。公司印刷用纸收入为34.5亿元，占总营收的48.51%，市政园林收入为14.3亿元，占总营收20.05%。（报告来源：未来智库）
拥有近万亩林业资源，积极开展碳汇业务。公司旗下七家下属子公司，其中诚通凯胜生态建设有限公司主要负责市政园林建设业务并与流域生态综合整治形成双轮驱动。湖南茂源林业是实施林业业务的主体，拥有近万亩林业基地。公司在年与壳牌能源合作——首单碳汇交易收益落袋，成为湖南最早进入碳汇交易市场的央企。截至年，茂源林业是湖南唯一与国家开发银行合作的国家储备林项目生根发芽之地。年3月，公司与壳牌签订长期碳汇交易期权合同。6月，公司与包钢股份签订碳汇合作协议，合作涉及25年合计不低于万吨CCER。公司拥有近万亩林业资源，充足的碳汇余量为造纸产能的扩充提供了充分的保障，并且公司每年的储备林建设和生态绿植业务将进一步增加公司的碳汇量。
3.6.2.福建金森
福建金森林业股份有限公司在7年11月19日由将乐县营林投资有限公司整体变更而来，于年6月5日在深圳证券交易所挂牌上市。公司创立至今主营业务为森林培育营造、森林保有管护和木材生产销售。森林培育与采伐业主要产品为木材。公司在年的营业总收入为1.48亿元，相比于年上升15.15%。归母净利润为.67万元，相比去年增长了.52%。
现有林地面积超80万亩，积极布局CCER、PHCER、碳票等项目。公司大部分为商品林地，限伐禁伐限制远小于公益林。现有总面积80.7万亩，蓄积.23万立方米。福建金森在碳中和碳达峰方面也做出行动，公司在年备案了CCER碳汇项目，在福建三明是将乐县运营与管理12个林场，项目面积共达.69公顷，预计年减排量3.22万吨。福建金森林业有限公司森林经营碳汇项目于年获得福建省备案，成功纳入福建碳交易市场进行交易；年5月，全国首批林业碳票在三明签发，福建金森碳汇科技有限公司收储常口村民委员会00吨、村民陈金远吨、水南镇联兴公司吨，合计吨；此外，首单林业碳票授信贷款落地，兴业银行三明分行授信福建金森碳汇科技有限公司贷款额度万元签约。
3.6.3.平潭发展
中福海峡（平潭）发展股份有限公司自年以来，由于股权收购或者资产重组，公司主营业务发生多次变化。自年10月起，公司陆续新增设农资贸易业务、积极开发拓展了林木产业链相关的木材、溶解浆、纸浆等产品的贸易业务，目前公司主营业务为：造林营林、林木产品加工与销售、贸易业务、与平潭综合实验区开放开发的有关业务。
公司经营林区近90万亩。年公司的营业总收入为12.34亿元，较去年同期增长27.72%有较大幅增长。归母公司利润为-2.26亿元，较去年变化-.18%有大幅减少。主要由疫情影响，子公司业绩不达预期，公司计提了商誉减值与存货跌价，减少了归母公司净利润。公司收入以纤维板销售为主，占总收入的54.15%，其次是木产品、纸浆的贸易流通占34.28%。公司目前拥有经营林区近90万亩（其中代管面积约30万亩）。
4.可再生能源发电项目全方位剖析
4.1.中国可再生能源发电的减排项目基本情况
全球有14个碳抵消机制覆盖了可再生能源发电方向，接受度仅次于林业碳汇及能效提升项目。
4.1.1.在国际碳抵消机制中的基本情况
从项目类型来看，截至年4月1日，CDM已注册备案的项目中可再生能源发电项目占比达72%，风能、水电项目以绝对优势领先太阳能及生物质能项目。从项目分布来看，CDM注册备案的可再生能源项目主要集中于中国、印度、越南等地，前三大地区占比达81%。中国可再生能源项目数达个，占所有中国CDM项目比例的82%，同时可再生能源项目数中国也位居全球首位。其中，中国在风能与水电领域备案的CDM项目数远大于太阳能及生物质能项目，前者数量是后者的9倍多。
GS机制主要聚焦能效提升项目、可再生能源项目，中国已认证的可再生能源项目数量排名第三。GS机制已认证的项目中，能效提升项目占比最大，为46%，其次是可再生能源项目，占比为33%，其中风能项目占比最多，其占比为可再生能源项目的一半以上。从地区分布上来看，已认证的可再生能源项目主要分布在亚洲，亚洲项目占比超过77%；其中，土耳其、印度的可再生能源项目数量上领先中国，中国项目占比19%，其中有27个太阳能发电项目、22个风能项目、11个小型水电项目和6个生物质能项目。在GS机制下，中国已认证的项目数量达到个，其中沼气项目占比超过一半，可再生能源项目占比37%。从地理分布上来看，中国已认证的可再生能源GS项目主要分布在河南、河北、宁夏等地。
