全国碳交易市场启动在即 对电力企业影响几何？

美国：未形成全国统一碳排放交易体系，碳交易依靠区域性协议

由于美国并未签署《京都议定书》，不需承担强制减排义务，因此没有成立全国性的碳交易体系。美国主要依靠部分地方政府和企业探索区域层面的碳交易体系建设，其中较为知名的体系包括区域温室气体行动（RGGI）、西部气候倡议（WCI）、加州总量控制与交易体系和芝加哥气候交易所（CCX）。

区域温室气体行动（RGGI）是美国第一个以市场为基础的强制性减排体系，由美国纽约州前州长乔治·帕塔基于2003年创立，于2009年正式实施。RGGI由美国东北部的10个州组成，仅纳入电力行业，将该区域2005年后所有装机容量超过25兆瓦的化石燃料电厂列为排放单位，要求到2018年其排放量比2009年减少10%。该计划规定配额分配方式是基于各州的历史碳排放量，并根据用电量、人口、预测的新排放源，以及协商情况等因素进行调整。

西部气候倡议（WCI）和加州总量控制与交易体系于2007年发起，参与方包括加拿大的4个省和美国的加利福尼亚州，采用区域限额与交易机制，目标是到2020年该地区的温室气体排放量在2005年基础上减少15%。该计划于2013年1月1日开始运行，每3年为一个履约期。初期的实施对象包括发电行业和大工业企业；2015年将纳入居民、商业和其他工业、交通燃料。

芝加哥气候交易所（CCX）是全球首个基于国际条约并由法律约束的温室气体排放权交易平台，会员自愿参与。CXX自2003年起以会员制开始运营，涉及航空、汽车、电力、环境、交通等数十个不同行业。CCX根据会员的排放基准线和减排时间表签发减排配额，如果会员减排量超出了自身的减排配额，则可以将超出部分在CCX交易或储存，如果没达到自身承诺的减排配额，则需要在市场上购买CFI，同时，CCX也接受其他项目的减排量进行碳中和交易，是美国唯一认可CDM项目的交易体系。CCX会员分两类：一类是来自企业、城市和其它排放温室气体的各个实体单位，它们必须遵守其承诺的减排目标；另一类是该交易所的参与者。交易所开展的减排交易项目涉及二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化物和六氟化硫等6种温室气体。

日本：中央和地方合力共同建设碳交易市场，积极进行国际碳交易

日本作为全球较早着手低碳发展战略的国家，在减排领域做了大量的尝试，既有中央层面的全国性的JVETS体系、JVER体系、JEET体系等，也有以东京、京都为代表的地区性强制交易体系。

中央层面：日本国家级别的碳交易市场主要由环境省和经济产业省推动。环境省设计了JVETS系统和JVER系统，其中JVETS系统主要针对低能耗产业，例如酒店、办公楼等公用设施以及食品饮料业和其他制造业，JVER系统主要针对林业；经济贸易产业省设立的JEETS系统主要是针对大型、高能耗企业。但所有体系都是以自愿参与为主，缺乏强制性，所以导致碳交易市场需求低迷，收效甚微。

地方层面：地方层面的碳交易市场主要依靠国家的政策引导和地方政府的支持下，目前主要的地方性碳交易市场有东京、埼玉和京都。地方性碳交易市场主要以强制性为主，对交易规则有严格的设定，可操作性强，参与实体的履约率较高，实际效果更好。

由于国内减排潜力有限，日本将目标对准国际市场，通过将《京都议定书》的三个合作机制以及自创的双边碳抵消机制（BOCM），从国际市场获得碳减排量。早期由于俄罗斯、乌克兰中东欧等国重工业萎缩，其碳排放量下滑并明显低于《京都议定书》配额，日本将中东欧国家作为重要的碳交易伙伴，从他们手中购入大量碳排放权。但是随着环境问题愈发严重，中东欧国家相继着手制定更严格的减排标准，碳排放配额作为稀缺资源价格呈上升趋势，抑制了日本的需求。此后日本为了获得碳减排量，创设了双边碳抵消机制（BOCM），日本通过向发展中国家提供低碳环保技术、产品、服务以及基础设施建设等方面的国际援助，并在东道国投资建设BOCM项目，换取相应数量的温室气体减排量（或者移除量）用于日本实现温室气体排放减排目标。BOCM机制发挥了日本在资金和节能技术上的优势，以更低的综合成本完成国家层面的碳减排目标。

