深度报告-20210316-天风证券-电气设备行业深度研究_深耕国内外碳交易机制现况_详解风电光伏低碳收益_40页_3mb

电气设备行业碳交易机制与风电光伏收益分析总结

核心内容概述

本报告分析了中国及全球碳交易机制的现状、发展趋势，以及碳交易对风电和光伏行业的收益影响。重点包括全国统一碳排放交易体系的建设、各试点碳价波动情况、政策对市场发展的推动作用，以及国际碳交易机制的借鉴意义。

主要观点与关键信息

1. 全国统一碳交易体系逐步完善

• 中国计划在2030年前实现碳价达到50-80美元/吨。
• 碳配额将逐步从免费发放过渡到拍卖，以激活一级市场。
• 全国碳市场建设分基础建设期、模拟运行期和深化完善期三个阶段，预计纳入电力、钢铁、化工等八大行业。

2. 各试点碳市场交易情况

• 2020年各试点成交均价普遍升高，但总成交量下降。
• 北京碳价最高，2020年8月达到102.96元/吨。
• 仅天津、湖北、重庆三个试点成交量有所增长，其余均下降。
• 碳价波动中，上海和北京波动最大，而福建波动最小。

3. 政策推动碳市场发展

• 中国已有8个省市出台碳交易相关政策，涵盖配额管理、排放管控、交易机制优化等方面。
• 北京、上海、广东、湖北、重庆等试点地区在政策上各有侧重，但均在推进碳市场建设。
• 政策仍需进一步完善，以提升市场活跃度和稳定性。

4. 国际低碳经济新格局

• 世界范围内，碳定价机制已成为各国实现碳中和目标的重要工具。
• 欧盟、日本、加拿大和美国等国家和地区已建立较为成熟的碳交易或碳税机制。
• 中国应借鉴发达国家经验，完善碳定价机制，推动碳税制度的建立。

5. 风电与光伏碳收益测算

• CCER抵消机制为风电和光伏行业带来可观收益。
• 北京100MW风电项目的年减排收益可达142.09万元，光伏为92.44万元。
• 上海100MW风电项目的年减排收益可达447.94万元，光伏为212.25万元。
• 全国风电年减排收益预计可达74.36亿元。

碳交易机制分析

1.1 全球碳定价机制

• 碳定价机制包括碳税、碳市场交易体系(ETS)、碳信用机制和基于结果的气候金融(RBCF)等。
• 碳价差异较大，欧盟碳价较高，中国试点碳价相对较低。
• 碳价受市场供需、政策干预、资金流动等因素影响，存在波动。

1.1.1 各国碳交易机制进展

• 欧盟于2019年启动市场稳定储备机制(MSR)，碳价稳定在27美元/吨以上。
• 瑞典、瑞士、荷兰等国家已提升碳税税率，推动碳价上涨。
• 加拿大采用联邦基准和OBPS系统，碳价从2019年起逐步上升。
• 墨西哥、巴西、智利等国家正在推进碳交易机制。

1.1.2 中国碳交易体系

• 中国自2011年起开展碳交易试点，8个试点地区分别为北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳、福建。
• 试点地区碳价差异较大，北京最高，福建最低。
• 试点中，配额分配方式以免费为主，部分试点开始引入拍卖机制。
• 碳价较低主要由于配额供给过多、需求不足，市场交易不活跃。

1.1.2.1 前期试点进展

• 北京调整发电企业基准值，扩大覆盖范围。
• 广东扩大配额拍卖规模，提升碳价。
• 湖北实行“一年一分配，一年一清算”制度。
• 重庆配额价格增长显著，主要由于折减系数提高。
• 深圳碳价提升，受生产增加和配额余量减少影响。

1.1.2.2 全国统一碳市场建设

• 全国统一碳市场首批仅纳入发电行业，未来逐步扩展。
• 配额分配方案正在制定，初步方案已进行试算。
• 碳市场需建立注册登记系统、交易系统、结算系统等支撑系统。
• 碳价波动问题突出，需建立市场稳定储备机制和碳金融产品创新。

