1、“碳中和”彰显大国担当

1.1 何为碳排放、碳达峰、碳中和？

（一）碳排放：碳排放一般指由于人类活动或者自然形成的温室气体（例如二氧化碳、 甲烷、氟利昂、氧化亚氮、臭氧、氢氟碳化物、全氟碳化物、六氟化硫等）的排放，温 室气体排放量一旦超出大气标准，便会造成温室效应，威胁人类生存。

中国已成为世界碳排放量第一大国。2019 年世界二氧化碳排放量为 341.7 亿吨，其中， 碳排放量前五的国家排放量占比 64.8%，依次为中国（28.8%）、美国（14.5%）、欧盟 27 国家（9.7%）、印度（7.3%）和俄罗斯（4.5%），中国进入 21 世纪以来，随着经济 的快速发展，二氧化碳排放量增长较快。

我国发电和供热行业碳排放占比较高。分部门而言，2017 年中国发电和供热行业所产生 的的碳排放占全国总排放量的 41.6%，制造业和建筑业占比 23.2%，工业生产过程产生 的温室气体排放占比 9.7%，此外，交通运输和农业部门的碳排放占比分别为 7.5%和 6.1%。与全球碳排放情况相比，我国在建筑、交通、农业部门碳排放占比明显偏低，而 工业部门占比较高。

（二）碳达峰：指在某一个时点，二氧化碳的排放达到峰值、不再继续增长，之后逐步 回落，是实现碳中和的前提（根据世界资源研究所，碳排放达峰并不单指在某一年达到 最大排放量，而是一个过程，即碳排放首先进入平台期并可能在一定范围内波动，然后 进入平稳下降阶段），中国承诺在 2030 年前实现碳达峰，“十四五”期间要完成碳达峰 任务的 60%。

（三）碳中和：指国家、企业、产品、活动或个人在一定时间内直接或间接产生的二氧 化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳 或温室气体排放量，从而实现碳排放正负抵消，达到相对“零排放”。中国目标在 2060 年前实现碳中和。

1.2 气候变化问题严峻，碳中和成为全球共同使命

伴随着全球工业化进程，温室效应加速凸显。基于大量研究，2013 年联合国发布的《国 际政府间气候变化专门委员会第五次评估报告》（IPCC-AR5）认为，气候敏感度在 1.5~4.5℃ 范围内（IPCC,2013）：即如果大气中的 CO2 相对于工业革命前浓度加倍，全球平均气 温会上升 1.5~4.5℃。随着全球工业化加速和全球气温攀升，温室效应带来的负面影响 包括 1）全球生态系统被严重破坏，冰川消融、海平面升高，部分陆地面临淹没危险；2） 极端天气频发对粮食安全形成巨大负面影响；3）人类健康受到更大威胁。在气候变化问题依旧严峻的形势下，碳中和成为全球共同使命，其中，中国“3060”承 诺彰显大国担当，是全球应对气候变化的重大进展。 2020 年 9 月 22 日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出“中国将提高国家自主贡 献力度，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。”

1.3 碳中和债券发行，碳减排企业融资成本望下降

相较于其他普通绿色债券而言，碳中和债的资金用途更为聚焦，主要用于碳减排领域。 在“碳达峰、碳中和”目标下，聚焦碳减排的碳中和债券应运而生。《证券日报》统计显 示，自 2 月 7 日以来截至 3 月 16 日，债券市场中共发行了 21 只碳中和债券(类型包括 中期票据、公司债、资产支持证券)，合计发行规模达 235.5 亿元，预计未来碳中和债 券的发行规模将继续扩大。这是全球范围内首次以“碳中和”命名的贴标绿色债券产品， 碳中和债是我国债券市场的一次创新，是对低碳产业和低碳项目建设的重要资金补充， 为实现碳中和目标开辟了一个新的筹资渠道。

碳中和债具有周期长、利率低、专属性强、信誉度高等特点，可以有效解决低碳项目的 收益低、融资难、成本高等问题制约，有助于节省绿色低碳项目融资成本，促进新能源 环卫装备、生物质发电、垃圾焚烧发电、节能减排、资源循环利用等低碳产业加快发展。

2、碳交易市场扬帆起航

2.1 国内外碳排放交易体系概况

截至 2020 年，全球碳排放交易体系所覆盖的温室气量排放量仅占全球碳排放总量的 9%。 目前四大洲已有 21 个碳排放交易体系正在运行，22 个正在建设或探讨中。根据路孚特 对全球交易量和碳价格的评估，2019 年全球碳市场总价值增长了 34%，达到 1940 亿欧 元（折合约 1.5 万亿人民币）。

我国碳市场建设经历三个阶段： 以清洁发展机制（CDM）为基础的项目交易市场（2011 年以前）。发达国家 与发展中国家进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实 施温室气体减排项目。试点碳交易市场（2011-2020 年）。2011 年，国家发改委确定北京、天津、 上海、广东、深圳、湖北、重庆开展碳排放权交易试点。2012 年，7 试点省市 研究编制试点方案，开展各项基础准备工作； 全国碳排放权交易市场（2021 年开始）。2021 年元旦起，全国碳市场第一个 履约周期正式启动，电力行业被首批纳入，2225 家发电企业（主要为年排放 量达到 2.6 万吨二氧化碳当量的高耗能企业）将分到碳排放配额，未来覆盖行 业将逐步扩大至发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和民航八大 行业。2021 年 6 月底前将上线的全国碳排放权交易市场将主要包括两个部分： 交易中心将落地上海，碳配额登记系统设在湖北武汉。

