中国环境风险 | 在迈向净零排放的道路上化石燃料相关行业将面临崎岖转型

中国政府的“十四五”规划纲要³(2021-25年)提出单位GDP二氧化碳排放量较2020年累计下降18%的目标，此外中国近几个月还推出其他重要的环境目标(图表1)。该计划还提出单位GDP能耗较2020年下降约14%，以及2030年前将非化石能源占一次能源消费比重从目前的15%提升至25%左右。同时，国家主席习近平宣布中国煤炭消费量将于2025年前达峰，然后在2026年开始下降。

图表1

这些中期环境目标将为中国2030年前二氧化碳排放达峰和2060年前二氧化碳净零排放的目标奠定基础，符合习近平主席2020年10月在联合国以及2021年4月在美国主办的领导人气候峰会上的承诺(图表2)。中国以绝对值计算是全球最大的二氧化碳排放国，因此中国努力实现净零排放将是减少全球排放，以便按照《巴黎协定》在2100年前将全球升温控制在2.0摄氏度以内的关键。

虽然气候政策的实施计划仍未明朗，但2021年内各部委的发展规划将可能详细披露针对具体行业的目标和政策措施。电力行业的碳排放交易机制也将于2021年6月底前启动，从而设定碳排放权的市场交易价格。

从所涉及的产业结构调整和技术革新来看，中国碳转型计划的规模和潜在的信用影响会相当大，因为政府可能会在这段时期内努力支持经济增长，使之足以维持就业。

图表2

我们假设2030年前中国经通胀调整的平均实际GDP增速将保持在4.5%左右，根据这个假设，实现二氧化碳排放达峰将涉及未来5年中国经济的排放密度(单位实际经济产出二氧化碳排放量)降至0.5千克。尽管如此，这一水平将依然高于日本(A1/稳定)和韩国(Aa2/稳定)等其他工业大国目前的排放密度水平，也高于亚洲其他地区(图表3)。虽然中国的人均排放量低于全球大部分其他主要排放国，但中国仍在人均收入水平较低、制造业占GDP比重较高的情况下着手减排，因此将产生独特的经济和政治风险(图表4)。

图表4

虽然“十四五”规划纲要确实使中国走上了2030年前碳达峰之路，但如果中国仍要在2060年之前实现碳中和的目标，即基本符合《巴黎协定》的要求，那么该计划预示着2030年之后将需要采取更积极及更具潜在颠覆性的减排措施(图表5)。

在另一个情景中，中国在2030年前可能会领先于其目标，驱动因素包括：(1)技术创新速度快于预期，或(2)采取更积极的政策，更符合国际能源署(IEA)的可持续发展情景(Sustainable Development Scenario)；实现更严格的排放轨迹，在2060年实现净零排放，并纳入支持联合国可持续发展目标的政策⁴ 。

图表5

在任何一种情景下，碳转型的速度都是前所未有的，其影响也未经检验。过去20年，技术进步(例如加快采用太阳能发电并降低其成本)已使得碳转型进程加快，但碳转型计划的步伐依然是前所未有的。中国在过去的五年计划中也曾经实现排放密度的目标，但由于回报递减，因此进一步减排的难度将会加大(图表6)。中国工业基地向清洁能源和电气化转型等相关的政治经济因素也将令减排难度加大，特别是考虑到其对高污染行业的就业情况产生影响。

图表6

虽然实现净零排放将需要较长时间才能发挥作用，但随着政策公告的发布，全球投资者和政策制定者密切关注中国对《巴黎协定》承诺的执行情况，我们预计受碳转型影响最大的行业将较二氧化碳排放路径所显示的时间更早面临信用压力。如果短期碳转型步伐不达标，投资者的担忧可能会加剧，从而可能引发中央政府采取更有力的政策反应。

中国能源密集型的产业结构及其对燃煤发电的较高依赖凸显了实现净零排放目标面临的挑战，也反映了政府和行业在减少二氧化碳排放中发挥的重要作用。中国最大的碳排放产业最易受到碳转型风险的负面信用影响，其在中国工业增加值中也占有相当大的份额。银行和保险公司正在加速降低对碳密集型行业的风险敞口，因此这些公司也面临资金压力，但保险公司所产生的压力较小。

