废弃物发电行业的“碳红利”该怎么拿？

碳排放交易，是为了促进全球温室气体减排、减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。1997年12月于日本京都通过的《联合国气候变化框架公约》**个附加协议，即《京都议定书》。《议定书》把市场机制作为解决二氧化碳为代表的温室气体减排问题的新路径，把二氧化碳排放权作为一种商品，从而形成了二氧化碳排放权的交易，简称为碳交易。

中国碳市场一旦启动就必然是全世界**的碳市场，即使八个行业里面现在只纳入了一个电力行业，它依然也是全球**大的碳市场。

全国碳交易市场将于今年6月启动。全国碳排放权交易市场启动后，全国碳市场将会在“顺利对接，平稳过渡”的基调下，逐步纳入八大行业。电力行业是首个被纳入全国碳市场的行业，未被纳入全国市场的行业企业还会继续在试点市场进行交易。在未来一段时间内，全国市场和试点市场将会并行。

目前碳交易市场以配额交易为主，CCER（中国核证自愿减排量）交易是重要补充。但从2017 年3 月开始，国家发改委暂停了CCER 项目备案申请，并开始对原有的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》相关条款进行修订。截至2017 年停止核证时，通过国家主管部门登记备案的CCER 项目有861 个，已核证的碳减排量项目254 个。而随着全国碳排放管控体系的建设正快速推进，预计《暂行办法》的修订也将提速，相关条款修订完成后，CCER 市场也将重新开放备案申请。

所谓碳排放权交易，是将二氧化碳的排放权当成商品一样来买卖。交易前，政府先确定当地减排总量，再将排放权以配额的方式发放给企业等市场主体。通俗地说，碳配额如同政府发给试点企业的“粮票”，减排力度大的企业可以出售剩余“粮票”来获取利润，排放超标的企业则需要到碳排放权交易所购买“粮票”以完成履约。为了达成减排目标，每年试点企业都有一定的控排系数。这意味着，企业手中的“粮票”总体趋势是递减的，以此督促试点企业绿色生产。

长远来看，碳资产将如同黄金、原油般，成为企业发展及投融资的重要筹码。“企业首先要摸清家底，实现对碳资产的有效管理，通过深入了解碳交易机制的原理和规则，合理规避风险，积极争取盈利。目前很多企业对碳资产的认识很片面，例如，很多企业的财务部门认为碳资产的管理与其无关，没有认识到碳资产的金融属性，更没有注重碳资产管理对于碳市场价格、财务风险及对企业利润等各方面的影响。”安丽认为，企业应积极探索寻找新技术、新产品、新手段及合适的减排路径，以减排促进主营业务的转型升级。同时善于利用碳市场带来的机遇，因地制宜地开发绿色金融产品，有效盘活碳资产，通过多种形式金融工具的运用，有效降低企业资金的使用成本，以实现碳资产效用**化。

垃圾焚烧发电项目减排的主要理论基础是，利用垃圾焚烧发电，将所发电量并入电网，避免垃圾填埋产生的温室气体排放及替代以化石燃料电厂为主的电网同等电量，从而减少温室气体的排放。

CCER 交易未来能给现有垃圾焚烧项目带来多大盈利增厚较为关注：

1. 垃圾焚烧项目二氧化碳减排量测算

垃圾焚烧能够实现生活垃圾的减量化和稳定化处理，与填埋处理相比，减少了甲烷等温室气体排放，同时焚烧过程中热能转化为电能，替代化石燃料，从能源利用角度也有碳减排的效果。根据中国自愿减排交易信息平台，我们查找垃圾焚烧备案项目减排量的监测报告，计算项目度电减排量，计算公式为度电二氧化碳减排量=（监测期二氧化碳基准排放量-实际排放量）/监测期项目上网电量。通过11 个已备案的代表性项目，我们测算得出垃圾焚烧项目度电碳减排约为821 克/千瓦时，而当前火电二氧化碳排放强度约841 克/千瓦时，可见垃圾焚烧发电减排明显。

2.CCER 碳交易对垃圾焚烧项目的盈利增厚

测算参与CCER 将为垃圾焚烧发电企业带来额外收益。我们以一个典型的1000 吨/日存量垃圾焚烧发电项目，来测算CCER 带来的盈利增厚。减排量方面，以吨垃圾发电发电量360 度/吨、厂自用电率13%计算，年项目碳减排量将达85731吨。在交易价格方面，由于CCER 项目没有硬性约束的刚性兑现机制，CCER 用于抵减碳配额的比例在各地都有较多严格的限制，因此从试点的情况看，CCER成交价格长期低于配额价格，目前上海CCER 成交均价长期保持在4-7 元/吨。