碳排放权交易市场分为碳配额（强制性）+CCER（自愿减排）两类基础产品，以配额 市场为主，CCER 作为重要补充，抵消比例在 5%-10%。一类为政策制定者初始分配 给控排企业的减排量（即配额）；另外一类就是 CCER，即通过实施项目削减温室气体而 获得的减排凭证，目前国内 CCER 市场尚未开放交易。为避免对碳配额市场造成冲击， 国内各试点地区的 CCER 抵消量占企业实际碳排放量的比例规定在 5%-10%范围。

全国碳市场建设加速，法规争取今年出台。2021 年 3 月 25 日，国务院发布关于落实《政 府工作报告》重点工作分工的意见。制定 2030 年前碳排放达峰行动方案，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，提升生态系统碳汇能力。实施金融支持绿色低碳发展专 项政策，设立碳减排支持工具。“十四五”是中国实现碳达峰、碳中和的关键时期。碳交 易市场经过十年区域试点，四年多全国市场筹备，相关法规有望今年出台，进行最后一 公里的冲刺。

碳交易流程包括排放数据报告、第三方核查（MRV）、配额分配、配额交易、履约清算 四个环节。根据我国《国家温室气体清单》，排放数据需报告的气体为 CO2、CH4、N2O 三种；第三方核查是具有核查权利的第三方机构通过一定的程序，对排放单位历史温室 气体排放量进行客观的计量核查，我国第三方核查机构要对企业出具的碳排放报告进行 核查确保其准确性；配额可根据“历史法”和“基准法”进行分配，我国配额分配方式 在起步阶段以免费配额为主，在合适的时间引入有偿分配并逐步提高占比，有偿分配的 收益会投入到国家节能减排等相关项目的建设中。目前我国各个试点在配额分配的方式 各有不同。

2019 年，全国 9 个碳市场总交易量 1.31 亿吨。其中，广东成交量最高，其次是上海、 深圳；配额均价主要与各地碳排放配额稀缺性有关，北京碳交易所配额均价最高，价格 区间 40-100 元/吨，其次为上海，均价在 40 元/吨上下波动。

已获得减排量备案的 CCER 项目合计减排量近 5300 万吨。2017 年 3 月 14 日起，国家 发改委暂缓受理 CCER 备案申请。截至目前，CCER 审定项目累计 2856 个，备案项目 1047 个，获得减排量的备案项目公示 254 个，合计备案减排量 5283 万吨 CO2e。

2.2 从 CDM 到 CCER：差异与共性

清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》引入的灵活履约机制之一，也是目前唯一得到 国际公认的碳交易机制，核心内容是允许其缔约方（发达国家）与非缔约方（发展中国 家）进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实施温室气体减排项 目。

CCER 是 CDM 在国内的延续，二者相似度高。作为项目级减排量交易机制，CDM 的设 计思路一定程度上在我国 CCER 市场中得以延续，二者在方法学规则、项目开发流程等 方面有诸多相似之处。例如，不同行业需应用不同的核算方法，截至目前，国内已公布 的 200 个 CCER 备案方法学中，有 173 个是从 CDM 方法学转化而来，几乎涵盖了所有 CDM 方法学涉及的范围，新开发方法学仅 27 个。

CDM 与 CCER 主要差异：

CDM 的范围是国际市场，由清洁发展机制执行理事会（CDM-EB）管理和签发， 而 CCER 是国内市场，并且是碳配额市场的补充（各试点地区规定，通过 CCER 完成减排任务的比例在 5%-10%），由我国生态环境部应对气候变化司（原为 国家发改委）管理和签发。

CDM 流程更为复杂。CCER 流程包括第三方机构审定、批准备案、减排量签发 等环节，而 CDM 双边项目涉及减排国家认定，需获各国主管部门的批准函。

CDM 相较于 CCER 成本更高。CDM 比 CCER 多两方面费用，一方面是在 EB 注册项目的费用，对预计年减排量 1.5 万吨以上的项目收取每吨 0.1~0.2 美元 的费用，最高 35 万美元封顶；另一方面是向项目所属国家政府缴纳的管理费 用，约占项目转让额的 30%~60%，此外，由于 CDM 项目涉及国际沟通和信 息不透明，项目开发过程中很多环节仅靠项目业主无法完成，各环节成本相对 更高。

受益碳市场建设加速，国内 CCER 市场有望今年开放交易。从 2017 年 3 月开始，国家 发改委发布暂缓 CCER 受理备案的公告，待温室气体自愿减排交易制度及碳市场进一步 完善和规范后将再次开放。目前国内 CCER 市场仍尚未开放，但受益于政策频出推动碳 市场建设加速，生态环境部（2018 年后碳排放权交易主管部门）部长黄润秋提出要确保 今年 6 月底前启动碳市场上线交易，根据过去的经验推断，CCER 交易一般在碳配额交 易正式上线后半年左右启动，国内 CCER 市场有望今年开放交易。

