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7月16日，全國碳排放市場上線，首批納入2225家發(fā)電企業(yè)，涉及碳排放量超40億噸，占我國全年碳排放量的比重超40%。目前我國發(fā)電結(jié)構(gòu)中，火電占據(jù)絕對比重，裝機(jī)容量占比超55%，年發(fā)電量占比超75%。其余的，風(fēng)、光伏以及水電等發(fā)電形式雖然絕對占比不大，但發(fā)展速度較快。短期來看，碳交易市場上線初期，由于碳配額分配相對寬松，碳價難以對發(fā)電企業(yè)成本造成實質(zhì)性影響。中長期來看，發(fā)電企業(yè)不能忽視碳交易市場對企業(yè)成本以及營收帶來的影響。

對于發(fā)電企業(yè)而言，碳交易市場對企業(yè)營收的影響來自兩個方面：其一，電價上漲增厚營收。火電企業(yè)購買碳配額內(nèi)化為企業(yè)經(jīng)營成本，推高度電成本。其二，正如前述，國家以審核授予CCER的補(bǔ)貼形式鼓勵新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，我國的風(fēng)電、光伏以及水電項目將產(chǎn)生大量的CCER，是市場CCER供給的主要來源。對這些企業(yè)而言，出售CCER將直接增厚營收。

1、發(fā)電行業(yè)在我國碳市場中扮演重要角色

1.1

我國火力發(fā)電占比較高

從總裝機(jī)量來看，截至2021年6月，我國發(fā)電企業(yè)總裝機(jī)容量達(dá)22.57億千瓦。其中，火電、水電、風(fēng)電、太陽能和核電的裝機(jī)容量占比分別為56.40%、16.68%、11.76%、12.88%和2.28%，火電發(fā)電裝機(jī)容量占半壁江山。

與此同時，從發(fā)電量來看，2020年全年，我國發(fā)電企業(yè)總發(fā)電量為7.78萬億度。其中，火電、水電、風(fēng)電、太陽能和核電的發(fā)電量占比分別為71.07%、18.07%、4.65%、1.61%和4.60%。風(fēng)、光、水電容易受到季節(jié)性等因素影響，相比而言，火力發(fā)電穩(wěn)定性較好，其發(fā)電比重相對于裝機(jī)比重更高。

1.2

火力發(fā)電二氧化碳排放量占全國總排放量超50%

火力發(fā)電是我國主要的發(fā)電方式，發(fā)電環(huán)節(jié)二氧化碳的排放主要源于煤炭等化石燃料的燃燒，每度電大約耗標(biāo)煤0.34千克，按煤中碳含量70%計算，產(chǎn)生二氧化碳約0.87千克，按2020年全國火電發(fā)電量為53300億度計算，產(chǎn)生二氧化碳約為46.5億噸，實際統(tǒng)計數(shù)據(jù)為51.2億噸，占我國2020年二氧化碳總排放量比重為51.76%（如圖1所示）。

圖1為火電行業(yè)二氧化碳排放量

1.3

風(fēng)、光、水電項目是CCER的主要來源

國家核證自愿減排量，簡稱CCER，是指依據(jù)《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》的規(guī)定，經(jīng)國家發(fā)改委備案并在國家注冊登記系統(tǒng)中登記的溫室氣體自愿減排量，企業(yè)獲得CCER之后，可進(jìn)入碳配額市場進(jìn)行交易，或在履約期使用，以完成一定比例的配額清繳。目前，在全國7個試點區(qū)域市場CCER都可以進(jìn)行交易，按交易規(guī)則，排放企業(yè)每年可使用CCER抵減5%—10%的碳排放配額。

截至2020年10月，國家發(fā)改委公示CCER審定項目累計為2856個，備案項目為1047個，獲得減排量備案項目為287個，合計備案二氧化碳減排量為5294萬噸。從目前已審批的CCER項目來看，數(shù)量占比最大的為風(fēng)力發(fā)電，為90個，占比35%。其次為光伏發(fā)電，48個，占比19%。水電項目數(shù)量相對較少，數(shù)量占比僅為13%，但由于水電項目發(fā)電量大，減排量高，達(dá)1342萬噸，占總減排量比重為25.4%。

