公用事业行业简评报告：节能降碳行动方案印发 助力新型电力系统稳步推进

　　核心观点
　　近期，国务院发布《2024—2025 年节能降碳行动方案》，强调控制化石能源消费，提升非化石能源消费比例。具体来看，《方案》提出严控煤炭消费、优化油气消费结构等任务来控制化石能源消费。在非化石能源消费提升方面，《方案》提出加大非化石能源开发力度，放松资源条件较好地区的新能源利用率要求，提升可再生能源消纳能力，2024 年底实现绿证核发全覆盖等政策。在管理机制和支撑保障方面，《方案》通过强化责任考核、加强能源预算管理、推进新能源电价改革、逐步推动碳排放配额有偿分配等方式来推进节能降碳。我们认为《方案》的出台，有助于提升用能单位的非化石能源消费意愿，加速绿电环境价值的兑现，增强新能源运营商的盈利能力。
　　事件
　　国务院印发《2024—2025 年节能降碳行动方案》近期，在积极稳妥推进碳达峰碳中和、促进经济社会发展全面绿色转型的大背景下，国务院发布了《2024—2025 年节能降碳行动方案》。具体来看，《方案》提出2024 年非化石能源消费占比达到18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000 万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3 亿吨；2025 年非化石能源消费占比达到20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000 万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3 亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。同时，《方案》提出了非化石能源消费提升、多个行业能降碳等重点任务，并在管理机制和支撑保障方面提出多项措施促进方案落实。
　　简评
　　节能降碳行动方案发布，重点控制化石能源消费近期，国务院发布《2024—2025 年节能降碳行动方案》，《方案》要求完善能源消耗总量和强度调控，控制化石能源消费，强化碳排放强度管理，分领域分行业实施节能降碳专项行动。在具体目标方面，《方案》提出，2024 年单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000 万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3 亿吨；2025 年非化石能源消费占比达到20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000 万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3 亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。
　　受经济运行好转和高温气候的影响，2023 年我国化石能源消费大幅增长，增速达5.6%创12 年来新高；非化石能源消费同比增长6.9%，在能源消费总量中占比约17.7%。
　　化石能源消费减量替代，非化石能源消费提升
　　为实现能源消费比例目标，《方案》提出化石能源消费减量替代行动和非化石能源消费提升行动。其中，减量替代行动主要包括严格合理控制煤炭消费和优化油气消费结构等。我们认为化石能源消费的减量替代有助于抑制煤炭消费需求，改善煤炭市场供需情况，降低燃煤成本大幅上升的风险；同时重点削减非电力用煤有助于保障电力用煤，确保电力供应的稳定性。在非化石能源消费提升方面，《方案》强调加大非化石能源开发力度提出通过配电网改造、提升跨省跨区输电能力、发展抽水蓄能和新型储能等方式提升可再生能源消纳能力。到2025 年底，全国抽水蓄能、新型储能装机目标分别为超过6200 万千瓦和4000 万千瓦。此外，《方案》提出大力促进非化石能源消费，在资源条件较好地区放松新能源利用率限制（可降低至90%）；要求“十四五”前三年节能降碳指标进度滞后地区实行新上项目非化石能源消费承诺，即2024-2025 新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%。新能源利用率限制的放松有助于新能源装机规模合理增长，非化石能源消费承诺的提出有利于绿电消费需求的增长。此外，《方案》提出加强可再生能源绿色电力证书交易与节能降碳政策衔接，2024 年底实现绿证核发全覆盖，明确了绿证核发覆盖的时间点，有助于绿电环境价值的加速兑现。
　　节能降碳考评强化，绿电绿证抵消超预算用能
　　在管理机制方面，《方案》在评价考核、项目审批、用能预算管理、监察力度和统计核算等领域提出了新要求。
　　在评价考核方面，《方案》提出强化节能降碳责任的评价考核，落实原料用能和非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，以及在中央企业负责人经营业绩考核中强化节能降碳目标考核等要求。在重点用能单位管理上，《方案》提出将可再生能源电力消纳责任权重分解至重点用能单位，并对重点用能单位化实行化石能源消费预算管理，超出预算部分需要通过购买绿电绿证进行抵消。同时，《方案》还提出要加强能源消费和碳排放统计核算，积极开展以电力、碳市场数据为基础的能源消费和碳排放监测分析。我们认为，节能降碳考核的强化有助于加强高耗能企业的碳排放约束，促使其扩大非化石能源消费比重。同时，化石能源消费预算管理的实行为绿电绿证市场增加必要性需求，有助于活跃相关市场，提升绿电绿证价值。
　　新能源电价改革促进电力系统转型，配额有偿分配助力碳资产价值提升在支撑保障方面，《方案》在制度标准、价格政策、资金支持、健全市场化机制等领域提出了新政策。其中，制度标准方面的改进主要在于推动修订节约能源法和适时完善重点用能单位节能管理办法、节能监察办法等制度。在价格政策方面，《方案》强调落实煤电容量电价，深化新能源电价市场化改革，完善储能价格机制，完善高耗能行业阶梯电价制度以及推行两部制热价等内容。在市场建设方面，《方案》强调稳妥扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围，逐步推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式；以及加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。我们认为煤电容量电价的落实有助于增强煤电盈利确定性，推动火电角色转型；深化新能源上网电价市场化改革系正式文件中首次提出，有望减轻新能源消纳压力，推进新型电力系统转型；两部制热价的实行有助于火电企业供热业务盈利能力的提升。在市场建设方面，配额有偿分配方式的推进有助于碳资产价值的提升，加快绿证市场与碳资产的衔接有助于盘活绿证市场，促进绿色电力环境价值兑现。
　　风险分析
　　煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。
　　区域利用小时数下滑的风险：受经济转型等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。
　　电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。
　　新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。
　　新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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