3、垃圾焚烧：度电 CCER 收入2.4 分钱，未来有望贡献业绩

垃圾焚烧碳减排原理：与传统的卫生填埋垃圾处理方式相比，生活垃圾焚烧处理方式不 仅减少了垃圾填埋缓慢降解过程中甲烷和二氧化碳的排放，而且在焚烧处理过程中通过 能源化利用，起到替代化石燃料的作用，具有双重减排效果。

国内垃圾焚烧项目曾参与 CDM 交易获得额外收入，未来 CCER 有望贡献业绩增量。垃 圾焚烧发电是 CDM 九大项目类型之一，符合条件的焚烧项目可申请为 CDM 项目，获取 碳减排收入。此前国内部分垃圾焚烧公司已参与联合国 CDM 交易并获得额外收入，例如 2013 年河北建投灵峰垃圾焚烧发电项目投入运营后，年碳减排量 14 万多吨，每年碳减 排收益 70 多万元，预计未来 CCER 市场建成开放后有望贡献垃圾焚烧公司业绩增量。

“碳中和”加速焚烧替代填埋。焚烧替代填埋确定性、经济性强，而根据国家统计局数 据，我国 2019 年生活垃圾焚烧处理率仅 50.3%，“碳达峰碳中和”政策将加快垃圾焚烧 招投标进度。

项目碳减排量=基准线排放量-项目排放量-泄漏量 其中基准线排放量是指不应用垃圾焚烧项目的情况下，对应垃圾填埋场产生甲烷量对应 的二氧化碳当量+垃圾焚烧项目所替代的电力和热能的基准线排放，项目排放量指垃圾 焚烧项目产生的所有碳排放量，泄漏量主要为焚烧炉中残余垃圾中包含的残余碳量，由 此计算出垃圾焚烧项目所带来的碳减排当量，目前多数垃圾焚烧项目应用已备案的自愿 减排方法学 CM-072-V01“多选垃圾处理方式”（第一版）。

根据《垃圾焚烧发电项目温室气体减排计算方法应用研究》中的案例分析，假设某垃圾 焚烧项目一期规模 1000t/d，年处理垃圾量 33 万吨，假设垃圾含水率 50%，辅助燃料 天然气消耗量 23.1 万 m /年，年均上网电量 116280MWh，在一定参数假设下，测算 得：垃圾焚烧发电公司有望通过参与 CCER 获得附加收入。根据中国温室气体自愿减排项目 监测报告披露的信息，我们选取 6 个具有代表性的垃圾焚烧发电项目计算度电碳减排量， 作为行业平均度电碳减排量的估算参数。测算得垃圾焚烧项目度电碳减排量约为 0.8kg。CCER 经济性核算如下：

核心假设：

（1） 项目生命周期：第 1-2 年为建设期；第 3-5 年处于产能爬坡阶段，且免征所得税； 第 6-8 年所得税减半（为 12.5%）；第 9-17 年所得税“三免三减半”政策过期（恢 复 25%所得税率）。

（2） 投资：按照行业平均单吨投资 40-50 万元/吨计算，1000 吨/日垃圾焚烧项目建 设投资4.5亿元，其中设备及安装费用占比45%，建筑工程及其他费用占比55%。 假设资金结构中 30%为自有资金，70%为成本 4.5%的债务融资。特许经营期 30 年，其中项目建设期 2 年，运营期 28 年。

（3） 营收：营收由垃圾处理费+焚烧发电两部分构成，①垃圾处理费收入：假设每年 检修时间 1 个月，每年运营 330 日，年处理垃圾量为 33 万吨，假设垃圾处理费 为 80 元/吨，增值税 17%，增值税退税比例 70%。②焚烧发电收入：生活垃圾 280 度/吨以内的标杆电价为 0.65 元/度，超过 280 度/吨的按照当地燃煤电价计 算（估算行业平均为 0.37 元/度），假设该项目吨发电量为 365 度，厂用电率 15%， 增值税 100%返还。③补贴：估算行业平均当地燃煤电价为 0.37 元/度，省补为 0.1 元/度，国补为 0.18 元/度。

（4） 成本及费用：①折旧：按照平均年限法，设备折旧年限假设为 15 年，土建及其 他折旧年限为 25 年，残值率 5%。②日常经营及检修成本：假设吨垃圾运营检 修费用 69 元，年费用 2275 万元。③财务费用：项目资金 70%为银行贷款，长 期贷款利率 4.5%，贷款年限 30 年，采用等额本息的方式，测算得每年财务费 用 878.2 万元。④管理及销售费用：假设管理及销售费率占总收入比例为 8%。

（5） 税金：①增值税率 17%，垃圾处理费即征即返 70%、焚烧发电即征即返 100%； ②企业所得税 25%，垃圾发电企业“三免三减半”。

（6） CCER 附加收入：假设碳价为 30 元/tCO2e。 经测算，垃圾焚烧项目每度电 CCER 收入约 2.4 分钱，收入弹性 3.1%-3.9%，利润 弹性 8.8%-10.2%，CCER 使 IRR 提升 0.5pct。实施补贴新政的情况下，典型 1000 吨/日项目全生命周期 IRR 为 8.1%，获得 CCER 收入后 IRR 提升 0.5pct。

