建筑行业CCER市场分析

建筑行业CCER市场分析1CCER有望重启，碳配额扩容激发新动力1.1CCER形成碳市场补充，2023年出现重启信号CCER是全国碳市场供给的一部分，助力控排企业降本增效。CCER（ChineseCertifiedEmissionReduction）即中国核证自愿减排量，指对我国境内由可再生能源项目、节能项目、提高效能项目、林业碳汇项目、甲烷等温室气体利用项目、二氧化碳回收利用项目等对温室气体减排产生贡献的项目进行量化核证，经核证后的减排量（CCER）可以用于在地方碳市场或者全国碳市场进行交易。CCER与CEA互为补充，提高碳配额交易活力。CCER与碳排放配额（CarbonEmissionsAllowance,“CEA”）交易同为促进企业参与减排活动、推动“双碳”目标实现的重要手段，二者互为补充，共同构成我国完整的碳交易体系。1个单位配额代表持有的控排企业被允许向大气中排放1吨CO₂e的温室气体的权利，是碳交易的主要标的物。高排放企业在初始免费配额不够的情况下，可以从其他履约企业处购买配额，或用购买/自主开发的CCER项目进行部分抵消，以达到最终实际碳排放量的抵扣，CCER抵消碳配额比例为1:1。CCER市场曾于2012年上线，2017年3月项目申请暂停，目前处于存量市场阶段。2012年6月，国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，标志着我国CCER正式启动。2014年，温室气体自愿减排项目备案审核工作开始，同年，首批CCER备案完成。次年，国家发改委上线自愿减排交易信息平台，CCER进入交易阶段，实现了在各试点区域的碳市场上进行交易。2017年3月，因“自愿减排交易量小、个别项目不规范”等原因，国家发改委发布2017年第2号公告，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。该公告同时称，本次暂缓受理不影响已备案的温室气体自愿减排项目和减排量在国家登记簿登记，也不影响已备案的CCER参与交易。此后，全国碳市场及各地方试点碳市场抵消使用的CCER均为2017年3月以前签发的减排量，导致CCER的供应逐渐稀缺，CCER交易进入存量阶段。对碳抵消额提供企业来说，CCER申请具有一定门槛。CCER项目开发需要先对方法学适用性、额外性和预估减排量等进行前期评估，通过后由项目业主或咨询机构编制项目设计文件并准备其他批复文件，之后委托国家发改委备案的审定机构开展独立审定，就其提出的问题修改、完善设计文件，项目审定合格后，可向国家发改委提交材料申请项目备案，经专家评估和主管部门审查后完成项目备案。已备案的CCER项目产生减排量后，由项目业主或受委托的咨询机构编制监测报告，再由国家发改委备案的核证机构进行核证，就其提出的问题修改、完善项目检测报告，合格后项目业主可向国家发改委提交减排量备案申请材料，经专家评估和联合审查后，符合要求的项目获得减排量备案签发，录入国家资源减排交易注册登记系统。对碳抵消额使用企业来说，以碳配额CEA为基础获得CCER抵消比例限额。为了保证碳市场交易供求关系相对平衡从而稳定价格，履约企业可使用的CCER额度抵扣履约的比重有一定限制。从地区市场试点来看，深圳2022年将抵消比例为“不足履约部分的20%”、广东、湖北、天津、福建的抵消比例限额为10%，重庆为8%，北京、上海为5%。根据生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》的规定，重点排放单位每年可以使用CCER抵消碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。虽然目前规定中CCER的抵消比例相对较小，但其发挥的作用不能忽视，使用CCER进行抵消可以使企业避免因少量的超排行为而受到处罚。我们认为CCER重启在政策面与需求面均释放出信号：政策面看，2022年10月起CCER相关建议不断提出。随着2020年9月“双碳”目标的确定及2021年7月起全国碳排放交易的启动和发展，关于重启CCER的消息便不断传出。2023年7月7日，生态环境部发布《关于公开征求<温室气体自愿减排交易管理办法（试行）>意见的通知》，向全社会公开征求意见，该征求意见稿的公开发布表明我国将进一步加快重启CCER交易的进程。需求面看，当前存量市场供不应求，CCER重启或能对此带来改善。根据生态环境部公告，全国碳市场第一个履约周期于2021年12月31日结束，此前CCER存量仅5000万吨左右，而在全国碳市场第一个履约周期清缴中已用3273万吨，CCER余量仅存1000余万吨。