碳计量系列7---发电行业案例
昨天和大家分享了碳计量系列的第六部分：国内主要碳计量方法与 IPCC 指南方法对比
今天和大家分享第七部分：发电行业案例
1、计量规则
2、碳排放计算实例
3、碳排放实例结果分析
4、碳减排技术路径
5、发电行业投资展望
发电行业是我国自“十二五”规划以来发改委列入碳计量测算要求的第一批行业，其碳计量方法是所有其他行业进行“范围二”计量的理论基础，精准、明确的发电行业碳计量方法不仅是发电企业进入碳排放权交易市场的理论依据，同时也是分析电力市场和碳市场价格联动、信息传导等的关键模型。
自 2015 年 3 月以来，我国推行了全国性的电力市场改革。截至 2020 年，试运行规模已初见成效，全国参与市场交易的电量（8597 亿 kWh）已占总用电量的约 40%，而其中火电又占了 90%以上。
碳市场的价格会影响火力发电的成本，而火力发电的电量会影响碳市场的需求。发电行业的碳计量模型的提出为全国统一碳排放权市场做好了充分的计量准备，为随后的发电行业“碳达峰-碳中和”路径的设计、投资价值的分析以及电力-碳两市场间的价格机制传递研究做好了充分的理论准备。
1、计量规则
根据发电设施核算指南，发电企业的碳计量范围包括：化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放 +企业购入使用电力产生的二氧化碳排放。
在此之上，我们在计算过程中考虑了脱硫过程的二氧化碳排放，原因是在我国大部分燃煤机组采用的脱硫工艺为石膏或石灰石脱硫法， 其原理为利用碳酸盐的水溶混合物与煤炭燃烧后的二氧化硫发生置换反应，生成亚硫酸盐和二氧化碳。这部分二氧化碳可占一个燃煤机组的整体排碳量约 20-30%。
故结合发电设施指南与脱硫工艺考量，故碳排放总量（𝐸𝐸）可表示为：
E=E 燃料+E 脱硫+E 电
其中，每一项的排放计量又可以大致概述为“活动水平×碳排放强度”，即 E 燃料=AD 燃料×EF 燃料 E 脱硫=AD 脱硫×EF 脱硫 E 电=AD 电×EF 电
这里，AD 燃料、AD 脱硫、AD 电分别对应每项生产活动相应的“活动水平”，即燃料燃烧时释 放的热能、脱硫时消耗碳酸盐的重量或体积、厂用电量。
而 E 燃料、EF 脱硫、EF 电分别对应 每项生产活动相应的“碳排放强度”，即燃料燃烧时每焦耳释放的温室气体碳当量、脱硫 时每单位碳酸盐置换反应释放的二氧化碳质量、厂用电对应的度电碳排放量。
实际计算中， 生产活动相应的“活动水平”往往由企业生产运行中的原材料消耗量直接或间接计算得到， 生产活动相应的“碳排放强度”通常是一个通过对应领域的理论或实验由大量统计得出的常数。
2、碳排放计算实例
基于以上模型，选取中国和海外的上市发电企业各一家进行数值计算，中国的发电企业取华能集团有限公司，海外的取澳大利亚的 AGL 公司（Australian Gas and Light Company）。
这两家公司的燃煤机组占比都比较高，且近年都有逐步向新能源发电领域扩展的迹象。
华能集团是中国五大发电集团中最早成立的企业，一直专注于电力行业的发展，2018 年 位列世界五百强企业的第 289 位。华能集团旗下的上市企业主要为华能国际和华能新能源， 前者主要致力于传统火电、水电电源发展，后者主要致力于风电、光伏等新能源电源建设。
AGL 公司是澳大利亚三大能源公司之一，已有 175 年的历史，是目前澳大利亚最大的可再生能源发电资产经营者和开发者。AGL 公司仍保有大量的火电资产，在此基础上也投资 了大量的水电、风电与太阳能项目。
算例选取 2019 年的数据进行对比与计算。由于地区差异，华能集团 2019 年的总发电量约为 AGL 公司的 10 倍，绝对数值的对比没有意义。新能源机组装机和出力是发电行业响应环保减排政策力度的两个重要指标，这里选取两个公司的新能源机组的装机占比和出力占比进行比对。其中，华能集团 2019 年新能源的装机和出力占比分别是 16.92%和 5.63%，AGL 公司新能源的装机和出力占比分别是 33.98%和 9.72%。
根据发电设施企业指南计算方法，结合已有的我国电力行业公开数据集、IPCC Database、 世界排放数据库等资源，对华能集团和 AGL 公司分别进行碳排放计量，华能集团的火电总发电量为 374.02TWh，总碳排放量为 319.13Mt，企业碳强度为 0.8532t/MWh。