4、新能源环卫：政策+成本拐点，渗透率加速提升

4.1 政策驱动，新能源环卫车望加速渗透

机械化清扫率距离发达国家仍有差距，环卫机械化仍有提升空间。新加坡、美国、日本 机械化清扫率接近 100%，而 2017 年底我国城市/县城机械化分别为 65%/57%，差距 明显。随着老龄化以及清扫意愿的下降，机械化替代人力清扫有望持续。

政策驱动&碳中和背景下能源替代重要性凸显，新能源装备比例将上升。碳中和背景下， 因新能源环卫车污染少、能量转换高、可靠性较高等优点，政策大力推动环卫装备电动 化。根据《低碳交通电动汽车碳减排潜力及其影响因素分析》中不同类型电池情景下的碳排放量与碳减排潜力分析，电动车的能源利用效率较传统燃油汽车高出 46%以上，纯 电动汽车碳减排水平在 70%左右比例。近年涉及新能源环卫车的政策分成分为规划类 和补贴类来看。

政策类：

国家层面发布的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》，明确 2021 年起部分地区公共领域新增或更新车辆中新能源汽车比例不低于 80%；《打 赢蓝天保卫战三年行动计划》中提出加快推进城市建成区新增和更新的环卫等 六类车辆使用新能源或清洁能源汽车，重点区域使用比例达到 80%。

各地方政府也陆续发布相关政策，可以划分为两个梯队：长三角地区的上海、 浙江、福建、安徽以及天津市等在规划中明确给出 80%的高比例，属第一梯队； 海南省 2025 目标为 60%的比例，黑龙江、陕西、内蒙等地规划年份稍早，目 标为 30%的比例，属第二梯队。

补贴类：

新能源环卫车经销售可享有车辆购臵税免征优惠和购臵补贴，2020 年 4 月发 布的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》明确，公共交通领 域的城市公交、道路客运、出租、环卫、城市物流配送等符合要求的车辆，2020 年补贴标准不退坡，2021-2022 年补贴标准分别在上一年基础上退坡 10%、 20%，补贴政策的调整显示对新能源专项车的支持力度。

政策驱动新能源环卫车采购量增长明显，但渗透率仍低。2019 年我国新能源环卫车销量 为 2295 辆，同比增长 137.1%。在各大城市大力推广新能源汽车政策下，作为城市服务 用的环卫车，其新能源化进程也会逐步加快。新能源产品在环卫产品市场所占比重有所 增长（占比 3.42%，同比上升约 2%），但新能源环卫车新增销量的渗透率仍然较低。

4.2 全生命周期成本优势渐显，供给端迎拐点

全生命周期成本优势渐显，供给端迎拐点。与传统能源车相比，新能源汽车的购臵成本 较高，由于环卫车行业售价差异较大，根据中国政府采购网公布的采购信息，选取较为 有代表性的参数进行全生命周期成本测算，分析传统环卫车和新能源环卫车全周期成本。

在第 7 年纯电动环卫车的成本开始低于柴油环卫车。纯电动环卫车 8 年全生命周期成本 比柴油环卫车低 14 万元，新能源环卫车的经济优势凸显。

相比传统环卫车，新能源环卫车在运营端节约的成本足以在其生命周期内覆盖购臵端较 传统燃油环卫车的高额支出。同时新能源环卫车具备零排放，在行驶和作业时噪声小， 维护保养方便等优点。

电池成本望进一步下降，电动环卫车经济性望凸显。新能源环卫车价格是同类型传统环 卫车的 2-4 倍，主要原因是底盘成本较高。剖析传统环卫车与新能源环卫车成本占比， 发现新能源环卫车底盘占其总成本 75%。新能源环卫车底盘均价大约 50 万元，是传统 环卫车底盘的 3 倍，而其中电池系统占比 33%，是高成本的核心原因。

随着动力电池 原材料磷酸铁锂材料价格走低、电池设计工艺优化、动力电池产能持续加码，电池成本 望进一步下降，继而将进一步降低电动环卫车购臵成本与全生命周期成本，新能源环卫 车的经济优势加大，助力新能源汽车市场扩大。

4.3 新能源升级需求旺盛，市场潜力大

对新能源环卫车市场空间进行测算。参考国家及部分省市提出的新能源升级目标，我们 认为未来几年新能源升级将主要集中在城市建成区。城市环卫车的总需求来源于新增清 扫车需求（由于清扫面积增大、机械化率提高）、新增转运车需求（由于垃圾清运量增加） 和旧车报废后的替换需求之和。当前三个梯队的城市新能源替换进程比例在 6%-30%区 间内，考虑到当前市场的实际情况，我们假设 2020 年平均替代比例为 6%，逐年上升 5%。考虑到动力电池价格仍有下降空间，假设环卫电动车单价逐年下降 5%，2020 年 以盈峰环境综合车型单价 97.1 万元/辆的均价测算，2020-2025 年市场规模将分别达到 39.4/ 69.5/109.5/159.7/218.6/288.8 亿元。1、“碳中和”彰显大国担当

