碳交易对不同类型发电企业影响及对策

: 中国电力网; 2021-09-26; 来源：中国电力网

7月16日，全国碳排放市场上线，首批纳入2225家发电企业，涉及碳排放量超40亿吨，占我国全年碳排放量的比重超40%。目前我国发电结构中，火电占据绝对比重，装机容量占比超55%，年发电量占比超75%。其余的，风、光伏以及水电等发电形式虽然绝对占比不大，但发展速度较快。短期来看，碳交易市场上线初期，由于碳配额分配相对宽松，碳价难以对发电企业成本造成实质性影响。中长期来看，发电企业不能忽视碳交易市场对企业成本以及营收带来的影响。

对于发电企业而言，碳交易市场对企业营收的影响来自两个方面：其一，电价上涨增厚营收。火电企业购买碳配额内化为企业经营成本，推高度电成本。其二，正如前述，国家以审核授予CCER的补贴形式鼓励新能源产业的发展，我国的风电、光伏以及水电项目将产生大量的CCER，是市场CCER供给的主要来源。对这些企业而言，出售CCER将直接增厚营收。

1、发电行业在我国碳市场中扮演重要角色

1.1

我国火力发电占比较高

从总装机量来看，截至2021年6月，我国发电企业总装机容量达22.57亿千瓦。其中，火电、水电、风电、太阳能和核电的装机容量占比分别为56.40%、16.68%、11.76%、12.88%和2.28%，火电发电装机容量占半壁江山。

与此同时，从发电量来看，2020年全年，我国发电企业总发电量为7.78万亿度。其中，火电、水电、风电、太阳能和核电的发电量占比分别为71.07%、18.07%、4.65%、1.61%和4.60%。风、光、水电容易受到季节性等因素影响，相比而言，火力发电稳定性较好，其发电比重相对于装机比重更高。

1.2

火力发电二氧化碳排放量占全国总排放量超50%

火力发电是我国主要的发电方式，发电环节二氧化碳的排放主要源于煤炭等化石燃料的燃烧，每度电大约耗标煤0.34千克，按煤中碳含量70%计算，产生二氧化碳约0.87千克，按2020年全国火电发电量为53300亿度计算，产生二氧化碳约为46.5亿吨，实际统计数据为51.2亿吨，占我国2020年二氧化碳总排放量比重为51.76%（如图1所示）。

图1为火电行业二氧化碳排放量

1.3

风、光、水电项目是CCER的主要来源

国家核证自愿减排量，简称CCER，是指依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家发改委备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，企业获得CCER之后，可进入碳配额市场进行交易，或在履约期使用，以完成一定比例的配额清缴。目前，在全国7个试点区域市场CCER都可以进行交易，按交易规则，排放企业每年可使用CCER抵减5%—10%的碳排放配额。

截至2020年10月，国家发改委公示CCER审定项目累计为2856个，备案项目为1047个，获得减排量备案项目为287个，合计备案二氧化碳减排量为5294万吨。从目前已审批的CCER项目来看，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%。

2017年发改委停止审批新的CCER项目至今，但2021年8月6日，北京绿色交易所有限公司发布了全国温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统的公开招标，这或许是CCER重启的重要标志。随着未来更多行业纳入碳交易市场，CCER的需求有望持续上升，风、光、水电等可再生能源类CCER项目将明显增厚发电企业营收。

1.4

我国发电企业状况

我国发电企业众多，其中以五大发电集团规模最大、最具代表性。五大发电集团包括中国华能集团、中国大唐集团、中国华电集团、中国国电集团、中国电力投资集团。截至2020年，上述五大发电集团的装机容量分别为19644万千瓦、14870万千瓦、16606万千瓦、17628万千瓦和25713万千瓦。

从装机结构来看，五大发电集团均以火电为主、新能源发电为辅。例如，国家能源集团、华能集团、华电集团火电占比均在70%以上，国家电投集团火电占比最低，为58.86%。不过，从近5年的发展来看，五大发电集团风电、光伏、水电的发电份额均实现了快速增长，火力发展比重逐年下降，而新能源发电占比稳步上升。

2、碳交易市场对我国发电企业的影响逻辑

2.1

对成本端的影响

2021年7月16日，全国碳市场上线交易，首批纳入的企业包括2225家发电企业，供给覆盖二氧化碳排放量超过40%。目前，分配给电企的二氧化碳配额还是以免费配额为主，尚未直接体现在发电企业的成本项中。不过，根据欧盟的经验，在欧盟碳排放交易体系上线之后，一方面逐步收紧碳配额的供给总量；另一方面逐年加大拍卖比重，减少免费配额的比重。