VCS项目聚焦于可再生能源领域，中国位居全球第二。从项目类型来看，截至年6月28日，VCS已注册备案的项目中可再生能源发电项目数个，占比达72%；从项目分布来看，VCS注册备案的可再生能源项目主要集中于印度、中国、土耳其等地，前三大地区占比达78%，中国可再生能源发电项目个，占比全球可再生能源VCS项目的25%，位居第二，占中国VCS项目数85%，远高于其他类型。
4.1.2.在国内碳抵消机制中的基本情况
中国CCER机制中可再生能源项目不仅在数量上具有绝对优势，在预计减排量及备案减排量大小上也具有绝对优势。从数量上来看，已发布的个CCER审定项目、个备案项目以及个减排量备案的项目中，可再生能源项目均占比76%左右，主要为可再生能源发电项目。从预计减排量上看，已备案的可再生能源项目总共预计减排量达4.08亿吨，占总预计减排量的83%；从已备案的实际减排量上看，减排量已备案的可再生能源项目减排量达0.33亿吨，占已备案减排量的62%。
可再生能源项目中，水电平均单个项目预计减排量排名第一。从单位项目预计减排量上看，已发布个备案项目中，单个水电项目预计产生的减排量大于其他可再生能源项目，这与水电项目平均装机容量较大以及水电利用效率较高有关；平均单个光伏项目预计产生的减排量最少，仅为水电项目的30%，这与光伏项目年运行小时数较低有关。
4.2.可再生能源发电项目CCER收益测算
4.2.1.风力发电
1、风力发电监测分析
以风力发电项目“仙居县广度风电场项目”为例，其主要采用的方法学为《可再生能源并网发电方法学（第二版）》（CM--V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源并网发电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。截止目前，99%以上的风电CCER项目（装机容量超过15MW的大型项目）均采用《可再生能源并网发电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的风电CCER项目（装机容量不超过15MW的小型项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS--V01）。
项目边界确定：项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。根据国家发改委年发布的《年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》，中国区域电网包括华北区域电网、东北区域电网、华东区域电网、华中区域电网、西北区域电网、南方区域电网，不同区域基准线排放因子不同。此外，一般风电项目的项目边界包括的温室气体种类仅为二氧化碳。仙居县广度风电场项目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的华东区域电网中所有电厂。
基准线识别：基准线情景即若不建设现有项目、但产生相同结果（例如产生相同发电量）或延续历史情形持续发展的情景，减排量就是基于基准线情景进行计算的。在风电项目中基准线的识别方式包括三种，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂/发电机组，那么基准线情景为项目活动生产的上网电量由并网发电厂及其新增发电源替代生产，大部分项目都是新建项目。仙居县广度风电场项目是新建可再生能源并网风力发电厂，因此基准情景为该项目活动生产的上网电量由华东区域电网中发电厂及其新增发电源替代生产。
额外性论证：证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍性分析等。在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否：1）最具有经济吸引力；2）没有碳减排收益（出售CCER带来收益）的情况下，不具备经济可行性。《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对新能源发电的新建项目，一般采用基准分析法。基准值一般选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》或《国家发改委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值8%；需论证项目在不考虑减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。