同时，对于可再生能源、电池、碳捕获与碳封存以及电动汽车等新技术开发行业的公司，碳转型也带来了具有正面信用影响的机遇。

根据我们的环境风险热图，中国每个最主要的温室气体排放源均有 “极高” 或 “高” 的碳转型风险⁵。在热图中，我们确定了16个全球负债4.5万亿美元、面临碳转型风险的行业，包括电力公用事业、煤矿以及钢铁、化工和运输等能源密集型行业和产品(图表7)。

与许多经济体一样，电力和工业部门在中国的二氧化碳排放中占了较高部分。但中国燃煤发电在其总排放量中的比例远高于日本和韩国等其他工业强国的比例，这些国家也宣布了到本世纪中叶实现净零排放的目标(图表8)。无论减排速度如何，碳转型对这些行业的影响可能会从现在至2030年逐渐显现，原因是政策导向促使投资流从较易受碳转型影响的行业和实体流出。

图表8

公用事业行业：净零排放目标对煤电业具有负面信用影响，但利好可再生能源和城市燃气业

对于电力行业，政府降低单位二氧化碳排放量的计划将推动燃料结构从燃煤发电向清洁和可再生能源转变。具体而言，政府计划将全国非化石能源在一次能源消费中的比例从2019年的约15%分别提高至2025年的20%和2030年的25%。清华大学进一步预测，到2050年非化石燃料的贡献率将提高至70%-85%左右(图表9)⁶。我们认为可再生能源、水电和核电将在非化石燃料结构中占主要地位。

随时间推移，上述发展趋势对煤电业具有负面信用影响。煤电企业将面临：(1)效率较低的发电机组面临利用率降低甚至废弃资产风险；(2)随着未来政府收紧排放标准，碳排放成本将上升。根据政府最新政策要求，相关企业还将在可再生能源产能扩张方面承担更多的资本支出，这将令企业杠杆状况承压。

图表9

尽管如此，我们认为燃煤发电行业可能会逐步受到影响。具体来看，我们预计2020-2030年中国燃煤发电增速将维持在零至个位数，而同期非化石燃料发电年增长将达到5%-10%左右。上述预测基于我们的以下假设：(1)预测期内经过通胀调整后的平均GDP增长率约为4.5%；(2)非化石燃料在政府2030年目标中对整体能源结构的贡献。上述预测仍可支持行业的燃煤发电利用小时数，并降低在此期间产能大幅关停的风险。但是，燃煤发电能力的任何实质性扩张将对行业具有负面信用影响。

作为政府实现2060年碳中和目标计划的一部分，我们预计2030年之后会关停更多燃煤发电机组。关停规模将取决于：(1)普遍的电力需求增速；(2)在解决间歇性可再生能源供应问题和减少燃煤发电机组碳排放方面的技术发展；(3)严格排放标准的程度。此外，我们预计某些高效、低排放的热电机组将得以保留，作为确保电力供应安全的备用产能。在发达市场，此类机组将获得容量补偿收入⁷。

我们也估计2020年全国燃煤发电装机容量中35%以上将在2030年之前届满25年运行年限。到2040年和2045年该比例将分别升至80%以上和100%。这突出了国内现存燃煤发电机组大部分可能会在2060年达到净零排放目标之前就早已完成服务年限。这对中国燃煤发电运营商较为重要，因为如果为达成碳中和目标而强制要求关停机组，政府为此提供的潜在补偿存在不确定性。鉴于政府对减排作出的承诺，我们预计未来国内的燃煤发电厂将严格遵守机组运行年限时间表，在届满时予以关停。

长期而言，政府减排计划将对可再生能源业产生正面信用影响，原因是运营企业将受益于优先调度和碳排放配额的潜在优势。

除了非化石燃料之外，天然气等更清洁的化石燃料可能会成为中国减排计划中其他清洁能源的补充，以及重要的低碳“转型燃料”，在目前的能源结构和可再生能源比例上升之间发挥桥梁作用。中国的目标是到2030年将天然气在一次能源结构中的比例从2019年的8%左右提高至15%。这将支持未来5-10年城市燃气分销商的销量增长。