因此，在不考虑CCER 申请过程中相关成本的情况下，我们假设以5 元/吨的交易价格计算，预计CCER 交易将使得该项目总营业收入增加42.9 万元，增长0.5%，盈利增厚2.9%。若CCER 成交价能达到目前的碳配额交易价格30 元/吨，则能增加257.2 万收入，项目盈利将增厚17.5%。

3.对投资的影响

我们认为，CCER 重启将对垃圾焚烧企业构成利好，但对企业的盈利增厚有交易价格方面的不确定性，在目前的价格水平下CCER 交易能给行业带来的盈利增厚较少，不能弥补国补的取消。从长期看，垃圾焚烧属于地方的公共事业，有一定的民生属性，地方政府倾向于给予企业合理的回报水平，即使CCER 交易价格大幅上涨，给企业短期带来了较多利润增厚，地方政府在长期也可下降吨垃圾处理费或减少发电上网的省补，来保证项目的IRR 处于合理区间。

我国实际的垃圾焚烧率较低。如果以全国生活垃圾量，每年城镇2.95亿吨加农村1.26亿吨计算，目前全国实际的垃圾焚烧率仅为38%。与日本全国83%的焚烧率相比有很大提升空间。

其中县城焚烧率仅为17%，增长空间巨大。

从长期来看，随着垃圾焚烧行业的逐渐成熟，国补退坡取消部分逐渐由地方政府承担顺价是必然趋势。国补的退坡以及取消，对于部分运营能力较弱，环保排放不达标，股东背景薄弱，顺价能力不强的小型垃圾焚烧企业有较大冲击，而行业内优质的龙头企业，具有资金+运营能力+政府资源等多项竞争优势，有望抓住国补退坡背景下的行业整合机会，顺势通过并购扩张提升自身的市占率水平。

去年，生物质发电行业国家补贴逐步退出的政策得到明确。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知发布，生物质发电项目（包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目）运行满15年或全生命周期合理利用小时数满82500小时，将不再享受国家补贴。

农林生物质发电行业受到的冲击**，此前这一行业享受优先补贴，补贴价格也比垃圾焚烧等行业高，标杆电价加补贴电价之和为0.75元/kWh。

但实际上，农林生物质发电企业原材料成本较高。据中国产业发展促进会生物质能产业分会测算，原料平均价格约300元/吨，企业每发电一千瓦时，所需的燃料成本为0.42元。因此，国家电价补贴逐步退坡后，按全国平均约0.38元/kWh的标杆电价计算，原料买入价可能高于卖出价，企业将面临亏损。

有业内人士表示，在既定政策情境下，行业商业模式受冲击，大部分企业将亏损、项目停止运营，行业将迎来大规模的淘汰。

现在，碳市场的建立甚至被视为替代生物质发电电价补贴的关键理由。行业内仍存在两种截然不同的看法，一种是仿佛通过碳市场之窗看到了新的发展空间。期待在碳市场交易中也能像获得国补时一样，得到优先交易权。另一种观点是担忧出现“门好关、窗难开”的尴尬情况，国补取消了却无法打开碳交易市场的大门。

实际上担忧不无道理。而在未来的碳排放权交易市场中，配额交易占95%，自愿减排量交易CCER仅占5%。能够产生CCER的项目主要包括风电、光伏、水电、生物质发电等，其中可能优先风电、光伏交易，留给生物质发电企业的空间有限。

首先，垃圾焚烧发电、农林废弃物发电的减碳作用并未得到明确；其次，它们还属于自愿减排项目（CCER），而CCER项目没有硬性约束的刚性兑现机制，根据试点省市预判其价格明显低于碳配额；另外，废弃物发电的“碳成色”不如风电光伏；最后，风电光伏到2030年，发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这种国家明确的规模设定也是生物质发电所缺少的。

绿创碳和认为碳风口吹得这么厉害，前所未有，废弃物发电是否会因碳市场受益、如何受益或受益多少，现在都不清楚，但是我们不能盲目乐观和悲观，仍然需要理性思考，并积极争取。

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