中国电力行业 | 全国碳排放权交易体系对煤电企业具有负面信用影响，但其影响将是渐进式的
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发布时间：2023年6月14日
分析师：简震华，马卓睿，卢延宁，Terry Fanous中国的电力行业碳排放权交易体系(ETS)于2021年开始投入运行，目标是减少碳排放，是政府脱碳计划的一部分。由于排放标准仍然宽松，因此短期内对行业的影响可能有限。但我们预计政府将于中期内进一步优化该体系，包括收紧排放标准和纳入更多行业。如果监管制度不允许将较高的碳成本完全转嫁给终端用户，全国碳排放权交易体系将对受评煤电企业具有长期的负面信用影响。尽管如此，电力行业对国家的能源安全和脱碳计划具有战略重要性，这意味着政府将以有节制的方式落实相关变化。
中国的碳排放权交易体系短期内对电力行业的影响有限。全国碳排放权交易市场自开市以来维持偏低的碳价以及有限的成交量，主要受制于宽松的排放标准，以及高煤价导致行业较弱的盈利能力。我们预计上述趋势将于短期内持续。
排放标准将在中期内收紧。我们预计监管机构将微调排放标准，这取决于相关技术的进步和可再生能源的发展，从而最大限度地提高电力行业的碳减排成效。
中国的碳价将随着时间推移上涨。但我们预计碳价可能会低于全球同业的水平，原因包括煤电行业可能需吸收部分增加的碳排放成本，以及国内可再生能源行业的大举扩张。若碳排放标准可合理地实现且供需状况平衡，最终的碳价水平应可以鼓励发电企业加大碳减排力度，同时避免企业对行业造成严重冲击。
碳排放权交易体系对受评煤电企业具有长期的负面信用影响，但政府将采取均衡的策略。从长远来看，我们认为受评煤电企业将不得不承担部分增加的排放成本，但鉴于该行业对中国的脱碳进程和能源供应安全具有高度战略重要性，因此将获得政府的大力支持。我们预计政府将执行灵活的碳排放政策以确保能源平稳转型，而拥有更先进脱碳举措的发电企业将更具竞争优势。
中国的全国碳排放权交易体系(ETS)自2021年7月启动以来，至今已经接近两年时间。该体系的启动代表了政府决心减少各大高排放行业的碳排放，以期实现2030年前碳达峰和2060年前碳中和的长期承诺。
目前，全国碳排放权交易体系仅纳入发电行业，纳入的发电企业超过2,200家，多数为煤电企业。2022年该行业的碳排放量占全国的46.4%，是所有行业中最高比率(图表2)。
目前，全国碳排放权交易体系已纳入年碳排放量超过2.6万吨的火电企业。决策部门负责制定排放标准，然后将排放配额免费分配给这些火电企业。碳排放超标的火电企业将需要向排放量低于配额的火电企业购买排放配额，否则将面临下一年配额分配下降等惩罚措施。
具体而言，全国碳排放权交易体系已根据装机容量规模和效率对4类火电机组设定了碳排放基准值。这4类火电机组中，3类为燃煤机组，1类为燃气机组。
2022年碳排放基准值较2021年略有下调，但我们预计对煤电行业的影响可控，因为大部分300兆瓦(MW)或以上装机容量的燃煤机组(尤其是超超临界机组和超临界机组)将可达到碳排放基准值。此外，燃煤发电行业2022年平均碳排放量低于碳排放基准值(图表3)。
我们认为决策部门有意在未来1-2年将排放标准维持在宽松水平，以免对煤电行业造成额外负担。煤电目前占全国总发电量的比例达到了60%以上，由于过去两年煤炭价格上涨和燃料成本转嫁滞后，该行目前正承受着巨大压力。具体而言，大型国有煤电企业在确保电力供应安全方面发挥着重要作用。
因此，碳排放配额的需求仍然较弱，碳价低迷(2022年初以来在人民币50-60元/吨左右)和碳排放权交易市场成交量薄弱即反映了这一点(图表4和5)。
未来碳排放权交易体系的不同潜在方案
我们预计中国政府将于未来5-10年优化全国碳排放权交易体系，从而通过更严格的要求来提高其对碳减排的成效。发电企业会根据相关要求采取不同的补救措施，以实现相同的碳减排目标。
例如，国际能源署(IEA)根据以下4个情景预测2025年-2035年中国的碳排放量1：
碳市场当前情景：根据火电机组当前由政府设定的碳排放基准值。
碳市场+基准收紧情景：其中一个碳市场加强情景，随着时间推移设定更严格的碳排放基准。
碳市场+拍卖情景：引入部分碳排放配额由政府拍卖。
碳市场+总量控制和交易(Cap & Trade)情景：碳市场当前情景的其中一个加强情景，随着时间推移设定绝对的碳排放总量上限。
国际能源署预计，上述3个碳市场加强情景均可在2025年-2035年实现同一水平的碳减排目标，且碳减排水平将比碳市场当前情景高出130%。此外，在这3个加强情景下，2025年-2035年未减排煤电(unabated coal power)在中国发电结构中的比重将有所下降，降幅更高于碳市场当前情景。