全国碳市场第二个履约期的周期仍为2年，控排企业须在2023年底前完成2021-2022年度配额清缴，CCER目前存量无法满足第二个履约周期清缴需求，未来将存在明显的供需缺口。同时，建材行业纳入带来扩容效应。2022年，我国部分省份展开了碳排放管控和碳配额的试点工作，碳排放权交易地方试点已将部分重点水泥、钢铁企业纳入。近期，我国碳市场专项工作会议接连召开，其中多次提及对于水泥行业、钢铁行业纳入碳市场交易的前期准备工作，北理工大学发布的《中国碳市场回顾与最优行业纳入顺序展望（2023）》报告指出下一阶段全国碳市场扩大覆盖范围时的行业优先纳入顺序为：水泥制造、炼钢、平板玻璃制造等，我们认为这可能预示着水泥与钢铁行业未来有望正式被纳入碳交易市场。根据《中国上市公司碳排放排行榜（2022）》，电力、水泥、钢铁是碳排放的三大主要行业，2020年水泥行业碳排放占全国碳排放总量13.5%左右，钢铁业碳排放占全国碳排放总量15%左右，纳入碳交易市场则有望为市场容量带来较大增量。随着碳市场覆盖领域拓展，CCER市场有望扩容至4亿吨/年。一般而言，由于CCER可申请的项目较多，因此其交易价格较碳配额通常更加便宜，控排企业会考虑优先购买符合条件的CCER来抵消碳排放。根据新华社报道，按我国2021年第一个履约周期的45亿吨碳配额为基础计算，仅有电力企业时，CCER需求仅2.25亿吨/年。根据北京绿色交易所预测，未来如果碳市场向非电领域拓展，覆盖八大重点排放行业（发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空）后碳配额提升至80亿吨，CCER需求将会上升至4亿吨/年，实现大幅扩容。CCER开放有利于激发碳市场活力，助力市场健康发展。我们认为重启CCER对其签发企业与使用企业均释放出一定积极信号：对签发企业而言，CCER交易使得项目业务通过碳市场交易获得绿色收益，盘活企业资产；对涉及碳排放的建筑建材企业而言，CCER交易的重启增加了企业清缴碳配额的方式，提高了碳市场履约的灵活性，且若免费碳配额逐渐退坡，专注于降低碳排放的企业有望持续保持低成本。1.2市场持续存在CCER需求，供不应求推动价格高企从交易量来看，国内碳市场试点期间，CCER市场规模经历短期内的集中扩大与收缩。根据各试点城市碳排放权电子交易平台数据，自CCER市场于2015年正式启动交易以来，短期内全国CCER成交量呈现集中扩张的趋势。2017年受到国家暂缓CCER备案的政策影响，成交量进入一段衰落期，2018年月均成交量降至228.74万吨的水平。后续，由于CCER对碳市场发挥不可缺失的补足作用，成交量有所恢复，2020全年/2021H1全国八大试点CCER月均成交量分别为387.61万吨/474.36万吨，市场对CCER呈现持续的需求。从交易价格来看，短期内供需紧张推高价格，CCER成交价格高企。复旦碳价指数数据显示，2021年底开始，CCER交易价格呈现逐步上涨趋势，截至2023年8月CCER买入和卖出价格始终在60元/吨上下浮动，该现象一定程度上归因于CCER存量的供给不足。当前CCER存量仅1000余万吨，明显低于市场需求，展望CCER重启后，由于新的CCER项目审定备案到减排量挂牌交易之间需要一定时间周期，而碳交易需求持续存在，因此短期内CCER市场仍可能处于供不应求阶段，从而使得CCER价格维持高位。长期来看，我国碳排放基准值有退坡可能，国内碳价存在进一步上行空间。当前我国碳价增长至75元/吨左右，仍低于海外成熟市场碳配额价格。长期来看，我国目标2030年碳达峰，2060年碳中和，需要在仅30年的期间内从100多亿吨降到净零排放，因此减排速度和力度将比发达国家更大，而碳达峰后我国碳市场配额总量则有可能收紧，推动碳价上行接近海外成熟碳市场的水平。2CCER开发端：可再生新能源&林业碳汇2.1可再生能源CCER：有望优先受益于CCER重启2.1.1环保属性显著，风光水电项目仍为CCER主力军可再生能源减排效力高，是已签发CCER的主要来源。可再生能源作为清洁能源，不排放污染物和温室气体，降碳效果显著。2022年我国可再生能源发电量相当于减少国内二氧化碳排放约22.6亿吨，占2022年我国碳排放总量的19.7%；出口的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约5.73亿吨。从结构来看，根据国家发改委公示，2013-2017年CCER已签发项目254个，数量占比最大的为风力发电，为90个，占比35%。其次为光伏发电，48个，占比19%。