1.1 何为碳排放、碳达峰、碳中和？

（一）碳排放：碳排放一般指由于人类活动或者自然形成的温室气体（例如二氧化碳、 甲烷、氟利昂、氧化亚氮、臭氧、氢氟碳化物、全氟碳化物、六氟化硫等）的排放，温 室气体排放量一旦超出大气标准，便会造成温室效应，威胁人类生存。

中国已成为世界碳排放量第一大国。2019 年世界二氧化碳排放量为 341.7 亿吨，其中， 碳排放量前五的国家排放量占比 64.8%，依次为中国（28.8%）、美国（14.5%）、欧盟 27 国家（9.7%）、印度（7.3%）和俄罗斯（4.5%），中国进入 21 世纪以来，随着经济 的快速发展，二氧化碳排放量增长较快。

我国发电和供热行业碳排放占比较高。分部门而言，2017 年中国发电和供热行业所产生 的的碳排放占全国总排放量的 41.6%，制造业和建筑业占比 23.2%，工业生产过程产生 的温室气体排放占比 9.7%，此外，交通运输和农业部门的碳排放占比分别为 7.5%和 6.1%。与全球碳排放情况相比，我国在建筑、交通、农业部门碳排放占比明显偏低，而 工业部门占比较高。

（二）碳达峰：指在某一个时点，二氧化碳的排放达到峰值、不再继续增长，之后逐步 回落，是实现碳中和的前提（根据世界资源研究所，碳排放达峰并不单指在某一年达到 最大排放量，而是一个过程，即碳排放首先进入平台期并可能在一定范围内波动，然后 进入平稳下降阶段），中国承诺在 2030 年前实现碳达峰，“十四五”期间要完成碳达峰 任务的 60%。

（三）碳中和：指国家、企业、产品、活动或个人在一定时间内直接或间接产生的二氧 化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳 或温室气体排放量，从而实现碳排放正负抵消，达到相对“零排放”。中国目标在 2060 年前实现碳中和。

1.2 气候变化问题严峻，碳中和成为全球共同使命

伴随着全球工业化进程，温室效应加速凸显。基于大量研究，2013 年联合国发布的《国 际政府间气候变化专门委员会第五次评估报告》（IPCC-AR5）认为，气候敏感度在 1.5~4.5℃ 范围内（IPCC,2013）：即如果大气中的 CO2 相对于工业革命前浓度加倍，全球平均气 温会上升 1.5~4.5℃。随着全球工业化加速和全球气温攀升，温室效应带来的负面影响 包括 1）全球生态系统被严重破坏，冰川消融、海平面升高，部分陆地面临淹没危险；2） 极端天气频发对粮食安全形成巨大负面影响；3）人类健康受到更大威胁。在气候变化问题依旧严峻的形势下，碳中和成为全球共同使命，其中，中国“3060”承 诺彰显大国担当，是全球应对气候变化的重大进展。 2020 年 9 月 22 日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出“中国将提高国家自主贡 献力度，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。”

1.3 碳中和债券发行，碳减排企业融资成本望下降

相较于其他普通绿色债券而言，碳中和债的资金用途更为聚焦，主要用于碳减排领域。 在“碳达峰、碳中和”目标下，聚焦碳减排的碳中和债券应运而生。《证券日报》统计显 示，自 2 月 7 日以来截至 3 月 16 日，债券市场中共发行了 21 只碳中和债券(类型包括 中期票据、公司债、资产支持证券)，合计发行规模达 235.5 亿元，预计未来碳中和债 券的发行规模将继续扩大。这是全球范围内首次以“碳中和”命名的贴标绿色债券产品， 碳中和债是我国债券市场的一次创新，是对低碳产业和低碳项目建设的重要资金补充， 为实现碳中和目标开辟了一个新的筹资渠道。

碳中和债具有周期长、利率低、专属性强、信誉度高等特点，可以有效解决低碳项目的 收益低、融资难、成本高等问题制约，有助于节省绿色低碳项目融资成本，促进新能源 环卫装备、生物质发电、垃圾焚烧发电、节能减排、资源循环利用等低碳产业加快发展。

2、碳交易市场扬帆起航

2.1 国内外碳排放交易体系概况

截至 2020 年，全球碳排放交易体系所覆盖的温室气量排放量仅占全球碳排放总量的 9%。 目前四大洲已有 21 个碳排放交易体系正在运行，22 个正在建设或探讨中。根据路孚特 对全球交易量和碳价格的评估，2019 年全球碳市场总价值增长了 34%，达到 1940 亿欧 元（折合约 1.5 万亿人民币）。

我国碳市场建设经历三个阶段： 以清洁发展机制（CDM）为基础的项目交易市场（2011 年以前）。发达国家 与发展中国家进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实 施温室气体减排项目。试点碳交易市场（2011-2020 年）。2011 年，国家发改委确定北京、天津、 上海、广东、深圳、湖北、重庆开展碳排放权交易试点。2012 年，7 试点省市 研究编制试点方案，开展各项基础准备工作； 全国碳排放权交易市场（2021 年开始）。2021 年元旦起，全国碳市场第一个 履约周期正式启动，电力行业被首批纳入，2225 家发电企业（主要为年排放 量达到 2.6 万吨二氧化碳当量的高耗能企业）将分到碳排放配额，未来覆盖行 业将逐步扩大至发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和民航八大 行业。2021 年 6 月底前将上线的全国碳排放权交易市场将主要包括两个部分： 交易中心将落地上海，碳配额登记系统设在湖北武汉。

