一文理解“碳定价”：大势所趋 挖掘碳交易受益标的

中国碳交易市场：步步为营，终有大成

（一）中国碳交易市场框架

我国碳交易市场主要分为配额交易市场和中国核证自愿减排量（CCER）交易市场，配额交易为主，CCER为重要补充。从时间发展上看主要经历了三个阶段：2005-2012年，通过CDM项目产生CERs参与国际交易；2013-2020年，在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建、四川9省市开展碳排放权交易试点，并用CCER替代CER建立国内核证减排市场；从2021年开始，建立了全国碳交易市场，首先纳入电力行业。

（二）清洁能源发展机制（CDM）率先启动

2005-2012年，我国通过CDM项目参与国际碳交易。清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》建立的一种减排机制，发达国家通过与发展中国家项目合作，换取核证减排量（CERs）。2002年荷兰政府与中国政府达成CDM项目合作意向，拉开了国内CDM项目发展的序幕；2004年，科学技术部颁布《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》，为CDM项目在中国的发展提供了政策支持和法律保障；2006年，中国就超过印度和巴西，成为CDM项目第一大国；2011年，国家发改委发布《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》修订版，完善了项目申报程序和法律责任；2012年，我国新增CDM注册项目数达1819个，同比增长187%，占全球新注册CDM项目比重达56%。2012年以后，《京都协定书》第二承诺期遇冷，加上欧盟碳交易市场对国际项目的抵消机制趋严，我国CDM项目注册数急剧下降，2016年以后基本再无新增。

清洁发展机制项目CER交易资金应具备额外性。洁发展机制的重点领域主要为节约能源和提高能源效率、开发利用新能源和可再生能源、回收利用甲烷。其中有一点需要明确的是，国外合作方用于购买清洁发展机制项目减排量的资金，应额外于现有的官方发展援助资金和其在《公约》下承担的资金义务。

根据联合国环境规划署数据，截至2020年4月，我国已注册备案CDM项目数量达 3764个，其中可再生能源项目2994个（其中风电、水电、光伏项目分别1512、 1322、160个），HFCs分解项目11个，NO2分解项目47个，节能增效项目238个，其他项目474个。CERs签发量合计11.1亿吨CO2e，其中可再生能源、HFCs分解分别占比37%、36%；总体签发比例为84%，其中HFCs分解和NO2分解的签发比例最高，分别为102%、113%。

（三）西方不亮，东方亮：CCER接力CER

2013-2017年，CCER快速发展。2012年，国家发改委出台了《温室气体自愿减排交易管理办法》，确立了国内的自愿减排交易机制，提出了核证减排量交易（Chinese Certified Emission Reduction，即CCER），区别于清洁发展机制下的CER。2013年后，CDM项目逐渐退出历史舞台，国内自愿减排交易信息平台发布第一个CCER项目，我国自愿减排市场开启。此后，CCER审定项目数迅速增长。2017年，国家发改委发布公告暂缓自愿减排项目备案申请，新项目审核陷入停滞。

截至2021年4月底，累计公示CCER审定项目2871个，已获批备案项目861个，获得减排量备案并公示项目254个，合计备案减排量5283万吨。其中，风电、光伏备案项目数较多，水电备案项目减排量最大。从获得减排量备案并公示的项目类型看，主要为风电、光伏、农村户用沼气及水电类项目，其中风电项目最多，占比35%；从项目预计年减排量来看，水电项目年减排量最多，占比25%，风电项目其次，占比24%。

CCER二级市场成交量持续升温，上海市场成交量最大。2015年以来，全国CCER年成交量基本呈上升趋势， 2018年出现小幅下跌主要是由于注册系统升级，各试点暂停CCER交易。2020年，全国CCER成交量同比增长39%至6270万吨，为历年来峰值。从试点交易量来看，截至2021年5月，上海CCER累计成交量领跑全国，达11862万吨，占全国累计成交量比重40%；广东CCER累计成交量5885万吨，占总成交量比重为20%。

CCER成交价明显上涨。2020年，上海碳市场CCER成交均价为20.35亿元/吨，同比增长 175.76%，其中长三角可履约 CCER 均价为 24.86 元/吨，同比增长 299.14%，CCER价格涨幅较大。CCER 价格持续上涨一方面是由于2017年以后停止签发新项目，仅靠存量项目支撑的可履约项目数逐年下降，导致交易价格上涨；另一方面则是由于2019年后上海试点CCER可抵消比例由1%提高到3%，CCER交易量明显增加。