水电项目数量相对较少，数量占比仅为13%，但由于水电项目发电量大，减排量高，达1342万吨，占总减排量比重为25.4%。短期来看，若CCER重启，我们认为可再生能源项目仍为CCER供给的主力军：一方面，可再生能源技术发展成熟，易证真实性强。可再生能源在我国发展已相对成熟，截至2022年底，我国可再生能源装机达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%。同时，2022年可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全部发电量的30.8%，其中风电、光伏发电量已基本能覆盖全国城乡居民用电。在此基础上，我国可再生能源仍具开发空间，2023年5月，杜祥琬院士在“能源中国”论坛中表示，我国已经开发的可再生能源资源不到技术可开发资源量的1/10，而可再生能源项目技术较为成熟，开发周期相对较短，CCER重启后有望快速弥补市场需求缺口，为CCER提供主要贡献。另一方面，国家补贴结束，为额外性论证创造缺口。根据中电联2021年2月发布的《新能源补贴拖欠问题及政策建议》，截至2019年底，国家电网、南方电网、蒙西电网经营区的新能源存量项目合计拖欠金额3273.09亿元。风能专委会综合各项因素测算，截至2021年底，可再生能源发电补贴拖欠累计在4000亿元左右。可再生能源补贴不能及时到位、拖欠周期长，导致发电企业资金流转不畅、财务成本增加，一定程度上抬升了可再生能源发电成本。同时近年来可再生能源项目停止补贴政策不断推出，一定程度上有利于可再生能源项目在开发申请CCER时通过额外性论证，为CCER供给市场提供短期支持。而长期来看，可再生能源在CCER中的占比或存在下降可能：一方面，碳交易机制与绿电绿证交易机制有所冲突，或将使可再生能源项目分流。我国将可再生能源绿色电力证书核发范围扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，并明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，同时又将可再生能源纳入温室气体自愿减排项目，但由于同一项目的环境属性应当具备唯一性，不存在重复认定的情形，且可再生能源发电项目理论上既可在CCER体系下交易，也可进行绿电交易，将导致环境权益价值的重复计算，对减排激励机制运行造成干扰，因此未来随着各项机制不断完善，部分可再生能源项目有可能转而申请绿电绿证，从而减少CCER端的供给。另一方面，一些可再生能源项目不再满足额外性要求，可能无法获得CCER签发。额外性指拟议的碳汇项目活动产生的项目碳汇量高于基线碳汇量的情形，即该项目在没有CCER支持下，存在着诸如财务效益、融资渠道、技术风险、市场普及以及资源条件等方面的障碍，依靠业主的现有条件难以实现。我们通常采用全球加权平均LCOE（平准化度电力成本）来衡量可再生能源发电的综合经济效益，2010年至2021年，据IRENA统计，太阳能光伏、生物能源、陆上风电、海上风电、CSP项目的全球加权平均LCOE均有明显下降，因此这部分项目未来通过CCER额外性论证的概率会大大降低。同时我国已对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目实行平价上网，大部分风电、光伏项目的IRR都高于发电行业的基准收益率，可见已有一部分可再生能源项目不存在商业化障碍。未来，随着新能源平价时代到来和装机规模大幅度增长，预计新的CCER机制对新能源申请门槛会存在提高趋势。2.1.2可再生能源相关上市公司梳理建议关注深耕风、光、水电等领域的工程头部企业。从CCER创造端来看，分布式光伏、海上风电、新造林碳汇减排等项目具有易证真实性等优势，有望率先获益于CCER重启。根据易碳家数据，可再生能源发电1GW每年约可以减排100万吨二氧化碳，按照30元/吨的CCER价格中性假设，可对应3000万元的收入规模。因此，短期我们仍然继续关注新能源装机量较高的工程企业，看好风、光、水电等可再生能源类CCER项目对发电企业营收的增厚效果。中国电建：新能源装机量较高，CCER战略合作签署助推业务发展。公司把握“3060碳目标”历史机遇，发挥“懂水熟电”的优势，成立专业化新能源投资平台中电建新能源集团，深化转型新能源业务。根据公司2021年4月印发的《中国电力建设集团（股份）有限公司新能源投资业务指导意见》，“十四五”期间集团（股份）公司境内外新增控股投产风光电装机容量30GW，而根据分解到旗下28家子公司的目标中，新能源新增投产目标高达48.5GW。从经营情况来看，公司2022年新能源业务实现营收86.41亿元同增6.1%，2021年以来新能源业务毛利率稳定在55%以上。