此外，一般还需要对项目IRR进行敏感性分析进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让IRR达到基准值的情景是小概率事件。此外，使用CMS--V01方法学的小型风电项目仍需要进行额外性分析，但证明步骤相对大型项目更简单。经过计算，仙居县广度风电场项目全部投资内部收益率（IRR）为6.89%，低于8%的基准值。在考虑了适当的减排收益后，项目的IRR有所提高，达到了8.05%，高于行业基准值。
监测：对于新建风电项目来说，监测方式较为简单，一般通过监测电表对上网及下网的电量进行监测。从而得出风电项目实际净上网电量，再通过减排量计算公式并带入更新的参数计算得出实际减排量。仙居县广度风电场项目第一监测期内（年7月27日至年12月31日）预计的减排量为63,tCO2e，实际减排量为63,tCO2e，两者相差不大。
2、风力发电项目效益测算
减排因子：根据中国自愿减排交易信息平台中已备案的不同区域的6个项目进行测算，同时根据年区域电网基准线排放因子参数进行调整，平均单位净上网电量碳减排量为0.75tCO2e/MWh。我们从中国自愿减排交易信息平台中选择减排量已备案的6个不同区域并且装机规模均为50MW左右的风电项目进行分析，根据监测期内的装机容量、实际净上网电量、减排量数据进行统计分析得出平均单位净上网电量碳减排量约为0.75tCO2e/MWh（已根据年区域电网基准线排放因子参数进行调整），平均年运行小时数为h，略低于年国家能源局发布的全国风电平均利用小时数h。
假设一个50MW装机容量的风电项目：
弃风率：根据国家能源局发布的风电并网运行情况分析，Q1的弃风率为4%，相较于年的3%弃风率略微提升，和年持平。
平均利用小时数：根据国家能源局发布的风电并网运行情况分析，年的全国平均利用小时数为h。
碳价：假设碳价30元/吨，我们对此进行敏感性分析。
每上网一度电将增加收入约0.元，CCER对风力发电项目收入的贡献约为3.78%-6.81%。情景分析中，我们假设悲观/中性/乐观的情形下对应的年运行小时数为//h，弃风率为7%/4%/3%，单位上网电价为0.37/0.42/0.47元/kWh，CCER碳价为20/30/40元/tCO2e。以此测算一个50MW装机量的风电项目产生的CCER收入在悲观/中性/乐观的情形下分别为.46/.86/.69万元。
对碳价及平均减排量进行敏感性分析，当CCER碳价为30元/吨时，单位上网电量平均减排量从0.65提升至0.85tCO2e/MWh，CCER对风电项目收入的贡献将从4.64%提升至6.07%；当单位上网电量平均减排量为0.75tCO2e/MWh时，CCER碳价从20提升至元/吨，CCER对风电项目收入的贡献将从3.57%提升至17.86%。
4.2.2.光伏发电
1、光伏发电监测分析
以光伏发电项目“国电电力正蓝旗50兆瓦光伏电站项目”为例，其主要采用的方法学为《可再生能源并网发电方法学（第二版）》（CM--V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源并网发电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。截止目前，超过80%的光伏CCER项目（装机容量超过15MW的大型项目）采用《可再生能源并网发电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的光伏CCER项目（装机容量不超过15MW的小型项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS--V01）。
项目边界确定：与风电项目类似，项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。一般光伏项目的项目边界包括的温室气体种类仅为二氧化碳。国电电力正蓝旗50兆瓦光伏电站项目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的华北区域电网中所有电厂。
基准线识别：在光伏项目中基准线的识别方式与风电项目基本相同。国电电力正蓝旗50兆瓦光伏电站项目是新建可再生能源并网风力发电厂，因此基准情景为该项目活动生产的上网电量由华北区域电网中发电厂及其新增发电源替代生产。
额外性论证：大型光伏项目额外性论证的方式与风电大型项目相同；小型光伏项目使用CMS--V01方法学进行开发，无需论证额外性，免于障碍分析。大型光伏项目在投资分析中，基准值一般选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值8%。经过计算，国电电力正蓝旗50兆瓦光伏电站项目全部投资内部收益率（IRR）为7.26%，低于8%的基准值。在考虑了适当的减排收益后，项目的IRR有所提高达到8.08%，达到基准值。