煤炭行业：净零排放目标将加大行业信用风险

煤炭仍是中国最大的能源来源，占其能源结构的一半以上。近年来，中国为了环保减排已经放慢了煤炭生产步伐，煤炭产量增幅从2018年的5%降至2020年的1.4%。虽然煤炭行业计划到2025年底之前将煤炭年产量控制在41亿吨，但该水平对于中国实现净零排放目标依然过高。因此，中国政府可能实施更具体的过渡排放计划以及更严格的行业政策，限制未来十年煤炭产量和消费量。我们预计中国煤炭产量将在2025年前后触顶，此后到2030年之前将下降。

未来5-10年需求的下降将对该行业带来信用挑战，尤其是实力较弱的企业，这些企业的资源质量低、技术落后而且资本结构薄弱。在2020年一些煤炭企业违约之后，我们预计将有更多违约案例出现，实力较弱的企业将退市。行业龙头企业受到的信用影响可能不一。一方面，在规模、自然资源、技术和资本基础方面有竞争优势的企业处于更有利地位，短期内将受益于供应的下降，而供应下降有助于支持其煤价并提高其收入和盈利。另一方面，我们预计煤炭需求的减少将在长期内降低煤炭企业的收入和盈利，即使行业龙头企业也是如此。由于煤炭企业在扩展至相近业务或非煤炭业务的过程中增加资本支出和投资，我们预计在转型阶段业务和财务风险可能会上升。

油气行业：战略重要性将推动其在碳减排中的核心作用

市场地位强、财力雄厚的国有石油企业能够在中短期内应对碳转型风险。但是，由于长期内石油需求可能下降，如果这些公司未能在未来十年根本转变其业务，则仍将面临显著风险。

国有石油企业将在中国实现碳达峰和净零排放目标的过程中发挥重要作用，因为这些企业是国内主要的能源供应方。作为过渡燃料的天然气在一次能源结构中的占比上升，这是实现碳排放目标的重要一步。2017年政策文件显示，中国政府计划到2030年将天然气在一次能源结构中的比重从2020年的10%左右和2017年的7%提高到15%。净零排放承诺可能令政府提高2030年目标。

3家国有石油企业已制定了提高天然气供应的战略性计划，包括增产、开发非常规天然气(即页岩气和煤层气)以及获取海外资源。例如，中国海洋石油有限公司(中海油，A1/稳定)最近宣布，到2025年将把天然气在油气总产量中的比重从去年的20%左右提升到30%。

除了提高天然气供应之外，国有石油企业在其碳转型战略中还包含了其他措施。这些措施包括：(1)减少运营中的碳排放；(2)投资于清洁能源或可再生能源，如风能、地热、氢气、生物燃料；(3)开发碳捕获技术。例如，中国石油天然气集团有限公司(中石油集团, A1/稳定)的主要运营子公司中国石油天然气股份有限公司宣布，到2035年外供绿色零碳能源将超过自身消耗的化石能源。此外，中海油还宣布将提高可再生能源的资本支出。

另外，国内电动汽车渗透率的上升可能会降低石油消费。但是，即使石油消费下降，我们预计未来5-10年国有石油企业的国内产量将保持稳定，因为国内供应将有助于减少对石油进口的依赖、保障国家能源安全。目前，石油进口占国内石油消费总量的70%以上。其他措施包括将投资引导到高附加值石化产品领域，以及利用国有石油企业庞大的天然气零售网络来支持电动或燃气车辆的发展。例如，中国石油化工集团有限公司(中石化集团，A1/稳定)最近与一些电动汽车生产企业签署协议，在约5,000个加气站布局换电设施。

钢铁行业：碳减排可能在短期内降低利润率并增加债务

钢铁行业已经制定了2025年碳达峰目标，比政府对该行业的目标提前5年。根据工业和信息化部的指导意见草案，到2025年80%的国内钢铁产能完成超低排放改造并扩大电弧炉钢铁产能。电弧炉比高炉更环保。目前，高炉约占中国钢铁产能的90%左右。