韩国：采用总量控制模式，配额逐步将以免费分配为主、有偿拍卖为辅

韩国碳排放交易制度采用“总量控制型”交易模式，温室气体排放交易覆盖范围包括了发电行业、工业领域、农业、捕鱼业、公共废弃物处理行业、建筑物领域（包括公共建筑物）和交通行业。韩国目前共设定了三个承诺期，在三个承诺期期内，碳排放的配额分配从免费过渡到以免费分配为主、有偿拍卖为辅的方式。

1.3 中国：全国碳市场有望七月上线，覆盖行业将由发电逐步扩大到八个高排放行业

2004年，为加强对清洁发展机制项目活动管理，国家科学技术部颁布《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》，自此，我国开始以CDM机制与发达国家合作，参与国际碳交易。2005年起。我国CDM注册项目数逐年提升，到2012年达到顶峰。2013年随着全球最大碳交易市场欧盟碳交易所对碳交易设置更多限制以及全球CERs签发过多，供给过剩等多方面因素影响下，我国CDM注册项目数骤减，2015年后基本没有了新CDM项目。截至2019年底，我国已注册CDM项目数量为3764个，其中云南、四川、内蒙古三省项目数最多。分类型看，我国CDM项目以风能和水电为主，合计CDM项目数超8成。

由于我国参与的CDM项目大部分以追求经济效益为主，对本地环境改善、社会环境效益增加和可持续发展贡献较小，同时还存在项目分布不均、推动技术转让的效果不佳等问题。因此自2011年起我国开始逐步建设自己的碳交易市场，我国碳交易市场建设大致可分为三个阶段：

第一阶段（2011年至2017年）地方试点阶段：2011年10月国家发展改革委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七省市开展碳交易试点工作。2013年6月，深圳碳排放权交易市场在全国七家试点省市中率先启动交易。2014年发布的《碳排放权交易管理暂行方法》首次从国家层面上明确了全国统一的碳市场总体框架。2015年9月，《中美元首气候变化联合声明》中我国首次提出将于2017年启动全国碳排放交易体系。

第二阶段（2017年-2020年）全国碳市场的建设、模拟与完善阶段：2017年12月国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，这标志着全国碳市场完成总体设计，正式启动。在严格评审后，国家决定全国碳交易注册登记系统落户湖北，全国碳排放交易系统落户上海。截至2020年8月，试点省市碳市场累计成交量超过4亿吨，累计成交额超过90亿元。

第三阶段（2021年-）全国碳市场落地运行阶段：2020年12月25日，《碳排放权交易管理办法（试行）》由生态环境部部务会议审议通过，并于2021年2月1日起施行。本次《办法》的颁布是为了通过市场机制作用，推动温室气体减排，规定年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量且属于全国碳排放权交易市场覆盖行业的公司将被列入温室气体重点排放单位。2021年5月，生态环境部发布了《碳排放权登记管理规则（试行）》《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》，三项文件分别对应登记、交易和结算三项制度规则，以进一步规范全国碳排放权登记、交易、结算活动。生态环境部表示，全国碳排放权注册登记机构成立前，将由湖北碳排放权交易中心承担全国碳排放权注册登记系统账户开立和运行维护等具体工作。全国碳排放权交易机构成立前，将由上海环境能源交易所承担全国碳排放权交易系统账户开立和运行维护等具体工作。

在全国碳市场运行初期，我国仅有发电行业（首批2225家企业）进入市场，参与市场的发电企业排放总量约40亿吨，占全国排放量的40%左右。根据生态环境部应对气候变化司司长李高此前介绍，“十四五”期间将进一步加快碳市场的建设，并把包括钢铁、水泥、化工等其他重点行业加快纳入进来。根据国合会专家介绍，碳交易市场最终将涵盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高排放行业。