CCER成交价普遍低于碳配额价格。2020年，上海碳市场CCER成交均价为20.35亿元/吨，较同时期碳配额价格（39.98元/吨）仍偏低。主要由于CCER市场尚不成熟，大部分为协议转让交易，价格透明度差；CCER市场没有内部交易机制，具有天然寄生性，只能依附于配额交易市场。

（三）配额交易：九省市试点，积累丰富经验

2011年，国家发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，确定了北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳七省市碳交易试点；2012年，《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》发布，我国的自愿减排项目机制确立。2013年起，七个碳排放权交易试点陆续投入运行，国内碳交易市场转变为以试点碳配额+核证减排量（CCER）交易的方式进行。

各试点交易机制灵活。各试点碳交易主要依据各地《碳排放权交易管理办法（试行）》进行，在覆盖行业、配额分配、惩罚机制及CCER抵消机制等规定上有所不同。从实行配额管理的行业来看，主要包括电力、交通、建筑等高排放行业，同时各省依据地方发展特点对纳入行业进行调整。各地配额分配主要以免费分配为主，根据不同行业特点采用基准法、历史强度法等确定配额分配数量。部分省份如深圳、上海、天津预留一定配额用于竞价发放。针对未足额清缴碳配额的企业，各试点确定了罚款及配额扣除两种惩罚机制，其中北京市罚款力度最大，对超额排放量处于市场均价3至5倍罚款；广东、天津、湖北、福建均要求在下一年度扣除双倍碳配额。

从碳交易量上来看，广东、湖北累计交易量排名靠前。截止2021年5月，我国各试点碳配额累计成交量达4.78亿吨，其中广东省累计成交量1.85亿吨，占全国总成交量比重39%；湖北省累计成交量0.98亿吨，占总成交量比重为20%。我国各碳试点中，只有广东在配额初始分配机制中采用免费+有偿分配方式，在一定程度上促进了碳市场交易。湖北省碳控排体系中覆盖行业范围最广，涉及电力、热力、钢铁、水泥、化工等 16 个行业，373家企业，同时对于违约企业惩罚措施较为严格，试点碳配额成交量较大。

从碳价波动情况上看，试点碳配额价格波动大，北京碳价最高。2013-2017年，各试点碳价基本呈下降趋势，2017年以后，北京、湖北、广东、重庆试点碳价有所回升，其中北京碳价在2020年达到峰值，为87.13元/吨，远高于试点平均碳价33.9元/吨。2020年以后，北京碳价迅速下降，与各试点价格差距有进一步缩小趋势。

我国碳配额价格远低于其他国际碳市场价格。从各试点5月份最新成交均价来看，目前我国碳配额价格在9-70元/吨价格范围内波动，其中福建碳价最低，为9.0元/吨，北京碳价最高，为65.8元/吨。而同期欧盟碳市场配额价格在50欧元/吨左右，是我国碳价的7-50倍；美国加州2020年碳均价为17.04美元/吨，为我国碳价的2-14倍。

从履约情况上看，各试点城市履约状况良好，全国性市场蓄势待发。我国不同的碳交易试点城市具有不同的未履约处罚方法，但从履约率上来看，除重庆外的6个试点城市的历史履约率均在96%，国内的碳市场履约机制较为完善。但值得关注的是，七个试点碳市场的流动性仍然很低，良好的价格机制尚未形成。这主要表现在总交易量在配额总量中的占比较低，换手率不到5%，每年履约期前一两个月交易量出现爆发式增长，其他月份交易冷清。因此，建设全国碳交易市场迫在眉睫，2021年开始，我国进入全国碳交易市场建设阶段。

（四）全国碳交易市场全面启航

2016年国家发改委发布《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》，明确全国碳市场第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等八大重点排放行业。2017年，国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，提出以发电行业为突破口率先启动全国碳排放交易体系，并于2020年确定纳入配额管理的发电企业名单及机组类别。