2022年6月，中国电建与北京绿色交易所完成了战略合作协议的签署，双方将在国家核证自愿减排量（CCER）开发与交易、碳资产管理体系、绿色投融资、绿色金融创新等方面开展深入合作。未来，在CCER重启背景下，公司有望凭借新能源业务结构优化抬升盈利水平。中国能建：能源电力建设龙头，聚焦新能源打造发展优势。近年来公司新能源产业保持强劲发展劲头，风电基地开发建设提速，截至2022年底第一批基地已全部开工，二三批基地项目也在陆续跟进。根据公司年报，公司装机规模快速增长，风电、光伏已成为国内新增装机和新增发电量的主体，2022年全年风电、光伏新增装机1.25亿千瓦，占全国新增装机的76%，新增风电、光伏的发电量占全国新增发电量的55%以上。从工程项目营业收入的细分行业情况来看，近年来公司新能源工程项目的营业收入始终保持较高的增速，而从占比情况来看，传统能源营收比重逐年下降的同时，新能源及综合智慧能源行业的营收占比呈稳健上升趋势。粤水电：传统水利水电区域性龙头，布局清洁能源打造第二成长曲线。公司是广东省水利水电龙头企业，近年来在做强做优做大工程建设主业的同时，大力发展清洁能源投资业务，逐步形成工程建设和清洁能源“双轮驱动”的业务模式。公司拥有优良的市场开拓能力，丰富的清洁能源开发、建设、运营、以及风电塔筒制造等方面经验，清洁能源发电业务主要分布在新疆、甘肃等西北地区及广东、山东等东南沿海地区，截至2023年3月29日，公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机2120.22MW，其中水力发电380.5MW，风力发电723MW，光伏发电1016.72MW；2023年5月，公司出资55%共同设立项目公司在新疆巴楚县投资建设储能制造厂，该厂计划产能规模为1GWh储能模组及储能系统集成、PACK。公司部分清洁能源发电项目已注册成为CCER项目，未来有望进入碳交易市场。2.2林业碳汇CCER：具备长期规模提升潜力2.2.1开发门槛较高，现有林业碳汇CCER项目稀缺林业碳汇项目是通过实施造林、再造林和森林管理、减少毁林等活动，吸收大气中的二氧化碳并与碳汇交易结合的过程、活动或机制。目前备案的林业碳汇方法学有七个：碳汇造林、森林经营、竹子造林、竹林经营、可持续草地管理温室气体减排计量与监测、废弃农作物秸秆替代木材生产人造板项目减排及小规模非煤矿区生态修复项目。森林植被具有良好的固碳效果，根据21数据新闻实验室，树木每生长1立方米的蓄积，平均吸收1.83吨二氧化碳，释放1.62吨氧气，可见通过林业碳汇提高森林面积与森林质量，能有效提升森林生态效益，吸收更多二氧化碳。林业碳汇项目限制较多，为项目开发树立一定门槛。现行备案的林业碳汇方法学要求只有人工林才可开发林业碳汇项目，且对项目的时间和林地类型等具有诸多限制。由此，林业碳汇项目产生以下门槛：1）交易技术门槛高：一方面，我国林业碳汇项目开发方法学要求严格，目前国家林草局组织编制的CCER林业碳汇项目方法学对林地类型、土壤扰动、原有林木和枯木处理等做出了较多限制，虽然我国森林面积和森林蓄积量较大，但可供开发林业碳汇项目的森林资源较为有限；另一方面，我国CCER项目开发包括6大步骤：文件准备、项目审定、项目注册、排放监测、核查核证、CCERs签发，涉及对林地的精确测绘、方法学的选择、可行性研究、后期检测、确权交易等高度专业化的工作，申请过程中与第三方核证、审批机构的有效交流也至关重要，项目开发需要经验丰富的技术团队支持，准入门槛较高；2）森林资源收益周期长，具有一定风险：根据《碳汇造林项目方法学》的要求，项目活动土地必须是2015年2月16日以来的无林地，主办方需要完成人工林的种植和养护工作，周期较长。另外，在林木生长过程中，人类活动、自然灾害、意外事故等都可能造成林木损失，严重情况下还可能引发碳排放逆转和碳汇价格波动，因此项目具有一定的不确定性。3）总体来看，项目开发成本大：林业碳汇项目在各个方面需要较高的成本。从研发角度来看，我国林业碳汇的核心技术与英美国家仍存在较大差距，企业技术开发和科研人员培养、引进需要较多资金，提高了项目开发成本；从签发角度来看，根据高沁怡《林业碳汇项目类型及开发策略分析》的研究，CCER林业碳汇项目的交易成本也较高，仅签发过程其相关交易成本达到35-65万元；从融资角度来看，出于林业碳汇项目资金回流慢的特点，大部分投资机构投资意愿不高，而目前碳金融机构尚不健全，项目前期融资较为困难，提高了融资成本。林业碳汇项目以造林碳汇为主，在CCER项目中占比较低。