2017年發(fā)改委停止審批新的CCER項目至今，但2021年8月6日，北京綠色交易所有限公司發(fā)布了全國溫室氣體自愿減排注冊登記系統(tǒng)和交易系統(tǒng)的公開招標(biāo)，這或許是CCER重啟的重要標(biāo)志。隨著未來更多行業(yè)納入碳交易市場，CCER的需求有望持續(xù)上升，風(fēng)、光、水電等可再生能源類CCER項目將明顯增厚發(fā)電企業(yè)營收。

1.4

我國發(fā)電企業(yè)狀況

我國發(fā)電企業(yè)眾多，其中以五大發(fā)電集團(tuán)規(guī)模最大、最具代表性。五大發(fā)電集團(tuán)包括中國華能集團(tuán)、中國大唐集團(tuán)、中國華電集團(tuán)、中國國電集團(tuán)、中國電力投資集團(tuán)。截至2020年，上述五大發(fā)電集團(tuán)的裝機(jī)容量分別為19644萬千瓦、14870萬千瓦、16606萬千瓦、17628萬千瓦和25713萬千瓦。

從裝機(jī)結(jié)構(gòu)來看，五大發(fā)電集團(tuán)均以火電為主、新能源發(fā)電為輔。例如，國家能源集團(tuán)、華能集團(tuán)、華電集團(tuán)火電占比均在70%以上，國家電投集團(tuán)火電占比最低，為58.86%。不過，從近5年的發(fā)展來看，五大發(fā)電集團(tuán)風(fēng)電、光伏、水電的發(fā)電份額均實現(xiàn)了快速增長，火力發(fā)展比重逐年下降，而新能源發(fā)電占比穩(wěn)步上升。

2、碳交易市場對我國發(fā)電企業(yè)的影響邏輯

2.1

對成本端的影響

2021年7月16日，全國碳市場上線交易，首批納入的企業(yè)包括2225家發(fā)電企業(yè)，供給覆蓋二氧化碳排放量超過40%。目前，分配給電企的二氧化碳配額還是以免費配額為主，尚未直接體現(xiàn)在發(fā)電企業(yè)的成本項中。不過，根據(jù)歐盟的經(jīng)驗，在歐盟碳排放交易體系上線之后，一方面逐步收緊碳配額的供給總量；另一方面逐年加大拍賣比重，減少免費配額的比重。

在我國雙碳目標(biāo)的推動下，未來國內(nèi)碳交易市場碳配額總量控制將趨嚴(yán)，且電企獲取免費碳配額的難度將加大，一部分配額不可避免地通過拍賣方式有償分配給企業(yè)。一旦火電企業(yè)需要通過拍賣的方式購買配額，這部分費用就將直接內(nèi)化，并推升企業(yè)的度電成本。

2.2

對營收端的影響

2.3

對火電項目成本及凈利潤的敏感性測算

為進(jìn)一步分析碳交易市場對發(fā)電企業(yè)經(jīng)營的影響，我們選定100萬千瓦火電機(jī)組進(jìn)行測算，相關(guān)參數(shù)設(shè)定如下：

假定所測算項目機(jī)組容量為100萬千瓦。

發(fā)電小時數(shù)：取2019年和2020年全國火電機(jī)組利用小時數(shù)均值，約為4200小時。

火電煤耗：取中電聯(lián)公布的2020年全國供電煤耗值，約300克/千瓦時。

標(biāo)煤二氧化碳排放系數(shù)：每噸標(biāo)煤燃燒釋放2.73噸二氧化碳。

全國碳排放市場運行初期，火電企業(yè)碳配額相對寬松，初始假定火電企業(yè)3%的配額需要購買，但隨著未來全國碳市場總量控制趨嚴(yán)，火電企業(yè)碳配額需要購買的比重將逐步增加。

上網(wǎng)電價：取0.35元/千瓦時。

毛利率：取華能國際、大唐發(fā)電、國投電力三家企業(yè)公布的2020年火電業(yè)務(wù)度電成本均值。

測算結(jié)果表明，在配額價格50元/噸的情況下，火電廠按3%的比重購買碳配額，則企業(yè)度電成本將增加0.43%，若保持上網(wǎng)電價不變，則企業(yè)凈利潤下降2.80%。