根据2021年1月，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，全国碳市场第一个履约周期正式启动。此次履约周期时间为2021年1月1日至12月31日，根据属于全国碳排放权交易市场覆盖行业、年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量两个原则，共纳入全国2225家发电企业，碳排放配额分配以免费分配为主。2021年5月生态环境部印发《碳排放权登记、交易、结算管理规则（试行）》，明确了登记、交易、结算等规则，全国碳交易市场版图已经明晰：

1、覆盖范围：以发电行业为突破口率先启动全国碳排放交易体系，第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等八大重点排放行业。第一个履约周期根据属于全国碳排放权交易市场覆盖行业、年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量两个原则，共纳入全国2225家发电企业，覆盖约40亿吨CO2排放，覆盖比例达到40%，将成为全球第一大碳交易市场。

2、分配方式与方法：碳排放配额分配以免费分配为主，可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。发电行业分配方法为基准值，分为300WM以上机组、300MW以下机组、非常规机组、燃气机组四类，供电基准值分别为0.877、0.979、1.146、0.392 tCO2/MWh，燃煤机组供热基准值为0.126 tCO2/MWh，燃气机组供热基准值为0.059 tCO2/MWh。

调节机制灵活：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，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。相关规定由生态环境部另行制定。用于抵销的国家核证自愿减排量，不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目。当交易价格出现异常波动触发调节保护机制时，生态环境部可以采取公开市场操作、调节国家核证自愿减排量使用方式等措施，进行必要的市场调节。

3、惩罚机制：重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的，由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正，处二万元以上三万元以下的罚款；逾期未改正的，对欠缴部分，由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门等量核减其下一年度碳排放配额。

（五）欧盟碳交易市场发展对中国的几点启示

对比中欧碳排放权交易市场建设状况，欧盟排放交易体系建于2005年，是目前全球最大的排放交易体系，占国际碳交易总量的四分之三以上。中国碳排放交易市场试点成功，正开展全国建设，中欧领土面积上二者相似，GDP总量相仿（2019年数据），也都存在着区域发展不均衡的问题，因此欧盟的碳交易体系建设经验对于我国有重要的参考意义。

1、完善碳金融体系，丰富碳金融产品。随着中国各试点碳市场的发展，北京、深圳、上海、广东等碳交易所也进行了碳金融产品方面的创新，但由于市场和监管的制约，试点碳金融产品的交易和使用并不活跃，碳金融产品的创新往往停留在首单效应。参照欧盟碳金融体系特点，我国应加强全国碳排放交易市场的流通性，增强碳金融产品的市场需求，同时相较于欧盟碳市场，试点碳市场的碳金融创新还处于萌芽状态，应继续探索成熟的碳期货产品。

2、设置必要调节机制，防范配额总量超额。欧盟碳市场的多项改革措施都致力于解决碳配额的供求失衡，直到市场稳定制度的公布，使市场的配额供求有了可观的把握，碳价也进入稳定上涨通道。因此，中国在全国碳市场建立时可以借鉴欧盟的相关配额储备制度，设置类似的柔性机制，实现配额总量适度从紧，确保碳价稳定在可观水平，促使企业从被动履约过渡到主动减排。

3、关注CCER，拓宽自愿减排项目渠道。中国已做出“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”的承诺。碳中和目标下，新能源项目将迎来高速发展，能源脱碳背景下，CCER将成为国内碳交易的热点。依据欧盟碳市场的实际运行经验，碳市场会采取限制措施避免过多的CCER对碳市场的冲击，立足国情，我国应尽快明确CCER规则。

中国碳市场预测及受益行业梳理

（一）中国碳市场的若干预测

2019年，欧盟27国温室气体排放总量为37.5亿吨CO2e，欧盟碳市场交易量为67.8亿吨二氧化碳，交易换手1.8次；交易额达到1689.7亿欧元，平均成交价格24.9欧元/吨，约为罚款（100欧元/吨）的1/4。

我们认为碳交易中的价格基本满足CCER价格＜碳配额交易价格≤减排成本＜罚款的经济规律。考虑到我国碳交易市场开启初期，惩罚机制较为温和，平均成交价格应该略高于当前试点市场，预测约为20-30元/吨；初期覆盖CO2排放量约为40亿吨，约为9个试点省市覆盖范围的3倍，2019年全国9个碳市场总交易量 1.31亿吨，预计全国碳交易市场初期年交易量约为4亿吨。因此，我们预计全国碳交易市场初期年成交额可达约100亿元。随着市场的完善、覆盖范围的增加，交易将越来越活跃，2030年全国碳交易市场交易或将达到1000亿以上规模。

