碳交易對不同類型發電企業影響及對策
中國電力網發布時間：2021-09-26 15:51:05
7月16日，全國碳排放市場上線，首批納入2225家發電企業，涉及碳排放量超40億噸，占我國全年碳排放量的比重超40%。目前我國發電結構中，火電占據絕對比重，裝機容量占比超55%，年發電量占比超75%。其余的，風、光伏以及水電等發電形式雖然絕對占比不大，但發展速度較快。短期來看，碳交易市場上線初期，由于碳配額分配相對寬松，碳價難以對發電企業成本造成實質性影響。中長期來看，發電企業不能忽視碳交易市場對企業成本以及營收帶來的影響。
對于發電企業而言，碳交易市場對企業營收的影響來自兩個方面：其一，電價上漲增厚營收。火電企業購買碳配額內化為企業經營成本，推高度電成本。其二，正如前述，國家以審核授予CCER的補貼形式鼓勵新能源產業的發展，我國的風電、光伏以及水電項目將產生大量的CCER，是市場CCER供給的主要來源。對這些企業而言，出售CCER將直接增厚營收。
從總裝機量來看，截至2021年6月，我國發電企業總裝機容量達22.57億千瓦。其中，火電、水電、風電、太陽能和核電的裝機容量占比分別為56.40%、16.68%、11.76%、12.88%和2.28%，火電發電裝機容量占半壁江山。
與此同時，從發電量來看，2020年全年，我國發電企業總發電量為7.78萬億度。其中，火電、水電、風電、太陽能和核電的發電量占比分別為71.07%、18.07%、4.65%、1.61%和4.60%。風、光、水電容易受到季節性等因素影響，相比而言，火力發電穩定性較好，其發電比重相對于裝機比重更高。
火力發電是我國主要的發電方式，發電環節二氧化碳的排放主要源于煤炭等化石燃料的燃燒，每度電大約耗標煤0.34千克，按煤中碳含量70%計算，產生二氧化碳約0.87千克，按2020年全國火電發電量為53300億度計算，產生二氧化碳約為46.5億噸，實際統計數據為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）。
國家核證自愿減排量，簡稱CCER，是指依據《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》的規定，經國家發改委備案并在國家注冊登記系統中登記的溫室氣體自愿減排量，企業獲得CCER之后，可進入碳配額市場進行交易，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個試點區域市場CCER都可以進行交易，按交易規則，排放企業每年可使用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，數量占比最大的為風力發電，為90個，占比35%。其次為光伏發電，48個，占比19%。水電項目數量相對較少，數量占比僅為13%，但由于水電項目發電量大，減排量高，達1342萬噸，占總減排量比重為25.4%。
2017年發改委停止審批新的CCER項目至今，但2021年8月6日，北京綠色交易所有限公司發布了全國溫室氣體自愿減排注冊登記系統和交易系統的公開招標，這或許是CCER重啟的重要標志。隨著未來更多行業納入碳交易市場，CCER的需求有望持續上升，風、光、水電等可再生能源類CCER項目將明顯增厚發電企業營收。
我國發電企業眾多，其中以五大發電集團規模最大、最具代表性。五大發電集團包括中國華能集團、中國大唐集團、中國華電集團、中國國電集團、中國電力投資集團。截至2020年，上述五大發電集團的裝機容量分別為19644萬千瓦、14870萬千瓦、16606萬千瓦、17628萬千瓦和25713萬千瓦。
從裝機結構來看，五大發電集團均以火電為主、新能源發電為輔。例如，國家能源集團、華能集團、華電集團火電占比均在70%以上，國家電投集團火電占比最低，為58.86%。不過，從近5年的發展來看，五大發電集團風電、光伏、水電的發電份額均實現了快速增長，火力發展比重逐年下降，而新能源發電占比穩步上升。
2021年7月16日，全國碳市場上線交易，首批納入的企業包括2225家發電企業，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，尚未直接體現在發電企業的成本項中。不過，根據歐盟的經驗，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。