监测：对于新建光伏项目来说，监测方式与新建风电项目类似。对于新建项目通过监测得到实际净上网电量，再带入更新的参数通过光伏发电项目减排量计算公式得出实际减排量。国电电力正蓝旗50兆瓦光伏电站项目第一监测期内（年2月2日-年2月20日）预计的减排量为,tCO2e，实际减排量为,tCO2e，两者相差不大。
2、光伏发电项目效益测算
减排因子：根据中国自愿减排交易信息平台中已备案的5个项目进行测算，同时根据年区域电网基准线排放因子参数进行调整，单位净上网电量减排量为0.74tCO2e/MWh。我们从中国自愿减排交易信息平台中选择减排量已备案的5个不同区域（华中地区项目的减排量暂无备案）并且装机规模均为10-20MW左右的光伏项目进行分析，根据监测期内的装机容量、实际净上网电量、监测减排量数据进行统计分析得出平均单位净上网电量碳减排量约为0.74tCO2e/MWh（已根据年区域电网基准线排放因子参数进行调整），平均年运行小时数为h，略高于年国家能源局发布的全国光伏发电平均利用小时数0h。
假设一个50MW装机容量的光伏项目：
弃光率：根据国家能源局发布的光伏并网运行情况分析，年的弃光率为2%，相较于年持平。
平均利用小时数：根据国家能源局发布的年光伏电并网运行情况分析，年的全国平均利用小时数为0h。
每上网一度电将增加收入约0.元，CCER对光伏发电项目收入的贡献约为4.00%-7.11%。情景分析中,我们假设悲观/中性/乐观的情形下对应的年运行小时数为/0/h，弃风率为3%/2%/1.5%，单位上网电价为0.3/0.4/0.45元/kWh，CCER碳价为20/30/40元/tCO2e。以此测算一个50MW装机量的光伏项目产生的CCER收入在悲观/中性/乐观的情形下分别为63.01/.18/.38万元，对光伏发电项目收入的贡献约为4.00%-7.11%。
4.2.3.水力发电
1、水力发电监测分析
以水力发电项目“温宿县台兰河二级水电站项目”为例，其主要采用的方法学为《可再生能源并网发电方法学（第二版）》（CM--V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源并网发电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。截止目前，超过95%的水电CCER项目（装机容量超过15MW的项目）采用《可再生能源并网发电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的水电CCER项目（装机容量不超过15MW的项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS--V01）。
项目边界确定：与风光项目类似，水电项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。与风光项目不一样的是，水电项目的项目边界包括的温室气体种类为基准情景的CO2以及项目活动下的CH4。温宿县台兰河二级水电站项目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的西北区域电网中所有电厂。
基准线识别：在水电项目中基准线的识别方式与风光项目基本相同。温宿县台兰河二级水电站项目是新建可再生能源并网水力发电厂，因此基准情景为该项目活动生产的上网电量由西北区域电网中发电厂及其新增发电源替代生产。
额外性论证：大型水电项目一般使用CM--V02，其额外性论证的方式基本与风光大型项目相同。小型水电项目（装机容量小于等于15MW）使用CMS--V01进行开发，额外性论证比大型项目简单。大型水电项目在投资分析中，基准值一般选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值8%；小型水电一般选取《小水电建设项目经济评价规程》（SL/T16-）中规定的全投资税后财务内部收益率基准值10%。经过计算，温宿县台兰河二级水电站项目全部投资内部收益率（IRR）为4.73%，低于8%的基准值。在考虑了适当的减排收益后，项目的IRR有所提高达到8.13%，达到基准值。