截至2017年暂停签发，从审定项目来看，造林碳汇/森林经营/竹林经营/竹子造林项目占比分别为68%/27%/4%/1%；从备案项目来看，造林碳汇/森林经营/竹林经营/竹子造林项目占比分别为85%/8%/0%/8%。整体来看，林业碳汇项目在CCER项目中占比较低，截至2017年3月停止CCER项目备案前，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%。具体看13个林业碳汇类备案项目，合计预计年减排量为187.16万吨二氧化碳当量，每公顷年均减排量9.63吨二氧化碳当量。其中，广东长隆碳汇造林项目为全国首个获得发改委签发的CCER项目，其于2011年1月起在广东省欠发达地区的宜林荒山实施碳汇造林项目，实际完成造林面积13000亩。该项目检测期为2011年1月1日至2014年12月31日（共4年），第一监测期实际产生净减排量仅为5208吨，远低于项目设计减排量77113吨，主要系碳汇造林项目前期处于造林建设期，受到养护、树种等因素影响，处于幼年阶段的树种生长较慢，因此监测前期实际产生减排量偏小。随着建设期拉长，树种养护管理能力增强，碳减排量逐步提高。2.2.2项目优势明显，多重因素推动林业碳汇发展在此基础上，林业碳汇项目开发以代运营模式为主，不断提升项目专业性。林业碳汇项目开发可分为自有林地开发与代运营两类，其中自有林地需要开发方自己负担林地的养护成本，而代运营林地的常规养护成本则由业主方完全承担。一般情况下，项目注册备案完成后，业主方和项目开发方将会联合引进一套智慧林业系统，在项目运营周期中，起到防火、防盗、防病虫等危害的作用。由于林业碳汇项目开发在指标测量、方法学的选择和第三方核证过程中涉及多项要求，具有一定难度，因此专业的代运营项目方能够更好地与核证机构、审批机构进行有效沟通，提高项目申请的成功率，代运营模式逐渐成为市场主流。林业碳汇项目优势明显，发展大势所趋：一方面，造林/再造林是唯一一种已进行商业部署的负排放技术，成本效益领先。过去，气候策略分析主要聚焦于减缓和适应，而自巴黎协定《全球升温1.5℃特别报告》发布后，社会对负排放技术增强探讨。负排放技术（Negativeemissionstechnologies，NET）即从大气中移除二氧化碳并将其储存起来，以抵消那些难减排的碳排放，主要包括造林/再造林、生物炭、直接空气捕捉、强化风化等。具体对比其成本效益，可见造林/再造林技术成本明显低于其他类别，却能达成与其他类别同等甚至更高的负排放效果，实现了生态效益与经济效益的双赢。另一方面，林业碳汇项目可持续满足额外性要求，符合CCER项目开发必需条件。由于只有具备额外性、符合方法学的项目产生的净增碳汇量才能进入碳市场交易，而当前市场上并非所有产生温室气体减排的项目都具有额外性，例如部分可再生能源项目的建设运营成本降低、收益提高，逐渐不再满足额外性要求。而林业碳汇项目由于所需较大技术支持与成本投入，同时产生较多碳收益，因此能够持续满足CCER项目申请的额外性要求。政策推动+造林支持+低基数作用下，林业碳汇未来有望成为碳市场新扩容点。基于生态与经济效益并存的优势，我们认为在以下因素推动下，未来林业碳汇交易规模有望继续上升，促进CCER市场扩容。1）政策鼓励林业碳汇发展，各省份响应及时。2019年初国家9个部委联合颁发的《建立市场化、多元化生态保护补偿机制行动计划》明确提出，要将具有生态、社会等多种效益的林业温室气体自愿减排项目优先纳入全国碳排放权交易市场。2021年国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确提出持续巩固提升碳汇能力的重大任务，部署碳汇能力巩固提升行动。在此背景下，多家上市公司开始布局林业碳汇，各个省份开展对林业碳汇的积极探索，主要体现在开展检测、组织宣传、完善相关政策与方法学等方面。今年4月，国家林业和草原局发布《生态系固碳能力巩固提升方案》，提出“守住自然生态安全边界，巩固生态系统碳汇能力；推进山水林田湖草沙系统治理，提升生态系统碳汇增量；建立生态系统碳汇监测核算体系，加强科技支撑与国际合作；健全生态系统碳汇相关法规政策，促进生态产品价值”四个方面的重点任务，为林业碳汇的发展提出了新的阶段性任务与目标。2）森林覆盖持续提升，林业碳汇未来可创造持续价值。中央定下目标，到2030年中国森林蓄积量比2005年增长60亿立方米，则到2030年，我国森林蓄积量有望超过184.56亿立方米。根据《“十四五”林业草原保护发展规划纲要》提出的目标，“到2025年森林覆盖率24.1%，到2030年森林覆盖率25%，未来十年造林1881.6万公顷”。3）与海外相比，我国林业碳汇项目占比提升空间较大。