在我國雙碳目標的推動下，未來國內碳交易市場碳配額總量控制將趨嚴，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。一旦火電企業需要通過拍賣的方式購買配額，這部分費用就將直接內化，并推升企業的度電成本。
對于發電企業而言，碳交易市場對企業營收的影響來自兩個方面：其一，電價上漲增厚營收。火電企業購買碳配額內化為企業經營成本，推高度電成本。其二，正如前述，國家以審核授予CCER的補貼形式鼓勵新能源產業的發展，我國的風電、光伏以及水電項目將產生大量的CCER，是市場CCER供給的主要來源。對這些企業而言，出售CCER將直接增厚營收。
為進一步分析碳交易市場對發電企業經營的影響，我們選定100萬千瓦火電機組進行測算，相關參數設定如下：
發電小時數：取2019年和2020年全國火電機組利用小時數均值，約為4200小時。
火電煤耗：取中電聯公布的2020年全國供電煤耗值，約300克/千瓦時。
標煤二氧化碳排放系數：每噸標煤燃燒釋放2.73噸二氧化碳。
全國碳排放市場運行初期，火電企業碳配額相對寬松，初始假定火電企業3%的配額需要購買，但隨著未來全國碳市場總量控制趨嚴，火電企業碳配額需要購買的比重將逐步增加。
毛利率：取華能國際、大唐發電、國投電力三家企業公布的2020年火電業務度電成本均值。
測算結果表明，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，則企業度電成本將增加0.43%，若保持上網電價不變，則企業凈利潤下降2.80%。
與此同時，我們認為，隨著全國碳交易市場總量控制趨嚴，發電企業未來需要購買配額的比重上升，這將進一步導致發電企業度電成本增加。為此，我們進行了敏感性分析，其結果如表3、表4所示，當碳配額價格為150元/噸且企業購買配額比例上升至7%時，發電企業度電成本將增加3.07%。若保持上網電價不變，發電企業凈利潤同比下降11.70%。
風、光等綠色發電企業在項目運營初期，國家出于鼓勵低碳綠色發電項目發展的需要，將按一定的減排比例授予企業相應的CCER，企業可以通過出售CCER增厚營收。本文選定30萬千瓦風/光電項目進行測算，相關參數設定如下：
發電小時數：選取2020年全國不同區域風、光平均利用小時數均值，分別為2100小時和1150小時。
減排量轉化CCER比例：政策對于尚未能實現盈虧平衡的風、光電項目的補貼支持力度相對較大，但隨著風、光電項目技術逐步成熟，成本下降后，補貼力度相應減弱。因此，我們假定新能源項目申請CCER成功后，項目產生的減排量將逐步按遞減系數轉化為CCER。
風、光上網電價：參考2020年各省份燃煤基準價，取0.35元/千瓦時。
營業成本：以三峽能源、國投電力以及節能風電等上市公司相關業務毛利率平均值為參考，風電項目約為51.5%，光電項目約為52.5%。
期間費用率：參考三峽能源、節能風電、大唐新能源等公司數據，風電項目為20%，光電項目為25%。
測算結果（如表5所示）表明，對于風電項目，如果項目產生CCER全部按50元/噸價格出售，則企業營收可增加11.67%，凈利潤增加29.57%。對于光伏發電項目，企業營收可增加11.67%，凈利潤增加31.93%。
盡管如此，我們認為，隨著新能源項目的經濟性不斷提升，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，我們進行了敏感性分析，結果如表6、表7、表8所示。最樂觀的情況下，即當轉化比例為100%，且碳配額價格達到150元/噸時，風、光電項目營收可增厚35%，風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，碳價難以對發電企業成本造成實質性影響。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補貼。
中長期來看，發電企業無法忽視碳交易市場對企業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，配額價格有望進一步上漲，且電企需要購買配額的比例將上升，從而直接導致企業發電成本增加；另一方面，CCER審批后續有望放開，新能源發電項目未來依然能夠獲得部分CCER，進入配額市場交易后增厚企業營收。
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