脱碳技术和升级改造的投资可能会增加生产成本，并对钢铁企业的利润率造成压力。钢铁生产企业可以将部分上涨的成本转移到最终用户，原因是该行业有经济可行性的替代绿色燃料有限。但是，生产企业无法完全避免成本上涨的影响，仍需要承担部分压力。此外，由于在碳减排投资和研发方面的投资增多，额外的脱碳投资可能也会增加钢铁企业的债务和杠杆。另外，由于钢铁行业是高污染行业，约占全国碳排放量的15%，可能很快会被纳入中国碳排放交易机制。

在应对碳转型挑战方面，龙头企业比中小企业处于更有利地位。与中小钢铁企业相比，龙头企业通常更具技术优势，运营规模更大，而且有更强的财务资源进行碳减排投资。龙头企业也可以从合作伙伴获得更多支持，如与碳减排相关的研发投资。此外，碳减排投资将有助于企业获得政策支持，例如税收优惠和低成本融资。因此，龙头企业更有望成为赢家。无法达到碳减排目标的中小钢铁企业将会面临更高成本、停产并可能退市。小型钢铁企业的退市将进一步增强龙头企业的地位，在市场产能减少而需求依然强劲的情况下可能推高钢铁价格，价格的上升进而会改善剩余钢铁企业的利润率。

行业龙头企业已制定了自身的时间表和计划。例如，中国宝武钢铁集团有限公司(A3/稳定)力争2023年实现碳达峰，2035年由峰值减碳30%，2050年实现碳中和。除了完成超低排放改造和扩大电弧炉钢铁产能之外，该公司也在投资于更环保技术，例如基于氢能的钢铁制造工艺。但是，即使是行业龙头企业未来十年也将面临很大风险。这些风险包括如果企业的技术更新速度不够快，未能成功采用更环保生产工艺，则将面临利润率下降、资本支出较高的风险。

水泥行业：行业龙头企业将把增加的转型相关成本转移给最终用户

水泥企业的碳减排规定将会收紧。潜在的碳减排举措包括减少产能和产量、升级生产设施并完善生产流程、使用清洁能源、碳捕获与封存。我们预计水泥生产企业将面临更高的运营成本，将增加研发费用来开发新技术或工艺，并提高资本支出用于升级改造运营设施。为了满足碳减排目标，水泥总产量可能会受到限制或有所下降。

行业龙头企业有更强的财务和技术实力，在应对碳转型挑战方面将处于最有利地位。此外，在基建和房地产项目中水泥产品目前没有可行的替代物。因此，持续的需求以及供应的下降将会推动水泥价格的提高。我们还预计，水泥企业将把潜在上升的碳转型相关成本转移给客户。总体而言，随着行业的进一步整合，我们预计行业龙头企业将会获益。

金融机构：脱碳是越来越重要的信用推动力

净零排放目标的政策实施将使碳转型成为中国金融机构最相关的环境风险之一，这将促使金融机构适应技术和监管环境以及借款人行为的迅速转变。净零排放目标之下碳转型的加速增大了高碳行业敞口较大的受评金融机构的资产减值风险。多数受评银行和保险公司的贷款和投资结构比较多元化，因此我们预计其将会控制高碳行业敞口，但一些受评金融租赁公司的资产集中于飞机租赁和船舶租赁，这使其对于交通运输行业的减碳措施较为敏感(图表10)。

在中国的碳转型策略之下，银行和保险公司将逐步减少对煤炭和火电行业的融资，从而降低信贷受损风险。中国平安保险(集团)股份有限公司(寿险子公司中国平安人寿保险股份有限公司，保险财务实力评级A2/稳定；财险子公司中国平安财产保险股份有限公司，保险财务实力评级A2/稳定)在承诺减少燃煤投资后，于2020年成为第一家发布气候相关财务信息披露工作组报告(环境风险披露的全球标准)的中国保险公司。

图表10

我们预计金融机构将会增加绿色项目的贷款和投资，例如可再生能源和电动汽车等领域(图表11)。尽管金融机构低碳业务组合的迅速扩大可能会增加经济可行性尚待验证的资产的风险敞口，但我们预计符合净零排放目标的投资将因政府支持而面临较低的信用风险。监管部门可能会平衡净零排放目标与金融机构逐渐顺应的需要，以避免造成系统混乱。

