发电行业：配额收紧火电公司碳支出方差较大

配额收紧，火电公司碳支出方差较大

核心内容

本报告分析了碳配额政策对火电企业盈利能力的影响，指出随着全国碳市场的发展，碳配额趋紧和碳价上涨已成为趋势，火电企业碳支出差异显著，部分企业面临较大的利润压力。同时，报告也指出具备高能效机组、良好碳资产管理能力以及新能源发展的企业更具竞争优势。

主要观点

• 碳配额收紧与碳价上行：全国碳市场在2021年启动，碳价显著上涨，预计未来配额发放将更加严格，有偿分配机制将逐步引入，这将对火电企业成本结构产生深远影响。
• 碳支出与盈利影响：2023年，内蒙华电因碳支出净额5.5亿，利润总额被拉低最多可达18%。碳配额缺口或盈余与碳价共同决定企业的碳支出或收益，影响其盈利能力。
• 机组容量与负荷率影响：不同容量等级的机组在碳配额缺口或盈余方面存在差异，300MW及以下机组因碳配额基准值较高，即使能效较差，也可能在部分负荷率下表现更优。然而，当负荷率下降至30%以下时，碳配额补偿机制失效，缺口显著增加。
• 区域差异与套利机会：地方试点碳市场碳价差异较大，如福建碳价仅为23元/吨，而北京达115元/吨，部分企业可能通过跨市场交易节省碳支出。
• “五大六小”平台表现优异：以华能国际、国电电力、华润电力等为代表的“五大六小”发电集团旗下的火电企业，在碳配额管理方面表现突出，多数实现净收益，而区域型火电公司如内蒙华电、粤电力A则面临较大碳支出压力。
• 未来趋势：随着碳配额趋紧和碳价上行，火电企业将面临更大的成本压力，但高能效机组、碳资产管理能力和新能源发展可形成组合优势，提升其在碳市场中的竞争力。

关键信息

• 碳配额与碳排放量：碳配额由供电基准值、供热基准值和修正系数决定，而碳排放量则与机组供电煤耗、供热比和燃料种类相关。
• 碳配额缺口/盈余测算：
  • 在30%负荷率下，300MW及以下机组碳配额缺口相对较大。
  • 在40% - 60%负荷率下，碳配额缺口最小，补偿机制最有效。
  • 300MW及以上机组在30% - 100%负荷率下单位供电量碳配额盈余更大。
• 碳支出对盈利影响：
  • 当外购碳配额比例提升至5%-8%，碳价约80-120元/吨时，煤电机组度电成本增加0.347-0.833分，度电净利润下降11.1%-26.5%，ROE下降至6.19%-7.5%。
• 碳资产管理与新能源发展：企业通过优化碳资产管理、提升机组能效以及发展新能源，可在碳市场中获得相对优势。
• 行业数据：
  • 2021-2023年，火电公司碳配额净收益差异显著，如华能国际、国电电力、华润电力累计净收益分别为8亿、7亿、3亿港元。
  • 内蒙华电、粤电力A等区域型火电公司累计碳配额净损失较大，分别为10亿、7亿、2亿元。
• 未来预测：
  • 碳配额收紧与有偿分配机制将逐步引入，预计2024年起发电行业将率先实施配额有偿竞拍。
  • 碳价预计持续上涨，企业需关注碳配额支出对盈利能力的影响。

风险提示

• 火电碳配额收紧及有偿分配推进超预期；
• 风电/光伏CCER获取不及预期；
• 测算结果与实际情况存在差异。

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图表摘要

• 图表1：全国与地方碳市场配额政策对比，显示不同市场配额分配方式和门槛。
• 图表2：2021-2023年全国及地方碳市场成交量变化，显示第二个履约周期交易活跃度提升。
• 图表3：发电行业碳排放基准值变化，显示供电与供热基准值逐年下降。
• 图表4：21-23年部分火电公司碳配额收支，反映企业碳支出与收益差异。
• 图表5：不同碳价与外购配额比例下火电度电成本变化，展示碳支出对成本的影响。
• 图表6：不同碳价与外购配额比例下火电ROE变化，说明碳支出对盈利能力的负面影响。
• 图表7-15：不同机组类型与负荷率下碳配额缺口及盈余变化，展示机组能效与负荷率对碳配额的影响。

总结

碳配额政策对火电企业盈利模式产生了显著影响，随着配额收紧和碳价上涨，火电企业将面临更大的成本压力。不同机组容量与负荷率对碳配额缺口或盈余影响不一，高能效机组和良好碳资产管理能力有助于企业在碳市场中获得优势。区域型火电公司由于机组能效较低、深度调峰需求大，碳支出压力更重，而“五大六小”发电集团的全国型平台则表现较为优异。未来碳市场机制改革将推动火电企业向更高效的碳管理方向发展。