监测：对于新建水电项目来说，监测方式与新建风光项目类似，对于新建项目通过监测得到实际净上网电量，再代入更新的参数通过水电项目减排量计算公式得出实际减排量。温宿县台兰河二级水电站项目第一监测期内（/11/30~/7/28）预计的减排量为,tCO2e，实际减排量为,tCO2e，要比预计值,tCO2e低14.76%，由于年-年的雨水不足导致河水径流量下降，小于历史平均值。
2、水力发电项目效益测算
由于当前各碳试点对水电CCER支持力度较低，只有湖北支持非大型水电项目CCER交易、上海暂时未限制水电项目CCER交易，因此此处效益测算对小型水电项目（30MW）进行测算。根据水力发电项目减排量计算公式，需确定的参数包括：减排因子、年平均利用小时数、有效电量系数、厂用电率及输电损失率等。
减排因子：根据对中国自愿减排交易信息平台中减排量已备案的4个不同区域的小型水电项目（华北、东北无减排量已备案的小型水电项目）在监测期内的装机容量、实际净上网电量、减排量数据进行统计分析得，平均单位净上网电量碳减排量约为0.tCO2e/MWh（已根据年区域电网基准线排放因子参数进行调整）。
年平均利用小时数：根据减排量已备案的四个小型水电项目数据，计算得到年平均利用小时数为.18h；根据wind数据，年全国水电发电设备平均利用小时数为h，与样本项目所得数据相差不大，最终计算中取低值h。
有效电量系数：有效电量系数与水电站的径流调节程度有关，根据减排量已备案的四个小型水电项目数据以及《小水电建设项目经济评价规程》（SL/T16-），最终计算中取并网电站有效电量系数的最低值0.85。（报告来源：未来智库）
厂用电率及输电损失率：根据减排量已备案的四个小型水电项目数据以及《小水电水能设计规程》（SL76-94）的规定（电站的系统综合网损率应不大于11%，综合厂用电率可取0.5%-1%），最终计算中厂用电率取1%，输电损失率取1%。
每上网一度电将给小型水电项目增加收入0.元，CCER对小型水电收入的贡献约为4.36%-7.60%。情景分析中，假设一个30MW装机容量的水电项目，当CCER碳价为20/30/40元/吨，单位上网电价为0.25/0.30/0.35元/kWh，单位上网电量平均减排量为0./0./0.tCO2e/MWh，年利用小时数为//h，有效电量系数为0.75/0.85/0.95，CCER对水电项目收入的贡献将从4.63%提升至8.09%。
敏感性分析中，当CCER碳价为30元/吨，单位上网电量平均减排量从0.55提升至0.75tCO2e/MWh时，CCER对水电项目收入的贡献将从5.5%提升至7.5%；当单位上网电量平均减排量为0.60tCO2e/MWh，CCER碳价从20提升至元/吨时，CCER对水电项目收入的贡献将从4.00%提升至20.00%。
5.其他类型CCER项目全方位剖析
5.1.填埋气回收项目CCER收益测算
5.1.1.填埋气回收监测分析
以填埋气回收项目“新乡市生活垃圾填埋场填埋气发电项目”（简称“新乡项目”）为例，其主要采用的方法学为《垃圾填埋气项目（第一版）CM--V01》，其减排原理主要为通过收集利用生活垃圾填埋场产生的垃圾填埋气发电，产生的电量接入电网，提供清洁能源，在满足部分用电的同时，减少温室气体排放。此外，可应用方法学还包括《垃圾填埋气回收（第一版）CMS--V01》（年减排量累计不超过6万tCO2的小型自愿减排项目）和《联网的可再生能源发电（第一版）CMS--V01》。
项目边界确定：项目边界包括收集和销毁/使用甲烷的垃圾填埋场的物理、地理场所。新乡项目边界主要为所有的填埋气收集系统和发电系统，以及与华中电网联网的所有电厂。
基准线识别：项目考虑的基准线排放为项目实施带来的避免甲烷排放和电网连接的电厂产生的CO2排放。对于避免甲烷排放部分，基准线情景为项目活动不存在时，项目边界内的生物质和其它有机物腐烂，甲烷排放到大气中；对于填埋气发电替代电网电力部分，基准线是项目活动供给电网的电力由并网的电厂以及电网中新增加的电源提供。
额外性论证：证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍实践分析等。在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否：1）具有经济吸引力；2）没有碳减排收益（出售CCER带来收益）的情况下，不具备经济可行性。《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对填埋气回收项目除CCER收益外还产生由售电带来的经济收入，且基准线情景不是一个可比较的投资项目，因此通常选用基准分析法进行投资分析。