观察海外碳交易市场，2022年林业与土地利用项目交易量2.3亿吨CO2e，占总交易量的比为46.2%，同比增加17.7pct，且该比例在2015年仅为21.6%，七年内实现超越翻倍的增加。2021年1-8月林业与土地利用碳信用签发量1.07亿个，占总签发量的比为45.4%，同比增加15.4pct。而在我国，当前林业碳汇试点交易量占比较低，截至2020年底，全国9个CCER交易市场累计成交碳信用量2.70亿吨，其中林业碳汇CCER交易量约200万吨，占比仅为0.74%。我们进行测算，在50元/吨的CCER价格和0.7吨/亩的造林碳汇生产量中性假设下，林业碳汇CCER项目年均存在35亿元的潜在规模。核心假设：1）年均造林面积：根据国家林业和草原局的规划，十四五期间目标造林面积5亿亩，年均造林面积1亿亩。2）造林碳汇生产量：根据已公示的林业碳汇项目PDD显示，造林项目每亩每年可产生碳汇量为0.3-1.2吨/亩左右，南方地区如广东最多可达到1.2吨/亩每年，北方地区如北京、河南为0.3-0.6吨/亩每年。3）CCER价格：当前供需缺口下CCER价格高企，根据历史数据，我们假设其价格区间为30-80元/吨。2.2.3林业碳汇相关上市公司梳理较高开发门槛下，具有园林储备与相关技术的企业有望长期受益。园林板块龙头东珠生态，已将林业碳汇纳入主营业务范围。针对碳汇业务，东珠生态设立全资子公司-东珠碳汇（上海）生态科技有限公司，与政府及权威第三方审核机构、交易所等如中国林科院、北京中环联合认证中心、上海环交所、北京/南京林业大学等单位都长期以来保持友好的战略合作关系，入选中证上海环交所碳中和指数（SEEE碳中和指数）。我们认为结合林业碳汇市场的广阔空间及公司在林业碳汇方面的长期深耕，未来公司有望通过CCER获得稳定的业绩增长和现金流，进一步优化财务结构与盈利水平。在手碳汇订单充足，预计为公司营收带来较大改善。公司目前在手碳汇订单和框架式协议资源面积接近4000万亩，并于今年3月与新疆玛纳斯县玛河农业投资有限公司签约《温室气体自愿减排项目（林草碳汇资源开发）合同》，将合计签订329万亩林地及746万亩草地碳汇开发合同。2023年8月，公司与华宝证券于上海清算所签订战略合作协议及碳减排量（CCER）购买和交易协议，这是中国A股上市公司与金融机构合作落地的第一单碳汇指标交易，同时这也标志着国内各界关注多时的CCER交易即将全面落地开花。林业碳汇龙头岳阳林纸，积极布局碳汇相关业务。公司于2021年设立森海碳汇子公司，广泛同全国各地林业相关主体开展碳汇业务合作。2021年12月31日，我国第一个林业碳汇国家标准《林业碳汇项目审定和核证指南》正式实施，森海碳汇即为该标准的主要制定方之一，体现出公司相关专业资质对其在林业碳汇领域话语权的支撑；2022年5月，森海碳汇获得光大银行2亿元碳中和贷款用于碳汇相关的项目开发，公司依托自身资质在碳金融方面不断获得资金和成本优势。未来森海碳汇业务将延伸至碳汇开发、碳汇交易、碳汇金融以及碳吸收与碳捕捉技术等领域，力图打造林业碳汇综合开发的头部企业。合同签发面积不断增长，林业碳汇为岳阳林纸带来一定增量。截至2022年，森海碳汇签订林业碳汇正式开发合同共9份，面积达3511万亩，预计2025年末将累计签约5000万亩。同时，岳阳林纸自有林地充足，旗下另一子公司茂源林业具备200万亩自有林业基地，并拥有近万亩绿化苗木基地。林业碳汇项目普遍合作期限较长，不确定性高，而公司受益于央国企资质背书，有望在未来获签更多林业碳汇相关的长期订单合同，林业碳汇有望成为公司稳定的营收及业绩增长动力。3配额使用端：关注减排改善的水泥钢铁企业3.1水泥钢铁企业环保压力较大，低碳减排进行中参考欧洲市场，在面临全球碳中和大目标的趋势之下，我国政策可能也会采取类似逐渐退坡的形式，未来如果水泥、钢材企业不能同步改善自身碳排放，将不得不外购碳额度，从而增加企业成本。（1）水泥企业水泥企业主要关注熟料、水泥、混凝土的碳排放。水泥行业碳排放分为直接排放和间接排放，直接排放包括燃料燃烧排放和生产过程（碳酸盐分解）排放两部分；间接排放包括水泥生产环节中的电力消耗，以及发电、供热和运输等非生产环节的能耗所折合的二氧化碳排放。对于水泥企业，当前市场上常见的减碳的方式有：1）调整能源结构：减少煤电占比，增加绿色能源、可替代能源的使用比例；2）产能置换：采用低碳高效的新型产能对老旧产能实现置换；3）资源循环利用：采用废渣中的非碳酸盐原料代替石灰石原料；4）节能技术改造：采用节能立磨技术、高能效熟料烧成技术、能效管理技术等等助力水泥行业碳减排；5）末端捕集封存：CCUS碳捕捉、利用与封存是国际公认三大减碳途径之一，我国在此技术上的产业化能力仍有待提升。