虽然这3个加强情景的预计减排量相同，但实现目标的方式却截然不同(图表6)。具体而言，总量控制和交易情景将在电力结构中包含更多可再生能源，而基准收紧情景和拍卖情景将包含更多配备碳捕集利用与封存(CCUS)设施的煤电。上述差异的主要原因包括：(1)可再生能源是最具成本效益的燃料来源，因此如果总量控制和交易情景没有燃料选择限制，可再生能源将是碳减排的最便宜手段；(2)CCUS设施虽然成本较高，但在后两个情景中将成为降低火电机组的排放水平，从而满足更严格排放标准的唯一可行替代方案。
这3个情景下实现碳减排所采用的工具存在差异，这种差异将是政府决定未来采用的标准的重要考虑因素，具体取决于CCUS和储能设施技术的相对经济可行性以及可再生能源的发展现状。
例如，国际能源署预计，以可再生能源为重点的总量控制和交易情景的年度资本和运营支出将在3个碳市场加强情景中最低(图表7和8)。如果风电和太阳能发电的成本进一步下降10%，我们估计此类支出将比总量控制和交易情景中的基础情景再下降30%至35%。这将支持政府对火电机组采用绝对的碳排放总量上限，而不是基于排放强度的上限。
出于同样的原因，技术进步快于预期将可提高储能设施的经济可行性，这将促进可再生能源的进一步发展，从而更好地鼓励采用绝对的碳排放总量上限。
重启碳抵消机制将有利于碳排放权交易市场的发展
我们预计政府将在未来1-2年重启国家核证自愿减排量(CCER)市场。CCER是中国目前唯一的碳抵消机制，允许符合条件的绿色项目在全国碳排放权交易市场中抵消最多5%的年度碳排放总量。但自2017年政府暂停受理符合条件的新项目。截至2022年底，国内已备案的CCER项目有254个，涉及5个领域，年减排总量为5,290万吨(图表9)。
如果CCER重启，同时更多绿色项目获得审批，煤电企业在碳排放权交易市场中将有更多选择。尽管如此，我们认为政府对新CCER项目的审批仍将从严控制，以避免全国碳排放权交易市场供过于求。
其他高排放行业将纳入全国碳排放权交易范围
我们还预计政府会将钢铁、水泥和化工等其他高排放行业纳入全国碳排放权交易体系，以扩大碳市场交易范围和加快这些行业的脱碳进程。这将使国内碳价更能反映不同行业的减排成本。
此举对煤电企业的最终影响将取决于多个因素，包括满足相应排放标准的相对难度，以及不同行业脱碳技术的发展情况。
高碳价并将成本及时转嫁给终端用户将可加强需求侧响应能力
中国碳排放权交易体系的成效取决于电力调度机制能否及时将煤电企业的碳排放成本转嫁给能源消费者，从而进一步鼓励电力需求侧响应。
尽管如此，由于中国煤电行业多年来煤价高企，使得以电价调整形式及时转嫁燃料成本的记录有限，因此我们认为，决策部门是否会效仿欧盟等其他主要的发达碳市场，在全国碳排放权交易体系中持续允许更顺畅的成本转移机制，目前仍存在不确定性。
此外，高碳价对于中国碳排放权交易体系的成效至关重要，因为若碳排放基准值可合理地实现且供需状况平衡，高碳价可鼓励发电企业加大碳减排力度，同时令企业避免在转型过程中对其整体业务造成严重冲击。
未来5-10年中国的碳价将逐渐上涨
中国的碳价目前显著低于全球主要市场(图表10)，主要原因是火电机组的排放标准宽松。
随着时间推移，我们预计碳价将因政府收紧排放标准和免费配额的分配而逐渐上涨。该观点与国际能源署等行业组织的观点基本一致。国际能源署预计，到2035年，中国的碳价将从目前的人民币50-60元/吨升至人民币70-110元/吨(图表11)。
尽管如此，我们预计，即使到2030年或2035年，中国的碳价仍将显著低于其他主要碳市场，主要原因如下：
中国已经制定了短期(“十四五”规划)和中期(到2030年实现碳达峰)脱碳目标，并且正在取得重大进展，特别是在可再生能源扩张方面。即使政府打算进一步加快脱碳进程，其可通过其他途径实现上述目标，包括向国有发电企业直接发指令。将碳价设定在接近其全球同业的水平不会产生额外的显著收益。
与全球其他发达碳市场不同，中国市场能否始终如一地实施将碳成本转移给终端用户的透明机制仍存在不确定性。这意味着煤电企业可能不得不承担部分碳排放成本。在这种情况下，政府将倾向于保留一定缓冲，折价设定国内碳价以在必要时减轻行业负担。
若假设成本转嫁有限，每吨人民币100元左右的碳价可能对煤电行业产生重大影响
我们根据国际能源署的总量控制和交易情景2演示了碳价对煤电行业的潜在影响，假设大部分碳成本无法转嫁。如图表13所示，根据国际能源署的总量控制和交易情景，每吨人民币104元左右的碳价意味着每千瓦时人民币0.09-0.10元的平均直接单位成本，2035年煤电行业平均单位总运营和资本支出3约为人民币0.5元/千瓦时。