一般采用基准分析法。基准值一般选取国家电网公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定发电项目全投资基准收益率为8.00%（税后），需论证项目在不考虑减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。此外，一般还需要对项目静态总投资、年运营成本、电价、年上网电量等重要参数进行敏感性分析进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让IRR达到基准值的情景是小概率事件。经过计算，新乡项目全部投资内部收益率（IRR）为5.23%，低于8%的基准值。
减排量计算：根据方法学，填埋气回收项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露量。其中基准线排放量=垃圾填埋场甲烷的基准线排放+与发电相关的基准线排放，项目排放量=年运行项目活动消耗电力所产生的排放+非发电所消耗化石燃料所产生的排放，泄露量为0；新乡项目选用固定计入期，计入期长度为10年。通过通过审定预计总减排量为65.46万tCO2e，年均减排量为6.55万tCO2e。
监测：对于填埋气回收项目，监测方式主要为通过电表测量项目的上网和下网电量，通过流量计测量垃圾填埋气总量，通过气体分析仪测量经过预处理的填埋气中甲烷含量。新乡项目第一、第二监测期内（年4月1日至年10月31日）预计的减排量为12.67万tCO2e，实际减排量为12.67万tCO2e，两者相差6.78%左右。
5.1.2.填埋气回收项目效益测算
每上网一度电将增加收入0.元，CCER对填埋气回收收入的贡献约为14.45%-28.90%。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的填埋气回收项目的在监测期内的上网电量、减排量数据进行统计分析得，单位上网电量平均减排量约为4.23tCO2e/MWh。假设项目总装机量2MW，年运行时间7小时，单位上网电价0.元/kWh，厂自用电比率6%，假设悲观、中性、乐观条件下，甲烷收集效率分别为60%/65%/70%，CCER碳价分别为20/30/40元/吨，经测算，填埋气回收发电收入为-万元/年，CCER收入为69-万元/年，CCER对填埋气回收收入的贡献约为14.45%-28.90%。
通过CCER碳价及单位上网电量碳减排量对填埋气回收项目业绩贡献的测算，当CCER碳价为30元/吨时，单位上网电量平均减排量从2提升至8tCO2e/MWh，CCER对填埋气回收收入的贡献将从10.24%提升至40.96%；当单位上网电量平均减排量为4tCO2e/MWh时，CCER碳价从20提升至元/吨，CCER对生物质发电收入的贡献将从13.65%提升至68.26%。
5.2.沼气利用项目CCER收益测算
5.2.1.沼气利用监测分析
以沼气利用项目“湖北省南漳县农村户用沼气项目”为例（简称“南漳项目”），其主要采用的方法学为《家庭/小农场农业活动甲烷回收CMS--V01》、《用户使用的热能，可包括或不包括电能CMS--V01》和《动物粪便管理系统甲烷回收CMS--V01》。其减排原理为一方面通过建设具有甲烷回收系统的沼气池，改变传统的猪粪便管理模式来减少甲烷的排放，另一方面，沼气灶代替传统煤炉燃烧沼气，产生与使用煤炉相当的热量，减少燃煤消耗产生的二氧化碳排放。
项目边界确定：项目的边界是甲烷回收和燃烧系统的物理和地理边界。南漳项目边界为作为沼气产生来源的猪粪，以及沼气产生装置即沼气池；用以燃烧沼气的沼气灶以提供给各农户炊事能源；农户，是沼气系统利用终端；施肥利用的沼渣沼液。
基准线识别：基准线情景主要为在缺少项目活动时，生物质和其它有机物质在项目边界内厌氧消化并向大气释放甲烷的情况。南漳项目的基准线情景是农户使用燃煤土灶供热；农户使用传统的开放式深坑处理猪粪。
额外性论证：根据EB对小规模项目活动额外性论证工具（第10.0版）中的规定，符合项目类型的可以免于障碍分析，自动认为项目具有额外性。
减排量计算：根据方法学，沼气利用项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露量。其中基准线排放量=粪便管理系统的基准线排放+煤消耗的基准线排放，项目排放量=粪便管理系统在生产、收集、沼气传输过程中因物理泄漏所造成的排放+多余沼气火炬点燃或燃烧造成的排放量+已安装设备在运行过程中消耗化石燃料或电力造成CO2排放+粪便运输过程所造成的CO2排放+在投入厌氧氧化塘之前在存储过程中的排放，泄露量为0；南漳项目选用可更新的计入期，计入期长度为7年。通过审定预计第一计入期的总减排量为25.30万tCO2e，年均减排量为3.61万tCO2e。