與此同時，我們認(rèn)為，隨著全國碳交易市場總量控制趨嚴(yán)，發(fā)電企業(yè)未來需要購買配額的比重上升，這將進(jìn)一步導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)度電成本增加。為此，我們進(jìn)行了敏感性分析，其結(jié)果如表3、表4所示，當(dāng)碳配額價格為150元/噸且企業(yè)購買配額比例上升至7%時，發(fā)電企業(yè)度電成本將增加3.07%。若保持上網(wǎng)電價不變，發(fā)電企業(yè)凈利潤同比下降11.70%。

2.4

對風(fēng)、光電項目營收及利潤的敏感性測算

風(fēng)、光等綠色發(fā)電企業(yè)在項目運營初期，國家出于鼓勵低碳綠色發(fā)電項目發(fā)展的需要，將按一定的減排比例授予企業(yè)相應(yīng)的CCER，企業(yè)可以通過出售CCER增厚營收。本文選定30萬千瓦風(fēng)/光電項目進(jìn)行測算，相關(guān)參數(shù)設(shè)定如下：

發(fā)電小時數(shù)：選取2020年全國不同區(qū)域風(fēng)、光平均利用小時數(shù)均值，分別為2100小時和1150小時。

減排量轉(zhuǎn)化CCER比例：政策對于尚未能實現(xiàn)盈虧平衡的風(fēng)、光電項目的補(bǔ)貼支持力度相對較大，但隨著風(fēng)、光電項目技術(shù)逐步成熟，成本下降后，補(bǔ)貼力度相應(yīng)減弱。因此，我們假定新能源項目申請CCER成功后，項目產(chǎn)生的減排量將逐步按遞減系數(shù)轉(zhuǎn)化為CCER。

風(fēng)、光上網(wǎng)電價：參考2020年各省份燃煤基準(zhǔn)價，取0.35元/千瓦時。

營業(yè)成本：以三峽能源、國投電力以及節(jié)能風(fēng)電等上市公司相關(guān)業(yè)務(wù)毛利率平均值為參考，風(fēng)電項目約為51.5%，光電項目約為52.5%。

期間費用率：參考三峽能源、節(jié)能風(fēng)電、大唐新能源等公司數(shù)據(jù)，風(fēng)電項目為20%，光電項目為25%。

測算結(jié)果（如表5所示）表明，對于風(fēng)電項目，如果項目產(chǎn)生CCER全部按50元/噸價格出售，則企業(yè)營收可增加11.67%，凈利潤增加29.57%。對于光伏發(fā)電項目，企業(yè)營收可增加11.67%，凈利潤增加31.93%。

盡管如此，我們認(rèn)為，隨著新能源項目的經(jīng)濟(jì)性不斷提升，國家政策對于新項目審批以及CCER授予的比重將逐步下降，為此，我們進(jìn)行了敏感性分析，結(jié)果如表6、表7、表8所示。最樂觀的情況下，即當(dāng)轉(zhuǎn)化比例為100%，且碳配額價格達(dá)到150元/噸時，風(fēng)、光電項目營收可增厚35%，風(fēng)電和光電項目的凈利潤可分別增厚88.79%和95.66%。

短期來看，碳交易市場上線初期，由于碳配額分配相對較為寬松，碳價難以對發(fā)電企業(yè)成本造成實質(zhì)性影響。此外，2017年之后，全國CCER項目審批終止，新能源項目暫時難以獲得CCER補(bǔ)貼。

中長期來看，發(fā)電企業(yè)無法忽視碳交易市場對企業(yè)成本以及營收帶來的影響。一方面，隨著國家政策對碳排放總量控制趨嚴(yán)，配額價格有望進(jìn)一步上漲，且電企需要購買配額的比例將上升，從而直接導(dǎo)致企業(yè)發(fā)電成本增加；另一方面，CCER審批后續(xù)有望放開，新能源發(fā)電項目未來依然能夠獲得部分CCER，進(jìn)入配額市場交易后增厚企業(yè)營收。

來源：全國能源信息平臺

碳交易對不同類型發(fā)電企業(yè)影響及對策

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