碳排放权交易市场分为碳配额（强制性）+CCER（自愿减排）两类基础产品，以配额 市场为主，CCER 作为重要补充，抵消比例在 5%-10%。一类为政策制定者初始分配 给控排企业的减排量（即配额）；另外一类就是 CCER，即通过实施项目削减温室气体而 获得的减排凭证，目前国内 CCER 市场尚未开放交易。为避免对碳配额市场造成冲击， 国内各试点地区的 CCER 抵消量占企业实际碳排放量的比例规定在 5%-10%范围。

全国碳市场建设加速，法规争取今年出台。2021 年 3 月 25 日，国务院发布关于落实《政 府工作报告》重点工作分工的意见。制定 2030 年前碳排放达峰行动方案，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，提升生态系统碳汇能力。实施金融支持绿色低碳发展专 项政策，设立碳减排支持工具。“十四五”是中国实现碳达峰、碳中和的关键时期。碳交 易市场经过十年区域试点，四年多全国市场筹备，相关法规有望今年出台，进行最后一 公里的冲刺。

碳交易流程包括排放数据报告、第三方核查（MRV）、配额分配、配额交易、履约清算 四个环节。根据我国《国家温室气体清单》，排放数据需报告的气体为 CO2、CH4、N2O 三种；第三方核查是具有核查权利的第三方机构通过一定的程序，对排放单位历史温室 气体排放量进行客观的计量核查，我国第三方核查机构要对企业出具的碳排放报告进行 核查确保其准确性；配额可根据“历史法”和“基准法”进行分配，我国配额分配方式 在起步阶段以免费配额为主，在合适的时间引入有偿分配并逐步提高占比，有偿分配的 收益会投入到国家节能减排等相关项目的建设中。目前我国各个试点在配额分配的方式 各有不同。

2019 年，全国 9 个碳市场总交易量 1.31 亿吨。其中，广东成交量最高，其次是上海、 深圳；配额均价主要与各地碳排放配额稀缺性有关，北京碳交易所配额均价最高，价格 区间 40-100 元/吨，其次为上海，均价在 40 元/吨上下波动。

已获得减排量备案的 CCER 项目合计减排量近 5300 万吨。2017 年 3 月 14 日起，国家 发改委暂缓受理 CCER 备案申请。截至目前，CCER 审定项目累计 2856 个，备案项目 1047 个，获得减排量的备案项目公示 254 个，合计备案减排量 5283 万吨 CO2e。

2.2 从 CDM 到 CCER：差异与共性

清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》引入的灵活履约机制之一，也是目前唯一得到 国际公认的碳交易机制，核心内容是允许其缔约方（发达国家）与非缔约方（发展中国 家）进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实施温室气体减排项 目。

CCER 是 CDM 在国内的延续，二者相似度高。作为项目级减排量交易机制，CDM 的设 计思路一定程度上在我国 CCER 市场中得以延续，二者在方法学规则、项目开发流程等 方面有诸多相似之处。例如，不同行业需应用不同的核算方法，截至目前，国内已公布 的 200 个 CCER 备案方法学中，有 173 个是从 CDM 方法学转化而来，几乎涵盖了所有 CDM 方法学涉及的范围，新开发方法学仅 27 个。

CDM 与 CCER 主要差异：

CDM 的范围是国际市场，由清洁发展机制执行理事会（CDM-EB）管理和签发， 而 CCER 是国内市场，并且是碳配额市场的补充（各试点地区规定，通过 CCER 完成减排任务的比例在 5%-10%），由我国生态环境部应对气候变化司（原为 国家发改委）管理和签发。

CDM 流程更为复杂。CCER 流程包括第三方机构审定、批准备案、减排量签发 等环节，而 CDM 双边项目涉及减排国家认定，需获各国主管部门的批准函。

CDM 相较于 CCER 成本更高。CDM 比 CCER 多两方面费用，一方面是在 EB 注册项目的费用，对预计年减排量 1.5 万吨以上的项目收取每吨 0.1~0.2 美元 的费用，最高 35 万美元封顶；另一方面是向项目所属国家政府缴纳的管理费 用，约占项目转让额的 30%~60%，此外，由于 CDM 项目涉及国际沟通和信 息不透明，项目开发过程中很多环节仅靠项目业主无法完成，各环节成本相对 更高。

受益碳市场建设加速，国内 CCER 市场有望今年开放交易。从 2017 年 3 月开始，国家 发改委发布暂缓 CCER 受理备案的公告，待温室气体自愿减排交易制度及碳市场进一步 完善和规范后将再次开放。目前国内 CCER 市场仍尚未开放，但受益于政策频出推动碳 市场建设加速，生态环境部（2018 年后碳排放权交易主管部门）部长黄润秋提出要确保 今年 6 月底前启动碳市场上线交易，根据过去的经验推断，CCER 交易一般在碳配额交 易正式上线后半年左右启动，国内 CCER 市场有望今年开放交易。