1.4 碳市场助推能源结构转型，预计实现碳中和前我国碳价会呈持续上升趋势

碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构转型。在碳交易市场运行后，政府将以碳配额发放量来决定市场供需情况，影响碳价。发电企业会将排碳成本内化到企业内部成本中，煤电企业的边际成本会发生变化，并最终影响企业的盈利能力。

我们认为碳交易市场运行后会从三方面影响电力行业，最终推动行业向可再生能源转型：1）通过碳价削减高碳发电的经济性，使低碳发电更具有竞争力，鼓励从高碳发电向低碳发电转变；2）提高了以高碳燃料为基础的电力价格，在市场电交易中削弱煤电竞争力，促使可再生电的消费量提升；3）增厚新能源发电项目的利润，提升投资者对新能源发电项目的回报率预期，刺激企业对低碳技术和能源的投资。压缩煤电的利润空间，降低其投资回报率，使投资者减少对煤电的投资。

2020年我国七试点省市累计碳成交量5784.26万吨，累计成交金额15.96亿元，成交均价为27.59元/吨。我国碳交易市场经过7年的发展后，各试点省份交易量和成交均价差别较大。广东省是交易最活跃的省份，2020年累计成交量和成交额分别达到3211.24万吨和8.20亿元，分别占七个试点省份总量的55.52%和51.35%。北京的成交均价持续高于其它试点省份，2020年平均吨成交价为91.81元/吨，而其它试点省份成交均价多处于20至40元/吨的区间中。

预计碳交易运行初期碳价将较为平稳，有望保持2020年试点省份的平均水平。由于我国碳市场初期将采用基准线法，按照企业的装机规模和燃料类型提出碳排放基准值，以此分配配额并确定排放相对上限，并不制定总量控制目标。同时我国火电企业多为央企和国企，本身还有节能减排改造空间和大量CCER项目储备。因此我们预计碳交易市场不会在短期内形成一个过高的碳价，运行初期碳价有望保持2020年试点省份的平均水平。

长期看，我国碳价将会逐步提升，直至实现碳中和。在“双碳”背景下，启动全国碳交易市场的根本目的是减少碳排放。因此在碳市场运行的初期平稳渡过后，为了更好的发挥其调控作用，我们认为碳排放额度的分配会逐步收紧，并一定时间后与碳排放总额绝对值挂钩，加速收紧配额，碳价会因供给缩减逐步提升。长期来看，在实现碳中和目标前，我国碳价格整体会呈现持续上升趋势。

2. 碳市场运行后，电力企业盈利测算

火电：碳市场运行后中短期内对企业影响较小，初期净利润下降约1.7%

基于四方面原因，我们预计碳中和运行后中短期内火电企业受影响较小：

1）火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力较小。根据生态环境部规划，“十四五”期间发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高排放行业都会进入碳交易市场。由于火电企业是最早开始进行超低排放改造行业（根据中电联数据，截至2020年底，我国达到超低排放限值的煤电机组约9.5亿千瓦，约占全国煤电总装机容量88%），对煤炭的燃料效率很高（但伴随技术进步，仍有一定的改造升级空间），在控制碳排放方面与其它行业相比具有明显的比较优势。因此我们认为初期对煤电企业的碳排放约束会相对宽松，政府会对其它有更大碳减排改造空间的行业进行更严格的减排约束。

2 ）主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以进行部分内部的中和。我国主要火电能源集团内部都有大量的可再生能源项目，根据各公司年报。截至2020年底，华能国际、大唐发电、中国电力可再生能源装机（仅包括风电、光伏及生物质发电）占燃煤发电装机容量的比分别为11.93%、12.96%和37.74%，公司可以通过自身拥有的新能源装机提供减排配额，降低购买碳配额带来的业绩影响。

3)火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本应由下游承担。随着新能源快速发展，火电角色将由主力电源角色逐步转变为调峰角色（详细逻辑请看我们此前发布的报告：《碳中和系列报告二：电力市场改革深水区，成本回收机制改革之容量电价》）。当火电机组进行深度调峰后，机组负荷和再热蒸汽温度都会降低，锅炉效率会明显受到影响，不完全燃烧会增加，从而增加度电的碳排放。我们认为火电机组因调峰产生的额外减排成本会类似抽水蓄能一样，由各级电网合理分摊，企业本身不会承担这部分成本。

