发电行业专题研究：配额收紧 火电公司碳支出方差较大

　　碳配额趋紧，23 年火电公司碳配额净支出拉低利润总额最多可达18%
碳配额发放趋紧、有偿分配或将引入，需求提升下碳价上行。我们测算40%-60%负荷率下，煤电机组的碳配额盈余（缺口）相对更大（小），表明全国层面当前碳成本对煤电盈利影响还并不大，未来随着电网对煤电深度调峰需求增加，煤电机组负荷率或需频繁下降至30%以下，碳支出或将成为煤电盈利模型的重要成本项。2023 年，内蒙华电碳支出净额5.5 亿，已拉低利润总额18%。我们判断高能效煤电机组配置+碳资产管理+新能源发展组合或将在碳市场推进过程中构成相对优势，推荐华能国际/国电电力/华润电力/国投电力/中国电力。
　　碳市场本质为减排工具，配额收紧&碳价上行&有偿分配系大势所趋2021 年，全国碳市场燃煤机组供电基准值较2020 年下调7%-18%不等，供热基准值下调11%以上。2023 年（全国碳市场21-22 年履约周期结算截止年）全国碳市场成交量较2021 年（19-20 年履约结算截止年）+19%，2023年碳价较2021 年+58%。双碳目标下，我们预计碳配额发放将持续收紧，碳价或将维持上行趋势，全国碳市场或将在发电行业首先引入配额有偿竞拍机制。我们测算当外购碳配额比例提升至5%-8%，碳价约80-120 元/吨时，相较无碳配额支出，煤电机组的度电成本将增加0.347-0.833 分，度电净利自2.4 分下降11.1%-26.5%，ROE 自8.43%下降至6.19%-7.5%。
　　机组容量等级、负荷率与碳配额缺口（盈余）并非呈现线性关系碳支出or 盈余系碳配额缺口or 盈余（碳配额-碳排放量）与碳价的综合结果。
　　我们测算结论为：1）百万机组碳配额缺口（盈余）确实显著更小（大），但300MW 及以下机组碳配额核算供电基准值较300MW 以上机组更高，虽然能效更差碳排放也更多，但300MW 燃煤机组在30%-100%/40%-75%负荷率下的单位供电量碳配额盈余/缺口较600MW 燃煤机组更大/小。2）负荷率下降时碳配额给予一定补偿，50%-60%/40%左右负荷率下燃煤机组碳配额缺口（盈余）最小（大），但当负荷率降低到30%的深度调峰状态，碳配额补偿机制或失效，煤电机组碳配额缺口（盈余）显著增加（缩小）。
　　不同碳市场碳价差异较大，部分碳市场试点省份给予企业套利可能2023 年北京碳市场碳配额均价115 元/吨居试点碳市场首位，福建碳市场仅为23 元/吨。2021 年，福建碳市场成交量仅为试点省份碳市场总交易量的5%，但由于其碳价处于相对低位，且准入机制较为简易，吸引火电企业进入二级交易，2022/2023 年福建成交量占试点省份碳市场总交易量的比例跃升至19%/49%。试点碳市场对未纳入本身碳配额管理的企业设置一定的准入机制，外省（市）企业也可交易，未来碳配额收紧、碳价上涨的预期下，控排企业对于碳市场的选择可能带来部分碳支出节省。
　　火电碳支出方差较大，“五大六小”发电集团旗下全国型平台表现优异各火电公司2021 年开始列示碳配额收支，“五大六小”发电集团旗下全国型平台如华能国际/国电电力/华润电力/华电国际/国投电力/中国电力21-23 年累计碳配额净收益位居前列，或主要得益于优异的碳资产管理能力；碳配额支出的企业则多为区域型火电，如内蒙华电/粤电力A 等。内蒙华电碳配额支出较大或主要系300MW 及以上机组中无百万千瓦机组，机组能耗可能相对更高；内蒙古是我国风光大省，其深度调峰需求或更多；内蒙华电下属火电企业购入配额碳价或较高。
　　风险提示：火电碳配额收紧及有偿碳配额推进超预期、风电/光伏CCER 获取不及预期、测算结果与实际情况存在差异。
【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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