1.1.3 碳价分析

• 碳价由市场供需关系、交易成本、长期预期等因素决定。
• 碳价低是由于配额供给过多，需求不足。
• 中国需借鉴欧盟经验，建立更完善的碳市场机制，如碳期货市场。

国内碳市场发展现状

• 试点地区成交量和成交额有所增长，但市场活跃度仍较低。
• 北京、上海、广东、湖北等试点地区碳价较高，天津、福建等较低。
• 天津碳价较低主要由于计量标准不统一、企业数量少。
• 福建配额严重过量，市场交易冷清。

国际碳交易机制借鉴

• 欧盟碳交易体系覆盖范围广，减排目标明确，惩罚制度严格。
• 日本采用碳税政策，但碳税结构不合理，导致减排效果不佳。
• 加拿大实行两套碳定价系统，覆盖范围较广，减排措施详细。
• 美国采用碳红利计划，通过市场激励推动减排。

风电与光伏碳收益分析

• CCER抵消机制为风电与光伏带来显著收益。
• 风电与光伏项目在不同地区碳收益差异较大，北京和上海收益较高。
• 全国风电年减排收益预计达到74.36亿元，随着CCER市场发展，收益有望提升。

风险提示

• 政策风险：碳交易政策可能调整，影响市场稳定性。
• 碳减排对控排行业生产成本造成一定冲击。
• 配额宽松风险：可能导致碳价过低，影响市场激励。
• CCER供过于求风险：影响碳交易市场供需平衡。

投资评级

• 行业评级：强于大市（维持评级）

图表目录

• 图1：全球已实施碳定价机制的碳价水平
• 图2：全球碳排放交易市场
• 图3：碳配额价格走势
• 图4：2018-2020年各试点成交均价
• 图5：2020年各试点月度成交均价
• 图6：2020上海月度均价
• 图7：重庆、深圳、福建均价
• 图8：各试点年成交额
• 图9：各试点年成交量
• 图10：重庆、天津成交额
• 图11：重庆、天津成交量
• 图12：日本二氧化碳排放量
• 图13：日本碳排放结构
• 图14：欧盟二氧化碳排放量
• 图15：欧盟碳排放结构
• 图16：加拿大二氧化碳排放量
• 图17：加拿大碳排放结构
• 图18：加拿大碳定价地图
• 图19：美国二氧化碳排放量
• 图20：美国碳排放结构
• 图21：电网基准线排放因子
• 图22：电网基准线排放因子
• 图23：可再生能源发电量与平均电网基准线排放因子
• 图24：可再生能源年减排量
• 表1：碳定价机制形式及解读
• 表2：国家/地区碳交易机制最新进展
• 表3：试点地区持续拓展和完善交易体系
• 表4：碳市场交易规则
• 表5：全国碳市场发展状况和未来动向
• 表6：全球各碳排放权交易体系最新碳价
• 表7：2018-2020各试点成交额、成交量、成交均价
• 表8：中国各省市地区碳排放交易政策一览
• 表9：净零排放竞赛
• 表10：各国/地区的碳政策
• 表11：日本分部门平均有效碳税率
• 表12：欧盟 ETS 的四个阶段
• 表13：欧盟的 ETS 和 MSR
• 表14：欧洲绿色新政
• 表15：《泛加框架》
• 表16：碳定价基准
• 表17：联邦后备碳定价机制的出台
• 表18：美国各时期能源政策特点
• 表19：“碳红利”计划
• 表20：北京市2018年CCER交易情况
• 表21：上海市2018年CCER交易情况
• 表22：北京市风电项目碳收益计算数据
• 表23：北京市光伏项目碳收益计算数据
• 表24：上海市风电项目碳收益计算数据
• 表25：上海市光伏项目碳收益计算数据
• 表26：风电项目碳收益测算汇总
• 表27：光伏项目碳收益测算汇总
• 表28：2018年各地区风电年减排收益测算汇总
• 表29：CCER的供给与需求测算

结论

中国碳交易市场正逐步完善，碳价有望提升，CCER抵消机制为风电与光伏带来可观收益。然而，市场仍需政策支持和机制创新，以提升活跃度和稳定性。国际经验表明，完善的碳定价机制是实现低碳经济的关键。