4)实现碳中和目标需要全社会共同努力，减排企业有望将部分减排成本疏导至下游。我们认为实现“双碳”目标是全社会共同的责任，八大减排行业不应承担全部减排成本。八大行业对国民经济发展都具有巨大的影响，如果由其单独承担减排成本，会明显抑制行业发展，可能会产生一系列连锁反应。因此我们认为减排企业有望将部分减排成本疏导至下游，由全社会共同承担减排成本。

碳市场运行初期，火电度电成本增加0.0008元，净利润约下降1.7%。我们以30万千瓦机组为例，对单机组在碳市场运行后的利润进行了测算，以下为测算数据选取来源和假设依据：

利用小时数：为了减少疫情带来的利用小时数偏差，我们选取2019年和2020年两年全国火电机组利用小时数平均值，为4254.5小时。

供电煤耗：选取中电联公布的2021年1至5月全国供电煤耗值，299.1克/千瓦时。

标煤二氧化碳的排放系数：根据中电联公布的2020年煤电排放数据倒算。

火电企业需购买的碳排放配额比例：我们认为全国碳市场运行初期将以稳妥运行为主，配额发放相对宽松，故假设初期需要购买配额的企业平均购买2%的配额。

火电度电收入和营业成本：我们测算了华能国际、华电国际、大唐发电及国投电力4家公司公布2020年火电业务度电成本，并选取平均值。

暂不考虑购买碳配额产生的费用。

我们认为随着时间的推移，火电企业需要购买的排放配额和碳价都将逐步提升。因此在其它假设条件不变的前提下，我们调整了火电企业购买碳配额比和碳价，对度电成本和净利润增加比例进行敏感性测算。

风光：碳市场运行初期，预计风光度电收入有望增加0.025元，风电项目净利润增加23%，光伏项目净利润增加26%

设计碳交易市场制度的核心目的是降低碳排放，鼓励发展新能源。国家为实现“双碳”目标，设计了包括碳交易、CCER、绿证等制度，本质上都为了降低碳排放，促进新能源行业发展。在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。

碳市场运行初期，新能源项目度电收入约增加0.025元，项目营收增加比例为6.92%，风电项目净利润增加22.8%，光伏项目净利润增加26.0%。我们以5万千瓦风光项目为例，对平价项目在碳市场运行后的利润进行了测算，以下为测算数据选取来源和假设依据：

利用小时数：由于风光电源优先发电，并且发电量占比较小，因此我们不考虑疫情影响，故选取了2020年全国风光平均利用小时数平均值，分别为2097小时和1160小时。

火电度电供电碳排放：参照火电测算时使用数据。

项目碳减排量：虽然风光不是完全零排放，但是由于碳排放量极低，因此我们以零碳排放计算。

减排量转化配额比例：我们认为存量补贴项目享受双重补贴概率较低，参与碳交易市场项目应该都为平价项目。而为了促进新能源行业发展，提升平价项目收益率，我们认为当新能源项目申请CCER成功后，项目产生的全部减排量都可以转化为配额进入碳市场进行交易。

风光平价项目电价：根据《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，我们假设风光平价项目上网电价将以煤电基准价执行，我们参考2020年各省份燃煤基准价，取值0.4元/千瓦时，扣除增值税后为0.354元/千瓦时。

营业成本：以三峡能源、华能国际、大唐发电、国投电力公布的业务毛利率平均值为参考进行假设。

期间费用率：参考龙源电力、三峡能源、节能风电、太阳能、中闽能源、大唐新能源等上市公司数据。

暂不考虑出售碳配额产生的费用。

由于目前各大能源投资主体对优质新能源项目竞争较为激励，项目中标电价较基准电价有较大折价，出售碳配额对于竞价项目利润贡献将更为明显。

我们认为随着时间的推移，新能源项目碳减排量转化为配额参与碳市场交易比可能会下降，碳价将逐步提升。因此在其它假设条件不变的前提下，我们调整了新能源项目减排量转化为配额参与碳市场交易比和碳价，对项目度电收入和净利润增加比例进行敏感性测算。