以上關(guān)于“甲烷基準線排放”的差異性分析發(fā)現(xiàn)，在實施焚燒項目之前，假設(shè)以生活垃圾全部填埋作為焚燒項目減排的基準線時，核證的焚燒項目所在地的氣候因素差異會對甲烷排放基準線的理論計算值產(chǎn)生較大差異，造成“龍巖”焚燒發(fā)電項目被核證的處理一噸垃圾的溫室氣體減排量是“大連”項目的三倍之多。

假設(shè)有兩個焚燒發(fā)電項目，在設(shè)備主要技術(shù)參數(shù)(焚燒鍋爐、汽輪機和發(fā)電機)、處理的垃圾量、生活垃圾的組成等理化性質(zhì)均完全相同的情況下，在核證機構(gòu)采用完全相同的方法學(xué)對這兩個焚燒項目的溫室氣體減排量進行核證時，在我國南方溫度、濕度高的地區(qū)的焚燒項目，其核證的溫室氣體減排量要遠遠高于我國北方的寒冷干燥地區(qū)如東北地區(qū)的減排量。

垃圾焚燒發(fā)電作為環(huán)保領(lǐng)域參與碳排放交易最重要的細分領(lǐng)域，若參與未來的全國碳排放權(quán)交易，按照目前的方法學(xué)來核證溫室氣體減排量，則南方地區(qū)焚燒項目通過碳排放權(quán)交易獲得的利潤要遠遠高于北方地區(qū)的焚燒項目。

CCER 對垃圾焚燒發(fā)電的盈利貢獻

我們對垃圾焚燒發(fā)電項目進行碳交易的經(jīng)濟性進行測算。關(guān)鍵假設(shè):

(1)噸垃圾碳減排量行業(yè)均值為0.25噸，噸垃圾發(fā)電上網(wǎng)電量300kwh。

(2)原煤電全國平均標(biāo)桿電價0.4元/kwh，補貼后的垃圾發(fā)電電價0.65元/kwh。

計算得到，CCER交易價格為80元/噸CO2時，售電收入可增加0.05元/kwh，收入增厚可達7.7%。

在焚燒發(fā)電的全生命周期小時數(shù)內(nèi)，焚燒發(fā)電廠仍享受國家發(fā)電補貼，垃圾發(fā)電電價0.65元/kwh，再加上CCER的交易收入，焚燒發(fā)電總的售電收入會呈增加趨勢。

圖 10：CCER 價格對售電收入的增厚貢獻

資料來源:首創(chuàng)證券

在焚燒發(fā)電的全生命周期小時數(shù)之外，焚燒發(fā)電廠不享受國家發(fā)電補貼，售電收入為煤電全國平均標(biāo)桿電價0.4元/kwh，為了能同樣達到含發(fā)電補貼時的“0.65元/kwh+70元/噸垃圾”總收入，如果垃圾處理費保持不變?yōu)?0元/噸垃圾，CCER交易價格需高達300元/噸CO2才能達到與0.65元/kwh補貼相同的營收水平，未來市場的CCER 交易價格顯然不會如此高的?；蛘呤巧险{(diào)垃圾處理費至130元/噸垃圾，CCER 交易價格為60元/噸CO2也同樣可以達到與0.65元/kwh補貼相同的營收水平。

對于CCER對垃圾焚燒發(fā)電盈利的貢獻，有兩點值得關(guān)注:

(1)近10年內(nèi)，在焚燒發(fā)電仍享受國家發(fā)電補貼的全生命周期小時數(shù)內(nèi)，通過 CCER交易會獲得額外收入，售電收入增厚為5~10%。

(2)約10年后，焚燒發(fā)電貼取消，單純依靠CCER交易不能完全覆蓋補貼退坡風(fēng)險，未來需要上調(diào)垃圾處理費以對抗補貼退坡。