监测：对于沼气利用项目，监测方式主要为当地能源办在年初执行分层随机抽样计划，对样本进行数据监测，对沼气池年平均运行小时、沼气渣的处理以及猪的平均数量达到估计值的90%置信水平。南漳项目监测期内（8年1月1日至年12月31日）预计的减排量为tCO2e，实际减排量为tCO2e，两者相差0.65%左右。
5.2.2.沼气利用项目效益测算
CCER对沼气利用收入的贡献约为24.84%。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露减排量备案报告的沼气利用项目的在监测期内的装机规模、减排量数据进行统计分析得，单位装机规模年均减排量约为.60tCO2e/MW。假设单户农村户用沼气池建设容积为8m3，沼气灶安装额定功率为3kW，则单户年均减排量为3.97tCO2e/户，沼气池建设收入为元，每年运维收入为元，运行年限为15年，折现率取过去一年五年期国债到期收益率平均值3.81%，假设CCER碳价为30元/吨，经测算，单户沼气利用收入为.53元，CCER收入为.32元，CCER对沼气利用收入的贡献约为24.84%。
通过CCER碳价及单户年均减排量对沼气利用项目业绩贡献的测算，当CCER碳价为30元/吨时，单户年均减排量从1提升至7tCO2e/户，CCER对沼气利用收入的贡献将从6.26%提升至43.83%；当单户年均减排量为4tCO2e/户时，CCER碳价从20提升至元/吨，CCER对沼气利用收入的贡献将从16.70%提升至83.48%。
5.3.煤层气发电项目CCER收益测算
5.3.1.煤层气发电监测分析
以煤层气发电项目“七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目”为例，其主要采用的方法学为《回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、供热和/或通过火炬或无焰氧化分解》（CM--V02），其适用于在现役煤矿中开展收集利用和消除煤矿瓦斯和通风瓦斯的项目活动，其主要原理为利用煤矿排空的抽采瓦斯进行发电避免了甲烷的排放，也减少了温室气体的排放，将产生的电力并入区域电网。
项目边界确定：七台河项目边界为项目所有同煤层气收集、预处理、发电相关的设备和系统；项目活动发电上网，替代东北区域电网同等电力。
基准线识别：基准线情景主要为煤层气部分或全部释放到大气中。七台河项目的基准线情景是采前和采后CMM抽取并全部排放，从东北区域电网购入等量的电力。（报告来源：未来智库）
额外性论证：证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍实践分析等。在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否：1）具有经济吸引力；2）没有碳减排收益（出售CCER带来收益）的情况下，不具备经济可行性。《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对煤层气发电项目除CCER收益外还产生由售电带来的经济收入，且基准线情景不是一个可比较的投资项目，因此通常选用基准分析法进行投资分析。一般采用基准分析法。
基准值一般选取国家电网公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定确认中国电力行业资本金内部收益率基准线为全部投资的8%或资本金的10%，需论证项目在不考虑减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。此外，一般还需要对项目静态总投资、年运营成本、电价、年上网电量等重要参数进行敏感性分析进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让IRR达到基准值的情景是小概率事件。经过计算，在不考虑温室气体减排产生的收益时，七台河项目财务内部收益率为5.72%，在考虑温室气体减排产生的收益时，内部收益率为15.44%，高于行业基准值。