（二）受益行业梳理

我们的投资策略是按照两条路径挖掘：

1、实现碳中和带来的行业增量：节能减排、碳吸收、新能源产业链条；

2、碳交易影响排放大户行业供需格局和价格，从而带来龙头集中效应。

1.节能减排：

降低单位GDP能耗促进合同能源管理快速发展。2020年，我国单位GDP能耗为0.57吨标准煤/万元，同比下降2.6%；同期，美国、法国、德国、日本、英国分别为0.27、0.19、0.19、0.19、0.14吨标准煤/万元。预计2030年、2060年我国单位GDP能耗分别降至0.36、0.15吨标准煤/万元。这将大力促进合同能源管理（EMC）的发展，2019年末，节能服务市场规模达到5222亿元，预计2030年市场规模将达到1.5万亿元。

南网能源：背靠南方电网，是一家专注综合能源业务的公司。公司从事的工业节能业务和综合资源利用业务涉及通过利用分布式光伏、余热余压、煤矿瓦斯、生物质及农光互补等新能源发电形式为客户提供节能减排服务或提升资源利用率。截至2020年12月31日，公司工业节能服务、综合资源利用等业务中在运营的发电项目共174个，总装机容量约1,196.37MW。2020年，营业收入20.09亿元，同比增长33.18%；利润总额4.73亿元，同比增长46.57%；归属于上市公司股东的净利润3.99亿元，同比增长44.29%；ROE为9.3%，净利率21.1%。

涪陵电力：背靠国家电网，主营电力供应业务、配电网节能业务。配电网节能业务主要是针对配电网节能降损提供节能改造和能效综合治理解决方案。主要包括配电网能效管理系统、多级联动与区域综合治理、配电网节能关键设备改造等。主要采用合同能源管理（简称EMC）模式，为用户提供节能诊断、改造等服务，并以节能效益分享等方式回收投资和获得合理利润。2020年，公司实现营业收入26.54亿元，同比增长1.2%；利润总额4.31亿元，同比增长3.5%；净利润4.01亿元。同比增长1.0%；ROE为19.8%，净利率15.1%。

2. 新能源产业链

“碳中和”确立新能源高增赛道。“双碳”背景下，我们测算2020-2025年，风电、光伏发电量CAGR分别为16%、20%；2020-2030年风电、光伏发电量CAGR分别为12%、17%；2020-2060年风电、光伏发电量CAGR分别为6%、8%，同期GDP年均复合增速预计为3.3%左右，新能源发电行业将成为确定的高增速行业。新能源发电的发展将带动发电运营商、发电设备、设计服务、工程EPC的高速发展。

技术持续进步，成本稳步下降。2010-2019年，我国陆上风电平均装机成本由1482美元/kW下降为1222美元/kW，下降18%；LCOE（平准化度电成本）由0.07美元/kWh下降至0.047美元/kWh，下降33%；大直径和大容量风机提升发电效率，主流风机单机容量不断提升，单瓦价格呈下降趋势。2010-2019年，我国光伏发电平均装机成本由3947美元/kW下降为794美元/kW，下降80%；LCOE（平准化度电成本）由0.301美元/kWh下降至0.054美元/kWh，下降82%；光伏电站造价将随电池转换效率提升而持续降低，CPIA在《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》中预测，2020-2030年，PERC P型单晶电池效率将从22.8%提升至24.1%，N型单晶异质结电池效率将从23.8%提升至25.9%；之电池转换效率提升，我国地面光伏系统初始全投资也将从2020年的3.99元/W降至2030年的3.15元/W。

新增项目带来稳定现金流，金融支持政策盘活存量应收账款。可再生能源发电补贴政策坚持以收定支原则，新增项目不新欠，带来稳定现金流；2021年3月，国家发展改革委等五部门联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》提出，各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款，并通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。以龙源电力为例，为了盘活存量资产，公司成功发行一期、二期ABS，分别募集人民币7.13、10.3亿元；通过保理等业务，2020年出表34.4亿元。随着新建平价/竞价机组的投产，ABS、保理、确权贷款等金融工具的利用，新能源运营商的现金流将迎来改善。

