碳中和CCER價值分析：甲烷利用高收益下的減排模式

碳中和CCER價值分析：甲烷利用，高收益下的減排模式1.

CCER市場供需分析1.1.

CCER需求預計短期內(nèi)

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(yè)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(nèi)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(nèi)碳市場對

CCER的需求中國國內(nèi)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(yè)實際碳排放量

×

抵銷比例上限當年實際碳排放量：根據(jù)生態(tài)環(huán)境部，當前全國統(tǒng)一碳市場（僅納入電力行業(yè)）覆蓋約

45

億噸溫室氣體排放量。未來全國統(tǒng)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(yè)。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(jīng)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(jù)生態(tài)環(huán)境部抵消比例上限要求，同時參考

8

大試點地區(qū)

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(nèi)碳市場對

CCER的需求量將在為

1.35-10

億噸/年范圍內(nèi)。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(jù)其要求，參與的航空公司需購買一定數(shù)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(chǎn)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(diào)整將極大地影響減排量需求。在基準不調(diào)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(diào)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(nèi)

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(chǎn)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(nèi)總需求量不變的情況下，考慮國際航空未來穩(wěn)定發(fā)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(xiàn)先緊后松、

再趨于平穩(wěn)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(yè)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(fā)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(fā)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(jiān)測報告給政府部門，經(jīng)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(yè)校正系數(shù)行業(yè)校正系數(shù)

=

∑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(jù)對不同行業(yè)已備案項目數(shù)據(jù)和已核證備案的減排量數(shù)據(jù)進行統(tǒng)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(shù)是當前備案項目數(shù)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(chǎn)生的新減排量，這部分量較小，根據(jù)中國

自愿減排交易信息平臺已備案項目相關數(shù)據(jù)，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(fā)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(fā)或仍在建設階段，因此需要較長的時間（1-3

年）才能轉(zhuǎn)變?yōu)?/p>

CCER，預計在

2023

年及之后陸續(xù)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(wěn)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(xiàn)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(tài)，

價格保持穩(wěn)定。近幾年短期

CCER供給緊張，但由于監(jiān)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(tài)，價格也將趨于穩(wěn)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(jiān)測分析以填埋氣回收項目“新鄉(xiāng)市生活垃圾填埋場填埋氣發(fā)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(chǎn)生的垃圾填埋氣發(fā)電，產(chǎn)生的電量接入電網(wǎng)，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(xiāng)項目邊界主要為所有的填埋氣收集系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)，以及與華中電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)的所有電廠?；鶞示€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(wǎng)連接的

電廠產(chǎn)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(nèi)的生物質(zhì)和其它有機物腐爛，甲烷排放到大氣中；對于填埋氣發(fā)電替代電網(wǎng)電力部分，基準線是項目活動供給電網(wǎng)的電力由并網(wǎng)的電廠以及電網(wǎng)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(huán)節(jié)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(jīng)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(jīng)濟可行性。針對填埋氣回收項目除

CCER收益外還產(chǎn)生由售電帶來的經(jīng)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(wǎng)公司規(guī)定發(fā)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(tài)總投資、年運營成本、電價、年上網(wǎng)電量等重要參數(shù)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(jīng)過計算，新鄉(xiāng)項目全部投資內(nèi)部收益率（IRR）為

5.23%，低于

8%的基準值。減排量計算：根據(jù)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(fā)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(chǎn)生的排放+非發(fā)電所消耗化石燃料所產(chǎn)生的排放，泄露量為

0；新鄉(xiāng)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(jiān)測：對于填埋氣回收項目，監(jiān)測方式主要為通過電表測量項目的上網(wǎng)和下網(wǎng)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(jīng)過預處理的填埋氣中甲烷

含量。新鄉(xiāng)項目第一、第二監(jiān)測期內(nèi)（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(wǎng)

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(wǎng)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(jīng)測算，填埋氣回收發(fā)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(wǎng)電量碳減排量對填埋氣回收項目業(yè)績貢獻的測算，當