水泥企业碳排放量规模大，技改和替代燃料是现行主要方案。截至2021年7月，中国水泥产量占全球总产量的55%，中国水泥行业产生二氧化碳占中国总排放量的13%至14%，碳减排压力较大。由于成本原因，我国企业当前治理方案基本不考虑碳捕捉：1）治理成本较高：生产水泥过程中排出烟气中的二氧化碳的浓度在20%至30%，而碳捕捉需要把二氧化碳浓度提纯到95%或者99%以上，使得水泥行业二氧化碳捕捉成本较其他生产二氧化碳浓度较高的企业高；2）成本收益不平衡：水泥行业整体体量大但单体规模小，因绝对价格较低而难以承受高减排成本，国内碳交易价格明显低于碳捕捉成本，因此当前水泥企业仍倾向于交易而非捕捉。传统方式基础上，近年来光伏建筑一体化（BIPV）开发不断兴起，从间接排放角度降低电耗。我国大规模水泥熟料生产线一般都配备自有矿山，水泥厂区面积较大，具有开发建设屋顶分布式光伏的有利条件。在光伏建设技术日渐成熟的背景下，光伏发电有望成为继成熟运用余热发电技术之后的新增长极。多家水泥企业将BIPV付诸于实践，起到降低碳排效果。以华润水泥的罗定水泥分布式光伏发电项目（一期）为例，项目容量11.6兆瓦，预计每年节约标准煤4000吨，减排二氧化碳约7000吨、二氧化硫30吨、氮氧化物30吨。以建德海螺水泥项目为例，其建成的一期14．7MW光伏和2MW／4MWh储能项目，年发电量可达1400多万度，基本上能满足公司白天生产所需的用电量。公司现在年外购电量1．2亿度，该项目能解决公司十分之一的外购电量，年节约外购电成本800万元。海螺水泥宣城BIPV建筑光伏一期项目已于2022年12月建成投产，拥有年产30万平方米光伏幕墙生产线、50MW光伏瓦生产线和30MW金属屋顶生产线，二期项目正在建设中，未来有望持续为企业提供碳排放量降低的效益。我们对光储发电的节电降碳成果进行测算。以海螺水泥为例，假设一吨水泥生产综合电耗约100度（不考虑余热发电），以2022年海螺水泥自产品销量2.83亿吨测算，海螺全年生产用电约283亿度，而截至2022年底公司光储装机达到475MW，则年发电量可达4.75亿度，节省约1.7%的生产用电；若以0.7元度的工业电价测算，则每年可节约电费约3.3亿元，以2022年公司归母净利润为基础计算，可释放利润空间约2.1%。当前各企业BIPV规模仍较小，对碳排放起到的抵消作用不大，但未来成功的模式不断复制后有望助力企业更多地抵消碳排放。（2）钢铁钢铁行业碳排放总量较大，绿色低碳转型势在必行。在全球主要经济体当中，我国是最为主要的二氧化碳排放国家，近十年来二氧化碳排放量情况始终超过8000亿吨/年。从我国分行业的碳排放情况来看，黑色金属冶炼及压延稳居第二大排放部门，其碳排放量在全行业占比不断提升，2019年达到18.9%。因此，为了响应我国提出的“双碳”目标，近年来国家陆续出台相关政策以加速钢铁行业的低碳转型。从二氧化碳排放源分类来看，《钢铁碳排放指南》将钢铁生产分为4个排放源：1）燃料燃烧排放：净消耗的化石燃料燃烧产生的碳排放，包括钢铁生产企业内固定源排放（如焦炉、烧结机、高炉、工业锅炉等固定燃烧设备），以及用于生产的移动源排放（如运输用车辆及厂内搬运设备等）；2）工业生产过程排放：钢铁生产企业在烧结、炼铁、炼钢等工序中由于其他外购含碳原料（如电极、生铁、铁合金、直接还原铁等）和熔剂的分解和氧化产生的碳排放；3）净购入使用的电力、热力产生的排放：企业净购入电力和净购入热力（如蒸汽）隐含产生的碳排放；4）固碳产品隐含的排放：钢铁生产过程中有少部分碳固化在企业生产的生铁粗钢等外销产品中，还有一小部分碳固化在以副产煤气为原料生产的甲醇等固碳产品中，这部分固化在产品中的碳所对应的二氧化碳排放应予扣除。中国钢铁工业减碳的路径日渐明晰。1）原材料优化，废钢用量增加减碳：钢铁制造过程中66%的碳排放来自于长流程（BF-BOF）中的高炉炼铁过程，而利用废钢则可以采用碳排放更低的电炉短流程（EAF）进行生产，未来废钢量将增至4.5亿吨/年以上；2）能效提升：进行产能升级和替换；3）技术提升：应用超低碳炼铁技术、碳捕集利用与封存规模化、氢气直接还原炼钢试点等技术填补减排缺口，2060年我国可能只需通过铁矿石生产钢铁1.5亿吨左右，可望全采用绿氢“冶金”和绿电冶金等超低碳炼铁技术生产。3.2水泥行业低碳减排相关上市公司梳理继续看好碳排放较低的企业，在我国推进“碳中和”、“碳达峰”的进程中持续受益。从碳配额使用端来看，在水泥、钢铁企业被纳入碳交易后，专注于降低碳排放、多余配额可供出售的企业有望保持低成本优势并从配额交易中获利。从碳配额亏损到盈利，华新水泥积极减排“尝鲜”碳交易。