在2022-2025年煤电价格维持不变的假设情景中，按照国际能源署的总量控制和交易情景，2035年碳价在人民币104元/吨左右，由此预测的煤电行业年度单位支出将高于2022年市场化电力销售的实际平均电价人民币0.449元/千瓦时，意味着该行业将处于净现金流赤字水平。在其他条件相同的情况下，如果碳价上涨至更高水平，该行业的赤字将进一步扩大。
我们认为，煤电行业的赤字可能被可再生能源等其他燃料来源部分抵消。不过，按照国际能源署的总量控制和交易情景，煤电预计仍将占2035年全国总发电量的20%-25%，任何因显著高昂的碳价造成的重大损失可能仍会危及能源供应安全。
供需平衡是稳定碳价的关键
碳排放配额的供需维持良性平衡是确保碳价稳定的关键。但实际上，电力需求波动等因素导致供需平衡很难持久。
以欧盟市场为参考，2005-2007年其碳价处于显著低位，主要原因是免费配额供应过剩。虽然监管部门逐渐减少了免费配额的分配，但能源需求增长仍落后于预期，因此2008-2017年碳价仍处于低位。2018年，监管部门建立了市场稳定储备机制，回收市场上的过剩配额，帮助缓解供应过剩局面。此后，碳价总体维持上涨趋势至今。
我们预计中国在这方面将比欧盟市场面临更多的挑战，因为未来5-10年电力需求预计将呈上升趋势，而欧盟市场过去15-20年需求基本持平。如果经济增长放缓速度快于预期，预测可能容易出现偏差。此外，中国碳排放总量接近欧盟的4倍，这使得设定适当的碳价支持电力行业完成脱碳进程变得更为重要。
全国碳排放权交易体系仍在脱碳进程中发挥重要作用，与直接政府指令互为补充
虽然政府可以直接要求国有发电企业实现特定脱碳目标，但我们认为全国碳排放权交易体系仍将在以下方面发挥重要作用，从而推动碳中和和其他目标的实现：
全国碳排放权交易体系可作为高排放行业中民营企业需达到的脱碳水平以及计入相关支出后可实现的盈利能力的重要基准。
拥有较高的交易量和碳价的透明的全国碳排放权交易体系可以向国际社会传递出中国高排放企业已对脱碳做出直接货币贡献的讯息，这对于出口到其他发达地区的高排放行业尤为重要。例如，欧盟2023年5月签署、2026年全面生效的碳边境调节机制将对欧盟进口商品征收碳关税，全国碳排放权交易体系可能有助于缓解该措施对于中国向欧盟出口企业的潜在影响。
综上所述，我们认为受评煤电企业在中长期内将不可避免地面临更高的排放成本，并可能无法将成本及时转嫁给终端用户，具体包括直接成本(碳税、煤电销售下降)和间接成本(煤电机组改造、可再生能源扩张以及煤电资产闲置风险激增相关的资本支出增加)，这将具有负面信用影响。
尽管如此，该行业的所有受评发行人(图表15)均为大型国有发电企业，对中国电力供应安全和脱碳计划的战略重要性较高，并将获得政府的持续支持以防止在脱碳进程当中国家电力供应受到严重干扰。
受评中国煤电发行人的环境因素发行人状况分数为4，信用影响分数为2-3，表明负面碳转型风险对其信用质量的影响有限。
鉴于此，我们预计政府将以有节制的方式落实碳排放权交易体系的变化。尤其是，电力、钢铁和水泥等国内主要碳排放行业大多由国企主导，因此政府在制定碳政策方面有更大的灵活性，可以在实现国家减排计划的同时控制对这些行业财务状况的影响。
脱碳举措更先进(包括对高效、改造后煤电机组和可再生能源装机容量的敞口较高)的受评发电企业将更能应对政策的持续变化。
欧洲主要能源供应商已通过可再生能源扩张和关停火电机组(Iberdrola S.A.，Baa1/稳定)、改造现有火电机组(Drax Group)或企业重组成功完成了脱碳进程。
作为实现碳中和目标的部分举措，中国迄今为止已展现出扩大可再生能源发电装机容量的强劲记录。显然，可再生能源发电装机容量将需要进一步扩大，我们预计中国仍将侧重于实现这一目标。在中长期内，我们预计政府将在保障能源供应安全与脱碳政策目标之间寻求平衡。
1.有关3个碳市场加强情景的主要假设细节，请参见附录。
2.我们认为，可再生能源扩张将是中国脱碳计划的关键。国际能源署的总量控制和交易情景将比另外两个加强情景更相关，前者侧重于通过提高可再生能源占比来控制绝对排放总量，后者侧重于改善煤电机组的碳减排。
3.资本成本主要指为提高效率以及燃煤机队的改造、重新利用和提前退役而产生的成本。此类支出在更大程度上是经常性的，因此包括在我们的单位成本分析中。
此报告是于2023年05月30日发表的穆迪报告 Power – China:National ETS is credit negative for coal power generators, but the impact will be gradual的中文翻译本。(中文为翻译稿，如有出入，以英文为准)
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