碳中和背景下的电力行业系列10---电力企业盈利测算
昨天和大家分享了碳中和背景下的电力行业系列的第九部分：容量补偿电价的案例测算
今天和大家分享第十部分：电力企业盈利测算
1、火电行业
2、风光行业
1、火电行业：碳市场运行后中短期内对企业影响较小，初期净利润下降约 1.7%
基于四方面原因，我们预计碳中和运行后中短期内火电企业受影响较小：
1) 火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力较小。
根据生态环境部规划，“十四五”期间发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高排放行业都会进入碳交易市场。
由于火电企业是最早开始进行超低排放改造行业（根据中电联数据，截至 2020 年底，我国达到超低排放限值的煤电机组约 9.5 亿千瓦，约占全国煤电总装机容量 88%），对煤炭的燃料效率很高（但伴随技术进步，仍有一定的改造升级空间），在控制碳排放方面与其它行业相比具有明显的比较优势。
因此，我们认为初期对煤电企业的碳排放约束会相对宽松，政府会对其它有更大碳减排改造空间的行业进行更严格的减排 约束。
2) 主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以进行部分内部的中和。我国主要火电能源集团内部都有大量的可再生能源项目，根据各公司年报。
截至 2020 年底，华能国际、大唐发电、中国电力可再生能源装机（仅包括风电、光伏及生物质发电）占燃煤发电装机容量的比分别为 11.93%、12.96%和 37.74%，公司可以通过自身拥有的新能源装机提供减排配额，降低购买碳配额带来的业绩影响。
3) 火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本应由下游承担。随着新能源快速发展，火电角色将由主力电源角色逐步转变为调峰角色。当火电机组进行深度调峰后，机组负荷和再热蒸汽温度都会降低，锅炉效率会明显受到影响，不完全燃烧会增加， 从而增加度电的碳排放。
我们认为火电机组因调峰产生的额外减排成本会类似抽水蓄能一样，由各级电网合理分摊，企业本身不会承担这部分成本。
4) 实现碳中和目标需要全社会共同努力，减排企业有望将部分减排成本疏导至下游。我们认为实现“双碳”目标是全社会共同的责任，八大减排行业不应承担全部减排成本。
八大行业对国民经济发展都具有巨大的影响，如果由其单独承担减排成本，会明显抑制行业发展，可能会产生一系列连锁反应。因此我们认为减排企业有望将部分减排成本疏导至下游，由全社会共同承担减排成本。
碳市场运行初期，火电度电成本增加 0.0008 元，净利润约下降 1.7%。
我们以 30 万千瓦机组为例，对单机组在碳市场运行后的利润进行了测算，以下为测算数据选取来源和假设依据：
1）利用小时数
为了减少疫情带来的利用小时数偏差，我们选取 2019 年和 2020 年 两年全国火电机组利用小时数平均值，为 4254.5 小时。
2） 供电煤耗
选取中电联公布的 2021 年 1 至 5 月全国供电煤耗值，299.1 克/千瓦时。
3） 标煤二氧化碳的排放系数
根据中电联公布的 2020 年煤电排放数据倒算。
4） 火电企业需购买的碳排放配额比例
我们认为全国碳市场运行初期将以稳妥运行为主，配额发放相对宽松，故假设初期需要购买配额的企业平均购买 2%的配额。
5） 火电度电收入和营业成本
我们测算了华能国际、华电国际、大唐发电及国投电 力 4 家公司公布 2020 年火电业务度电成本，并选取平均值。
5）暂不考虑购买碳配额产生的费用。
我们认为随着时间的推移，火电企业需要购买的排放配额和碳价都将逐步提升。因此在其它假设条件不变的前提下，我们调整了火电企业购买碳配额比和碳价，对度电成本和净利润增加比例进行敏感性测算。
2、风光行业：碳市场运行初期，预计风光度电收入有望增加 0.025 元，风电项目净利 润增加 23%，光伏项目净利润增加 26%
设计碳交易市场制度的核心目的是降低碳排放，鼓励发展新能源。国家为实现“双碳” 目标，设计了包括碳交易、CCER、绿证等制度，本质上都为了降低碳排放，促进新能源行业发展。在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。
我们以 5 万千瓦风光项目为例，对平价项目在碳市场运行后的利润进行了测算，以下为测算数据选取来源和假设依据：
1）利用小时数
由于风光电源优先发电，并且发电量占比较小，因此我们不考虑疫情影响，故选取了 2020 年全国风光平均利用小时数平均值，分别为 2097 小时和 1160 小时。
2） 火电度电供电碳排放
参照火电测算时使用数据。
3） 项目碳减排量
虽然风光不是完全零排放，但是由于碳排放量极低，因此我们以零碳排放计算。
4） 减排量转化配额比例
我们认为存量补贴项目享受双重补贴概率较低，参与碳交易市场项目应该都为平价项目。而为了促进新能源行业发展，提升平价项目收益 率，我们认为当新能源项目申请 CCER 成功后，项目产生的全部减排量都可以转化为配额进入碳市场进行交易。
5）风光平价项目电价
根据《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，我们假设风光平价项目上网电价将以煤电基准价执行，我们参考 2020 年各省份燃煤基准价，取值 0.4 元/千瓦时，扣除增值税后为 0.354 元/千瓦时。
6） 营业成本
以三峡能源、华能国际、大唐发电、国投电力公布的业务毛利率平均值为参考进行假设。
7）期间费用率
参考龙源电力、三峡能源、节能风电、太阳能、中闽能源、大唐新能源等上市公司数据。
8）暂不考虑出售碳配额产生的费用。
由于目前各大能源投资主体对优质新能源项目竞争较为激励，项目中标电价较基准电价有较大折价，出售碳配额对于竞价项目利润贡献将更为明显。
我们认为随着时间的推移，新能源项目碳减排量转化为配额参与碳市场交易比可能会下降，碳价将逐步提升。因此在其它假设条件不变的前提下，我们调整了新能源项目减排量转化为配额参与碳市场交易比和碳价，对项目度电收入和净利润增加比例进行敏感性测算。
碳中和背景下的电力行业系列的第十部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第十一部分的内容：绿证。
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