2014年，碳市场试点初启之际，省内碳配额普遍不足，华新水泥投入3000万余元以完成碳配额履约。自此公司走向减排实践；2017年，公司积极利用CCER工具，与壳牌电力能源（中国）有限责任公司签定订制化碳买卖协议书，开辟了全国各地统一碳销售市场长期CCER买卖先例，提前锁定全国碳市场CCER资源，降低履约成本，兑现低碳承诺。从2016年到2019年履行合同年度，湖北省示范点全部水泥领域紧缺约100万吨级/年，其中公司整体配额制紧缺约20万-30万吨级/年，而公司协作处理生活垃圾处理的6家主力军加工厂各家可以盈利3万-7万吨级。根据公司年报，2022年公司及其所有子公司的排放均控制在核定总量以内，不存在超标排放情况。华润水泥提出“3C”节能减碳体系，持续加大水泥行业节能减碳投入。公司针对水泥行业“两磨一烧”的生产特点，提出“3C（carbon）”节能减碳体系，即从源头低碳、过程减碳、末端去碳三方面出发，围绕产业链上下游制定节能减碳技术路线。以旗下华润水泥（富川）有限公司为例，公司生产的低碳水泥在烧制过程中二氧化碳排放量较传统硅酸盐水泥可降低10%左右，此外富川水泥还与华润电力贺州电厂、华润啤酒厂组成循环经济产业园，在灰渣和脱硫石膏等电力工业废弃物综合利用、脱硫石灰石粉供应等方面做到有效协同，每年可减少排放二氧化碳73万砘。华润水泥积极推进公司的绿色转型，以迎接未来免费碳配额减少的挑战。参考现有试点省份，短期内碳交易对海螺水泥影响较小。根据中国冶金报数据，水泥原材料分解需要纳入碳交易的数量为总体碳排放的30-40%。若以广东地区96%免费的配额计算，海螺水泥每年需要购买碳配额约253-338万吨，以21年广东均价40元/吨计算，需要支付1.01-1.35亿元，占21年净利润的0.30%-0.41%，整体来看短期影响较小。公司积极布局新能源领域，以此持续应对中长期碳成本的升高。4低碳减排工程端：产能改造及低碳建筑工程企业基于水泥、钢铁企业低碳减排的必要性，对其进行产能技术改造的工程企业同样受益于未来降碳的大趋势：（1）水泥中材国际是全球最大的水泥技术装备工程系统集成服务商，也是国际水泥技术装备市场少数具有完整产业链的企业之一。中材国际深耕水泥产业转型升级，针对支撑未来水泥行业碳减排新要求，公司一方面拓展新能源、延伸产业链板块，另一方面针对支撑水泥企业存量生产线进行优化升级。公司是国家技术创新示范企业，具有自主知识产权的新型干法水泥生产线技术和装备，以及全流程、全规模、高品质的全套高端水泥技术装备，公司的绿色化、数字化、智能化技术和装备在助推水泥行业绿色低碳发展方面成效明显。公司碳减排技术成果显著，加快工艺绿色低碳转型步伐。近年来公司致力于新型低碳水泥生产技术开发及水泥产线智能化发展，陆续研发水泥绿色烧成、水泥绿色粉磨、水泥生产超低排放等多项低碳生产技术，持续引领我国水泥工程技术发展。截至2021年底，公司研发的全氧燃烧、CO2富集提纯技术已累计申请碳减排技术相关专利24项，其中PCT国际发明专利4项，国内发明专利10项，构筑了碳减排技术专利池；2022年公司全氧燃烧热态模拟中试平台全面竣工投入试运行，行业首套二氧化碳在线监测计量系统顺利投入运行。槐坎南方生产线项目落地，打造水泥智能化生产标杆。槐坎南方日产7500吨熟料新型干法水泥生产线是中材国际继芜湖南方项目后，与南方水泥集团合作的减量置换EPC项目，是中材国际自主研发的我国第二代新型干法水泥生产技术的重要成果。该项目烧成热耗小于每千克熟料640大卡，月均熟料电耗小于40.7度，实现了低能耗、超低排放、低品位原料全利用。项目减量置换建成后，每年节约能耗24.5万吨，减排氮氧化物1295吨、二氧化硫194吨，减排二氧化碳168.10万吨，降低万元产值能耗0.35吨标煤，每吨制造成本下降超过30元。（2）钢铁冶金工程龙头中钢国际，绿色低碳工艺领跑行业。公司是国内率先以EPC模式承接海外项目的工程技术服务商，打造全球首例氢能源冶金示范项目。中钢国际立足冶金全流程EPC总承包能力，聚焦“绿色制造、制造绿色”工程技术，围绕氢冶金、富氢碳循环高炉、电炉、薄带铸轧、长材高效高精度轧制技术及装备、冷轧及后续处理线等低碳冶金技术，为客户提供全流程、绿色系统解决方案。2022年中钢集团整体划入中国宝武，进一步赋能中钢国际的低碳冶金业务。公司聚焦钢铁行业低碳转型，持续探索钢铁生产低碳工艺。高炉降碳是传统钢铁流程能效提高和生产低碳化的关键，公司正在执行的中国宝武八一钢铁富氢碳循环氧气高炉试验项目，这是全球首次实现脱碳煤气循环利用的案例。历经三期探索与实践，打通了富氢碳循环氧气高炉工艺全流程，实现了减碳阶段性目标，实现高炉的固体燃料消耗降低达30%，碳减排超21%。在降碳的同时，