龙源电力：背靠国家能源集团，是一家以开发运营新能源为主的大型综合性发电集团，拥有风电、光伏、生物质、潮汐、地热和火电等电源项目，业务分布于国内32个省区市以及加拿大、南非、乌克兰等国家。截至2020年底，控股装机2468.1万千瓦，其中风电2230.3万千瓦，火电187.5万千瓦，光伏44.3万千瓦，地热、潮汐、生物质6万千瓦。自2015年以来，公司风电装机稳居世界第一，已成为世界第一大风电运营商。2020年，公司克服疫情影响，实现营收286.7亿元，同比增长4.1%；经营利润100.6亿元，同比增长1.1%；归母净利润47.3亿元，同比增长9.3%；ROE为8.6%，净利率为19.8%。

三峡能源：背靠三峡集团，主营业务为风电、光伏以及中小水电。截至2021年4月，该公司累计装机规模超过1600万千瓦，其中风电装机量为880万千瓦，光伏装机量约700万千瓦，中小水电装机量约22万千瓦。公司具有资金优势、技术优势、资源优势显著。

苏文电能：公司紧紧围绕电力服务，依托电力设计优势打造EPCO全产业链布局，逐步构建起集设计咨询（E）、设备服务（P）、安装建设（C）以及智能运维（O）为一体电能综合服务模式。“双碳”目标下新型电力系统建设，为相关行业发展提速，电力勘测设计及EPC企业正发展成为EPCO综合电力服务商，将是重要受益对象。2020年，公司营业收入13.7亿元，同比增长38.2%；利润总额2.8亿元，同比增长83.9%；归母净利2.4亿元，同比增长86.5%；ROE为39.8%，净利率为17.4%。

永福股份：公司为客户提供电力能源系统集成解决方案和服务，服务涵盖能源与电力工程投资、规划咨询、勘察设计、工程建设、软件开发、运维管理等电力全生命周期。2020年12月宁德时代新能源科技股份有限公司入股公司，将发挥联动效应，开展“光伏+储能”核心技术研发，提供具有竞争力的综合智慧能源系统集成和整体解决方案。2020年，公司营业收入9.8亿元，同比下降31.9%；利润总额0.6亿元，同比下降32.7%；归母净利0.5亿元，同比下降30.4%；ROE为5.0%，净利率为4.9%。

3. “负碳”科技—CCUS和BECCS

CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）是指将二氧化碳从排放源中分离后或直接加以利用或封存，是一项拥有“负碳”科技的碳吸收工业过程；BECCS是一项将生物质燃烧或转化过程中产生CO2进行捕集和封存，实现捕集的CO2与大气的长期隔离的碳吸收工程。据国际能源署报告，为实现净零碳排放，2018年到2060年间，全球需要CCSU解决1150亿吨的二氧化碳排放，到2030年，CCUS项目必须担负每年减缓15亿吨的排放量。目前，CCUS成本较高，典型的火电厂进行碳捕集成本大约在300-500元/吨，驱油封存成本约在120-800元/吨，咸水层封存的成本约为249元/吨。以华能集团上海石洞口项目为例，安装CCUS运行时的发电成本较之前提升0.24元/kwh。但预计随着全国示范项目的扩大，低成本、低能耗的CCUS技术体系和产业集群有望加速建成；此外，国家加大对电力和建筑行业捕碳、储碳环节的税收抵免也是另一个可行路径。

蓝晓科技：公司主营业务是研发、生产和销售吸附分离材料以及围绕吸附分离材料核心形成的应用工艺技术、配套系统装置、技术服务，为下游客户提供一体化的柔性解决方案。公司是行业内唯一提供“材料+设备”的整体解决方案供应商，产品广泛应用于湿法冶金、生物医药、食品加工、环保、化工、超纯化、水处理等领域，市场覆盖中国、美洲、欧洲、东南亚等区域。2020年，公司实现营业收入9.23亿元，同比下降8.82%；实现归属于上市公司股东的净利润2.02亿元，同比下降19.59%；ROE为14.9%，净利率为21.90%。