虽然大部分省级政府已将碳减排纳入其最新政府工作计划和2021-25年五年规划，但多数计划处于初步阶段，并没有具体的目标。截至目前，只有少数省份明确设定了碳达峰时间。

这与国家能源局的政策草案一致。该政策为一些省份提供了从非可再生能源转型的更多时间。草案对西藏之外的其他所有省份都设定了截至2030年可再生能源电力消纳比重的年度目标，要求所有省份到2030年可再生能源电力消纳比重达到40%的目标。不过考虑到各地当前的能源结构，其发展速度有所不同(图表12)。东部沿海地区工业和制造业大省(山东、河北、江苏和辽宁)以及北方产煤大省(山西、内蒙古和陕西)在实现这些目标方面难度最大。

图表12

在疫情之后各省煤炭计划审批和建设的大幅增长加大了各地的碳转型难度。据报道，2020年中国煤电新增装机总量达到38.4GW，占全球总量的76%⁸。煤炭除了被视为最可靠的能源来源之外，也具有政治重要性。该行业是国企领域的骨干力量，也是地方就业来源，这是地方政府仍有意持续运营地方发电企业和能源企业的原因所在。

仍在建设化石燃料基础设施的省份可能会经历更艰难的碳转型过程。由于非再生能源投资将变得冗余，这种转型可能加大地方政府的长期债务和或有负债压力。随着政府转向更清洁能源来源，那些不能从化石燃料供应链转型的煤炭企业和其他地方国企可能面临更大的融资压力，并将越发依赖地方政府支持，而未来政府支持可能低于过去的水平。

随着跨省区电力交易机制进一步完善，一些省份的碳转型问题可能得到缓解。这不仅涉及更好地协调各省能源政策的体制改革，也包括持续建设特高压(UHV)直流输电系统，以此更好地匹配发电与用电需求，同时尽可能减少输电损失。UHV输电系统可以将西部省份的可再生能源发电(目前处于净盈余状态)输送到存在赤字、依赖于煤炭发电的东部人口稠密地区，使其老旧电厂可以退役，从而有助于脱碳进程。

第26届联合国气候变化大会将于2021年11月在苏格兰格拉斯哥举行。在此之前，全球各国纷纷出台净零排放目标，再加上气候变化风险相关信息披露受到更大的重视，主要碳排放国(包括中国)的信用压力可能会增大⁹。

欧盟和美国均已宣布了具体的碳排放目标和相关环保规定，这将对中国向这些市场的出口产生影响。潜在影响最大的计划是欧盟定于2021年7月出台的对于来自没有实施与欧盟相当的碳定价的国家的进口商品征收碳边境调节税的议案。2021年5月，欧洲碳市场隐含的未来碳价超过每吨50欧元。

该项议案旨在阻止欧洲制造企业将生产转向碳规定更宽松的司法辖区，将对包括中国在内依赖于欧盟出口市场的发行人的竞争力和成本造成影响。2020年中国对欧盟成员国的出口额约为3,930亿美元，占比为15%。美国类似的政策措施将使中国额外17%的出口面临关税提高的风险。另一方面，中国可以设置自己的碳价并对其贸易伙伴实施类似的边境税调节机制。这些措施将如何引发世贸组织的贸易争端尚不得而知。

投资者联盟也将加大对发行人施压，促使其加速实施2050年底之前净零排放计划，例如英国央行前行长Mark Carney领导的格拉斯哥净零金融联盟(GFANZ)。GFANZ聚集了市场上的160家机构投资者，所管理资产规模超过70万亿美元¹⁰。

亚太、非洲和拉美地区新兴经济体可能也会采取各自的净零排放措施，制约中国和其他碳排放大国将高污染行业转向境外或进行新的燃煤电厂投资的能力，包括一带一路计划中的大宗商品密集型项目¹¹，这将会增大中国净零排放计划的实施难度。举例来说，随着燃煤发电量增加，孟加拉(Ba3/稳定)、印尼(Baa2/稳定)和越南(Ba3/正面)等国实际产值中的的碳排放密度自1990年以来持续上升。但是，这些政府也已经更注重工业的环境影响，并可能采取措施控制高污染企业的迁入(图表13)。