3、垃圾焚烧：度电 CCER 收入2.4 分钱，未来有望贡献业绩

垃圾焚烧碳减排原理：与传统的卫生填埋垃圾处理方式相比，生活垃圾焚烧处理方式不 仅减少了垃圾填埋缓慢降解过程中甲烷和二氧化碳的排放，而且在焚烧处理过程中通过 能源化利用，起到替代化石燃料的作用，具有双重减排效果。

国内垃圾焚烧项目曾参与 CDM 交易获得额外收入，未来 CCER 有望贡献业绩增量。垃 圾焚烧发电是 CDM 九大项目类型之一，符合条件的焚烧项目可申请为 CDM 项目，获取 碳减排收入。此前国内部分垃圾焚烧公司已参与联合国 CDM 交易并获得额外收入，例如 2013 年河北建投灵峰垃圾焚烧发电项目投入运营后，年碳减排量 14 万多吨，每年碳减 排收益 70 多万元，预计未来 CCER 市场建成开放后有望贡献垃圾焚烧公司业绩增量。

“碳中和”加速焚烧替代填埋。焚烧替代填埋确定性、经济性强，而根据国家统计局数 据，我国 2019 年生活垃圾焚烧处理率仅 50.3%，“碳达峰碳中和”政策将加快垃圾焚烧 招投标进度。

项目碳减排量=基准线排放量-项目排放量-泄漏量 其中基准线排放量是指不应用垃圾焚烧项目的情况下，对应垃圾填埋场产生甲烷量对应 的二氧化碳当量+垃圾焚烧项目所替代的电力和热能的基准线排放，项目排放量指垃圾 焚烧项目产生的所有碳排放量，泄漏量主要为焚烧炉中残余垃圾中包含的残余碳量，由 此计算出垃圾焚烧项目所带来的碳减排当量，目前多数垃圾焚烧项目应用已备案的自愿 减排方法学 CM-072-V01“多选垃圾处理方式”（第一版）。

根据《垃圾焚烧发电项目温室气体减排计算方法应用研究》中的案例分析，假设某垃圾 焚烧项目一期规模 1000t/d，年处理垃圾量 33 万吨，假设垃圾含水率 50%，辅助燃料 天然气消耗量 23.1 万 m /年，年均上网电量 116280MWh，在一定参数假设下，测算 得：垃圾焚烧发电公司有望通过参与 CCER 获得附加收入。根据中国温室气体自愿减排项目 监测报告披露的信息，我们选取 6 个具有代表性的垃圾焚烧发电项目计算度电碳减排量， 作为行业平均度电碳减排量的估算参数。测算得垃圾焚烧项目度电碳减排量约为 0.8kg。CCER 经济性核算如下：

核心假设：

（1） 项目生命周期：第 1-2 年为建设期；第 3-5 年处于产能爬坡阶段，且免征所得税； 第 6-8 年所得税减半（为 12.5%）；第 9-17 年所得税“三免三减半”政策过期（恢 复 25%所得税率）。

（2） 投资：按照行业平均单吨投资 40-50 万元/吨计算，1000 吨/日垃圾焚烧项目建 设投资4.5亿元，其中设备及安装费用占比45%，建筑工程及其他费用占比55%。 假设资金结构中 30%为自有资金，70%为成本 4.5%的债务融资。特许经营期 30 年，其中项目建设期 2 年，运营期 28 年。

（3） 营收：营收由垃圾处理费+焚烧发电两部分构成，①垃圾处理费收入：假设每年 检修时间 1 个月，每年运营 330 日，年处理垃圾量为 33 万吨，假设垃圾处理费 为 80 元/吨，增值税 17%，增值税退税比例 70%。②焚烧发电收入：生活垃圾 280 度/吨以内的标杆电价为 0.65 元/度，超过 280 度/吨的按照当地燃煤电价计 算（估算行业平均为 0.37 元/度），假设该项目吨发电量为 365 度，厂用电率 15%， 增值税 100%返还。③补贴：估算行业平均当地燃煤电价为 0.37 元/度，省补为 0.1 元/度，国补为 0.18 元/度。

（4） 成本及费用：①折旧：按照平均年限法，设备折旧年限假设为 15 年，土建及其 他折旧年限为 25 年，残值率 5%。②日常经营及检修成本：假设吨垃圾运营检 修费用 69 元，年费用 2275 万元。③财务费用：项目资金 70%为银行贷款，长 期贷款利率 4.5%，贷款年限 30 年，采用等额本息的方式，测算得每年财务费 用 878.2 万元。④管理及销售费用：假设管理及销售费率占总收入比例为 8%。

（5） 税金：①增值税率 17%，垃圾处理费即征即返 70%、焚烧发电即征即返 100%； ②企业所得税 25%，垃圾发电企业“三免三减半”。

（6） CCER 附加收入：假设碳价为 30 元/tCO2e。 经测算，垃圾焚烧项目每度电 CCER 收入约 2.4 分钱，收入弹性 3.1%-3.9%，利润 弹性 8.8%-10.2%，CCER 使 IRR 提升 0.5pct。实施补贴新政的情况下，典型 1000 吨/日项目全生命周期 IRR 为 8.1%，获得 CCER 收入后 IRR 提升 0.5pct。