减排量计算：根据方法学，煤层气发电项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露量。其中基准线排放量=基准线情景下销毁甲烷所致的基准线排放+项目活动避免甲烷释放到大气的排放量+项目活动发电所替代的基准线排放，项目排放量=收集和利用甲烷所使用的能源导致的项目排放量+消除甲烷导致的项目排放量+未燃尽煤层气的项目排放，泄露量=其他不确定情况产生的泄漏排放，取0；七台河项目选用固定计入期，计入期长度为10年。通过通过审定预计总减排量为.96万tCO2e，年均减排量为17.80万tCO2e。
监测：对于煤层气回收发电项目，需要监测的主要数据为项目活动发电量、用电量、煤矿瓦斯用量、甲烷浓度以及所收集的瓦斯中非甲烷烃类的质量浓度等。七台河项目监测期内（年1月1日至年6月30日）预计的减排量为tCO2e，实际减排量为583tCO2e，两者相差19%左右。
5.3.2.煤层气发电项目效益测算
每上网一度电将增加收入0.元，CCER对煤层气发电收入的贡献约为12.60%-25.20%。根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的煤层气发电项目的在监测期内的上网电量、减排量数据进行统计分析得，单位上网电量平均减排量约为3.28tCO2e/MWh。假设项目总装机量8MW，年运行时间7小时，单位上网电价0.52元/kWh，厂自用电比率5%，假设悲观、中性、乐观条件下，利用效率分别为60%/70%/80%，CCER碳价分别为20/30/40元/吨，经测算，煤层气发电收入为-万元/年，CCER收入为-万元/年，CCER对煤层气发电收入的贡献约为12.60%-25.20%。
通过CCER碳价及单位上网电量碳减排量对煤层气发电项目业绩贡献的测算，当CCER碳价为30元/吨时，单位上网电量平均减排量从1提升至7tCO2e/MWh，CCER对煤层气发电收入的贡献将从5.77%提升至40.38%；当单位上网电量平均减排量为3tCO2e/MWh时，CCER碳价从20提升至元/吨，CCER对煤层气发电收入的贡献将从11.54%提升至67.69%。
6.总结
《碳排放权交易管理办法（试行）》指出，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。CCER作为碳交易市场的有效补充，温室气体自愿减排交易管理办法有望修订，相关方法学、项目等将重新开启申请审核。此外，《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（征求意见稿）明确可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的实施单位可以申请国务院生态环境主管部门组织对其项目产生的温室气体削减排放量进行核证。可再生能源企业将受益于自愿核证机制的推广，通过将核准后的碳减排量参与CCER市场交易而获得额外收入，从而实现企业价值的重估。
从CCER业绩贡献上看，通过对中国自愿减排交易信息平台审定、监测、核证项目的数据进行统计分析，对可在再生能源、林业碳汇、资源回收三大类十二类项目进行减排量及CCER业绩贡献测算，在碳价为50元/吨的情况下，平均业绩贡献为14.04%：
可再生能源的五类项目单位减排量在0.6-0.75tCO2e/MWh之间，整体差距不大，中性条件下，当CCER碳价为30元/tCO2e时，中性条件下，CCER对可再生能源项目的业绩贡献为2.41%-6%之间；
林业碳汇四类项目单位减排量差距较大，在2.87-11.26tCO2e/公顷/年之间，当CCER碳价为30元/tCO2e时，中性条件下，CCER对林业碳汇项目的业绩贡献为1.21%-5.72%之间；
甲烷回收三类项目单位减排量相较其他项目而言较高，在3.28-4.23tCO2e/MWh（户）之间，其主要原因在于资源回收项目主要气体为甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的28倍左右，当CCER碳价为30元/tCO2e时，中性条件下，CCER对甲烷回收项目的业绩贡献为18.92-24.86%之间。
7.投资分析
全国性碳排放权交易市场建设将逐步完善，未来可再生能源企业将受益于自愿核证机制的推广，通过CCER交易，实现企业价值重估，同时，目前CCER已签发的减排量约万吨，随着近些年的履约核销，存量减排量进一步减少，而全国碳交易市场开启后，电力行业的预计配额约为40亿吨，按5%的抵消比例测算所需的CCER抵消量约为2亿吨/年，CCER的供需相对紧张，交易价格有望回归合理水平，进一步增厚公司盈利水平。重点
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