惠誉：中国发电企业的碳交易成本增加有限

Fitch Ratings-Shanghai-22 February 2021: 本文章英文原文最初于2021年2月18日发布于：Chinese Gencos Face Limited Carbon-Trading Cost Burden 惠誉评级表示，尽管近期履约成本负担有限，但中国的国家碳排放交易计划 (ETS) 旨在推动可再生能源发电能力的发展，长期而言将对火电企业的盈利造成压力。 作为鼓励能源转型的关键措施，国家碳排放交易计划在运行初期将仅覆盖电力行业，其中包括2,225家发电企业。据万得统计，该行业涉及的碳排放量约占中国碳排放总量的一半。全国碳市场发电行业第一个履约周期自2021年1月6日正式启动，持续至12月31日，该周期将涵盖2019年和2020年的排放量，各企业在此期间需完成排放量的报告与核查，并进行配额交易以履行相应义务。 火电企业将按照2018年的实际调整后发电及供热量分到免费碳排放配额，若经核查排放量高于其免费配额，则配额清缴义务至多为免费配额增加20%的经核查排放量，这在一定程度上减轻了该等企业的初始履约负担。燃气发电厂的清缴义务更低，清缴上限为其免费配额。 若发电企业的经核查排放量高于其免费配额，则该类企业有义务购买额外排放额度。但是，惠誉预计大部分燃煤电厂短期内并无此需求。碳排放交易计划根据0.877二氧化碳总量(tCO2)/兆瓦时的基准排放强度为300兆瓦以上的燃煤电厂分配免费配额。中国的燃煤电厂平均每兆瓦时燃烧0.305吨标准煤，换算成碳排放约为0.80二氧化碳总量/兆瓦时，低于上述配额基准。此外，碳排放交易计划亦无意立刻淘汰所有小型电厂，因其对300兆瓦以下的燃煤电厂采用了更加宽松的基准，即0.979 二氧化碳总量/兆瓦时。 随着免费配额缩减，更多发电商需要为超过配额的排放量付费，碳排放交易计划的影响将进一步凸显。若燃煤电厂无法继续通过提高电价的方式转嫁履约成本，其盈利能力将会承压。届时，碳排放价格将在发电厂的发电和投资决策中发挥更加重要的作用。全国有8个省市已先于碳排放交易计划进行了试点工作。目前，主要区域市场的碳排放价格介于每吨25-42元人民币之间，这意味着与大部分发电企业100-200元人民币/兆瓦时的点火价差相比，每兆瓦时发电成本将面临20-34元人民币的涨幅。 根据中国碳论坛的调查，大多数市场参与者预期碳排放价格将进一步走高，但惠誉预计，近期碳排放交易计划做出重大调整，导致燃煤电厂履约成本大幅提高的可能性不大——煤炭价格波动，叠加市场交易发电量增加已令燃煤电厂的利润率承压。不过，该计划的主要目的之一是降低化石燃料相对于清洁能源在成本方面的吸引力，这意味着一旦火电有利可图，配额分配可能就会收紧，该行业的长期回报前景或将因此受限。 碳排放交易计划将准许发电企业利用国家核证自愿减排量（CCER）碳信用来抵销该企业至多5%的经核查排放量。大部分符合资格的碳信用来自可再生能源领域。为满足区域计划的排放量，截至2021年1月末，已登记的碳排放信用额已超过7,300万吨，交易量达到2.57亿吨。 碳排放交易计划将推动更多对CCER的需求，特别是当免费排放配额收紧时。这将拓宽可再生能源公司的营收渠道，并刺激进一步可再生能源投资。2020年，中国水电新增装机容量132万吉瓦，风电新增装机容量71.7万吉瓦，太阳能新增装机容量48.2万吉瓦，同比分别增长217%、178%和60%，占总装机容量的70%。至2020年末，燃煤发电在燃料结构中的占比略降至50%以下。 注意：本新闻稿为中文译本。如有疑问，请以英文版本为准。 来源：惠誉评级