4、新能源环卫：政策+成本拐点，渗透率加速提升

4.1 政策驱动，新能源环卫车望加速渗透

机械化清扫率距离发达国家仍有差距，环卫机械化仍有提升空间。新加坡、美国、日本 机械化清扫率接近 100%，而 2017 年底我国城市/县城机械化分别为 65%/57%，差距 明显。随着老龄化以及清扫意愿的下降，机械化替代人力清扫有望持续。

政策驱动&碳中和背景下能源替代重要性凸显，新能源装备比例将上升。碳中和背景下， 因新能源环卫车污染少、能量转换高、可靠性较高等优点，政策大力推动环卫装备电动 化。根据《低碳交通电动汽车碳减排潜力及其影响因素分析》中不同类型电池情景下的碳排放量与碳减排潜力分析，电动车的能源利用效率较传统燃油汽车高出 46%以上，纯 电动汽车碳减排水平在 70%左右比例。近年涉及新能源环卫车的政策分成分为规划类 和补贴类来看。

政策类：

国家层面发布的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》，明确 2021 年起部分地区公共领域新增或更新车辆中新能源汽车比例不低于 80%；《打 赢蓝天保卫战三年行动计划》中提出加快推进城市建成区新增和更新的环卫等 六类车辆使用新能源或清洁能源汽车，重点区域使用比例达到 80%。

各地方政府也陆续发布相关政策，可以划分为两个梯队：长三角地区的上海、 浙江、福建、安徽以及天津市等在规划中明确给出 80%的高比例，属第一梯队； 海南省 2025 目标为 60%的比例，黑龙江、陕西、内蒙等地规划年份稍早，目 标为 30%的比例，属第二梯队。

补贴类：

新能源环卫车经销售可享有车辆购臵税免征优惠和购臵补贴，2020 年 4 月发 布的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》明确，公共交通领 域的城市公交、道路客运、出租、环卫、城市物流配送等符合要求的车辆，2020 年补贴标准不退坡，2021-2022 年补贴标准分别在上一年基础上退坡 10%、 20%，补贴政策的调整显示对新能源专项车的支持力度。

政策驱动新能源环卫车采购量增长明显，但渗透率仍低。2019 年我国新能源环卫车销量 为 2295 辆，同比增长 137.1%。在各大城市大力推广新能源汽车政策下，作为城市服务 用的环卫车，其新能源化进程也会逐步加快。新能源产品在环卫产品市场所占比重有所 增长（占比 3.42%，同比上升约 2%），但新能源环卫车新增销量的渗透率仍然较低。

4.2 全生命周期成本优势渐显，供给端迎拐点

全生命周期成本优势渐显，供给端迎拐点。与传统能源车相比，新能源汽车的购臵成本 较高，由于环卫车行业售价差异较大，根据中国政府采购网公布的采购信息，选取较为 有代表性的参数进行全生命周期成本测算，分析传统环卫车和新能源环卫车全周期成本。

在第 7 年纯电动环卫车的成本开始低于柴油环卫车。纯电动环卫车 8 年全生命周期成本 比柴油环卫车低 14 万元，新能源环卫车的经济优势凸显。

相比传统环卫车，新能源环卫车在运营端节约的成本足以在其生命周期内覆盖购臵端较 传统燃油环卫车的高额支出。同时新能源环卫车具备零排放，在行驶和作业时噪声小， 维护保养方便等优点。

电池成本望进一步下降，电动环卫车经济性望凸显。新能源环卫车价格是同类型传统环 卫车的 2-4 倍，主要原因是底盘成本较高。剖析传统环卫车与新能源环卫车成本占比， 发现新能源环卫车底盘占其总成本 75%。新能源环卫车底盘均价大约 50 万元，是传统 环卫车底盘的 3 倍，而其中电池系统占比 33%，是高成本的核心原因。

随着动力电池 原材料磷酸铁锂材料价格走低、电池设计工艺优化、动力电池产能持续加码，电池成本 望进一步下降，继而将进一步降低电动环卫车购臵成本与全生命周期成本，新能源环卫 车的经济优势加大，助力新能源汽车市场扩大。

4.3 新能源升级需求旺盛，市场潜力大

对新能源环卫车市场空间进行测算。参考国家及部分省市提出的新能源升级目标，我们 认为未来几年新能源升级将主要集中在城市建成区。城市环卫车的总需求来源于新增清 扫车需求（由于清扫面积增大、机械化率提高）、新增转运车需求（由于垃圾清运量增加） 和旧车报废后的替换需求之和。当前三个梯队的城市新能源替换进程比例在 6%-30%区 间内，考虑到当前市场的实际情况，我们假设 2020 年平均替代比例为 6%，逐年上升 5%。考虑到动力电池价格仍有下降空间，假设环卫电动车单价逐年下降 5%，2020 年 以盈峰环境综合车型单价 97.1 万元/辆的均价测算，2020-2025 年市场规模将分别达到 39.4/ 69.5/109.5/159.7/218.6/288.8 亿元。