CCER碳價為

30

元/噸時，單位上網(wǎng)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(wǎng)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(zhì)發(fā)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(jiān)測分析以沼氣利用項目“湖北省南漳縣農(nóng)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(tǒng)的沼氣池，改變傳統(tǒng)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?zhèn)鹘y(tǒng)煤爐燃燒沼氣，產(chǎn)生與使用煤爐相當?shù)臒崃?，減少燃煤

消耗產(chǎn)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(tǒng)的物理和地理邊界。南漳項目邊界為作為沼氣產(chǎn)生來源的豬糞，以及沼氣產(chǎn)生裝置即沼氣池；用以燃燒沼氣的沼氣灶以提供給各農(nóng)戶炊事能源；農(nóng)戶，是沼氣系統(tǒng)利用終端；施肥利用的沼渣沼液。基準線識別：基準線情景主要為在缺少項目活動時，生物質(zhì)和其它有機物質(zhì)在項目邊界內(nèi)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(nóng)戶使用燃煤土灶供熱；農(nóng)戶使用傳統(tǒng)的開放式深坑處理豬糞。額外性論證：根據(jù)

EB對小規(guī)模項目活動額外性論證工具中的規(guī)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(jù)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(tǒng)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(tǒng)在生產(chǎn)、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?yún)捬跹趸林霸诖鎯^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(jiān)測：對于沼氣利用項目，監(jiān)測方式主要為當?shù)啬茉崔k在年初執(zhí)行分層隨機抽樣計

劃，對樣本進行數(shù)據(jù)監(jiān)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(shù)量達到估計值的

90%置信水平。南漳項目監(jiān)測期內(nèi)（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(nóng)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(xiàn)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(jīng)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(yè)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(fā)電2.3.1.

煤層氣發(fā)電監(jiān)測分析以煤層氣發(fā)電項目“七臺河藍天瓦斯發(fā)電有限責任公司瓦斯發(fā)電項目”為例，其適用于在現(xiàn)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(fā)電避免了甲烷的排放，也減少

了溫室氣體的排放，將產(chǎn)生的電力并入?yún)^(qū)域電網(wǎng)。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(fā)電相關的設備和系統(tǒng)；項目活動發(fā)電上網(wǎng)，替代東北區(qū)域電網(wǎng)同等電力?；鶞示€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(qū)域電網(wǎng)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(huán)節(jié)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(jīng)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(jīng)濟可行性。針對煤

層氣發(fā)電項目除

CCER收益外還產(chǎn)生由售電帶來的經(jīng)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(wǎng)公司規(guī)定確認中國電力行業(yè)資本金內(nèi)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(tài)總投資、年運營成本、電價、年上網(wǎng)電量等重要參數(shù)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(jīng)過計算，在不考慮溫室氣體減排產(chǎn)生的收益時，

七臺河項目財務內(nèi)部收益率為

5.72%，在考慮溫室氣體減排產(chǎn)生的收益時，內(nèi)部收

益率為

15.44%，高于行業(yè)基準值。減排量計算：根據(jù)方法學，煤層氣發(fā)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(fā)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(chǎn)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(jiān)測：對于煤層氣回收發(fā)電項目，需要監(jiān)測的主要數(shù)據(jù)為項目活動發(fā)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(zhì)量濃度等。七臺河項目監(jiān)測期內(nèi)（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(fā)電項目效益測算每

上

網(wǎng)

一

度

電

將

增

加

收

入

0.0984

元

，

CCER對

煤

層

氣

發(fā)

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(wǎng)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(jīng)測算，煤層氣發(fā)電收入為

1707-2276

萬元/年，CCER收入

為

215-574

萬元/年，CCER對煤層氣發(fā)電收入的貢獻約為

12.60%-25.20%。通過

CCER碳價及單位上網(wǎng)電量碳減排量對煤層氣發(fā)電項目業(yè)績貢獻的測算，當

CCER碳價為

30

元/噸時，單位上網(wǎng)電量平均減排量從

1

提升至

7

tCO2e/MWh，CCER對煤層氣發(fā)

電收入的貢獻將從

5.77%提升至

40.38%；當單位上網(wǎng)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(fā)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(yè)碳匯、甲烷利用等項目的實施單位可以申請國務院生態(tài)環(huán)境主管部門組織