在我国双碳目标的推动下，未来国内碳交易市场碳配额总量控制将趋严，且电企获取免费碳配额的难度将加大，一部分配额不可避免地通过拍卖方式有偿分配给企业。一旦火电企业需要通过拍卖的方式购买配额，这部分费用就将直接内化，并推升企业的度电成本。

2.2

对营收端的影响

2.3

对火电项目成本及净利润的敏感性测算

为进一步分析碳交易市场对发电企业经营的影响，我们选定100万千瓦火电机组进行测算，相关参数设定如下：

假定所测算项目机组容量为100万千瓦。

发电小时数：取2019年和2020年全国火电机组利用小时数均值，约为4200小时。

火电煤耗：取中电联公布的2020年全国供电煤耗值，约300克/千瓦时。

标煤二氧化碳排放系数：每吨标煤燃烧释放2.73吨二氧化碳。

全国碳排放市场运行初期，火电企业碳配额相对宽松，初始假定火电企业3%的配额需要购买，但随着未来全国碳市场总量控制趋严，火电企业碳配额需要购买的比重将逐步增加。

上网电价：取0.35元/千瓦时。

毛利率：取华能国际、大唐发电、国投电力三家企业公布的2020年火电业务度电成本均值。

测算结果表明，在配额价格50元/吨的情况下，火电厂按3%的比重购买碳配额，则企业度电成本将增加0.43%，若保持上网电价不变，则企业净利润下降2.80%。

与此同时，我们认为，随着全国碳交易市场总量控制趋严，发电企业未来需要购买配额的比重上升，这将进一步导致发电企业度电成本增加。为此，我们进行了敏感性分析，其结果如表3、表4所示，当碳配额价格为150元/吨且企业购买配额比例上升至7%时，发电企业度电成本将增加3.07%。若保持上网电价不变，发电企业净利润同比下降11.70%。

2.4

对风、光电项目营收及利润的敏感性测算

风、光等绿色发电企业在项目运营初期，国家出于鼓励低碳绿色发电项目发展的需要，将按一定的减排比例授予企业相应的CCER，企业可以通过出售CCER增厚营收。本文选定30万千瓦风/光电项目进行测算，相关参数设定如下：

发电小时数：选取2020年全国不同区域风、光平均利用小时数均值，分别为2100小时和1150小时。

减排量转化CCER比例：政策对于尚未能实现盈亏平衡的风、光电项目的补贴支持力度相对较大，但随着风、光电项目技术逐步成熟，成本下降后，补贴力度相应减弱。因此，我们假定新能源项目申请CCER成功后，项目产生的减排量将逐步按递减系数转化为CCER。

风、光上网电价：参考2020年各省份燃煤基准价，取0.35元/千瓦时。

营业成本：以三峡能源、国投电力以及节能风电等上市公司相关业务毛利率平均值为参考，风电项目约为51.5%，光电项目约为52.5%。

期间费用率：参考三峡能源、节能风电、大唐新能源等公司数据，风电项目为20%，光电项目为25%。

测算结果（如表5所示）表明，对于风电项目，如果项目产生CCER全部按50元/吨价格出售，则企业营收可增加11.67%，净利润增加29.57%。对于光伏发电项目，企业营收可增加11.67%，净利润增加31.93%。

尽管如此，我们认为，随着新能源项目的经济性不断提升，国家政策对于新项目审批以及CCER授予的比重将逐步下降，为此，我们进行了敏感性分析，结果如表6、表7、表8所示。最乐观的情况下，即当转化比例为100%，且碳配额价格达到150元/吨时，风、光电项目营收可增厚35%，风电和光电项目的净利润可分别增厚88.79%和95.66%。

短期来看，碳交易市场上线初期，由于碳配额分配相对较为宽松，碳价难以对发电企业成本造成实质性影响。此外，2017年之后，全国CCER项目审批终止，新能源项目暂时难以获得CCER补贴。

中长期来看，发电企业无法忽视碳交易市场对企业成本以及营收带来的影响。一方面，随着国家政策对碳排放总量控制趋严，配额价格有望进一步上涨，且电企需要购买配额的比例将上升，从而直接导致企业发电成本增加；另一方面，CCER审批后续有望放开，新能源发电项目未来依然能够获得部分CCER，进入配额市场交易后增厚企业营收。

来源：全国能源信息平台

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