华能集团主要活动的火力机组集中于我国的华北区域，其次是华东区域。华能集团的碳排放高峰机组主要集中于我国的东北区域，其次是南方区域。
类比于华能集团，对 AGL 公司进行同样的统计和计算，区域的划分依据澳大利亚国家电 力市场的州名划分，分别是新南威尔士州(NSW)、昆士兰州(QLD)、南澳大利亚州(SA)、 维多利亚州(VIC)。经过统计和计算，AGL 公司的总发电量为 50.92TWh，总碳排放量为 43.12Mt，企业碳强度为 0.8468t/MWh。
AGL 公司主要活动的火力机组集中于新南威尔士州，其次是维多利亚州。AGL 公司的碳排放高峰机组主要集中于新南威尔士州，其次是维多利亚州。
值得注意，根据澳大利亚国家能源交易中心(AEMO)的数据，AGL 公司在新南威尔士州和维多利亚州的火力机组主要为燃煤机组，其中维州煤机的燃料是热值偏低的褐煤。在昆士兰州和南澳大利亚州，AGL 公司的火力机组以燃气和燃油机组居多。
3、碳排放实例结果分析
华能集团是中国五大发电集团中成立最早、装机第二的公司，其碳排放数据具有一定的代表性。
根据算例，华能集团 2019 年的火电总发电量为 374.02TWh，总碳排放量为 319.13Mt， 企业平均碳强度为 0.8532t/MWh。其主要活跃的火力机组集中于我国的华北区域，其次是华东区域。旗下的高碳排放机组主要集中于我国的东北区域，其次是南方区域。
AGL 公司是澳大利亚三大能源公司之一，其 2019 年的火电总发电量为 50.92TWh，总碳排放量为 43.12Mt，企业碳强度为 0.8468t/MWh。其主要活动的火力机组集中于新南威尔士州，其次是维多利亚州。其碳排放高峰机组主要集中于新南威尔士州，其次是维多利亚州。
对比以上统计和计量结果，华能集团 2019 年新能源的装机和出力占比分别是 16.92%和 5.63%，AGL 公司新能源的装机和出力占比分别是 33.98%和 9.72%。
不难看出，华能集团在电源低碳转型上都暂时落后于 AGL 公司，不论是新能源机组的装机还是出力占比，都低于 AGL 公司，距我国“碳达峰”目标仍有一定距离，需要继续推进新能源机组 发展的进度。
据悉，自 2019 年起华能集团已加大新能源领域的投资，包含以下四个重大举措：
1）2019 年投资计划中，风电、光伏占比 68%。
2）在江苏投资 1600 亿开发海上 风电。
3）储备 105 万 kW 风电+光伏平价上网项目。
4）收购协鑫新能源。
4、碳减排技术路径
作为世界上最大的煤炭消费国和生产国，煤炭已深深植根于中国的能源体系及经济体系中。中国燃煤机组总装机容量约为 11 亿 kW，电力行业占中国煤炭消费总量的 54％，是碳排放的主要产生者。为使电力行业支撑 2030 年碳达峰目标，需要在 2030 年实现高比例可再生能源（主要包括风电与光伏）取代高碳排放强度的发电机组（如燃煤机组）。
2020 年 12 月 12 日，习近平主席在气候雄心峰会上宣布，到 2030 年，我国风电、光伏发电总装机容量将达到 12 亿 kW 以上。截至 2020 年 9 月，全国风电、光伏累计装机已达到 4.4 亿 kW，距离 12 亿 kW 的装机目 标仍有 7.5 亿 kW 的差额。
为如期实现“碳达峰”，中国能源转型与“十四五”电力规划研 究给出两套装机方案：
方案1的核心思想是以较快的清洁能源装机速度来替代煤电退出后所产生的电力缺口需求， 即 2025 年风电装机达到 5.36 亿 kW，光伏 5.51 亿 kW，总计约等于 11 亿 kW，接近 12 亿 kW 风电、光伏累计装机容量的目标。
方案 1 的装机速度约为 1.3 亿 kW/年，其中风电 约 0.632 亿 kW/年，光伏约 0.663 亿 kW/年。
相比于方案 1，方案 2 对风电和光伏装机的 速度相对缓和。
预计 2025 年，方案 2 风电装机达到 4.25 亿 kW，光伏 3.75 亿 kW，总计 8 亿 kW 装机容量。以方案 2 的装机速度预估，到 2030 年，可以 0.77 亿 kW/年的装机速 度完成 12 亿 kW 的装机目标，其中风电 0.41 亿 kW/年，光伏 0.31 亿 kW/年。
考虑到环境和社会成本，以更快地装机速度完成风电、光伏的装机目标，可以减少更多的 CO2 排 放量。全国碳市场开始运行后，碳排放将作为发电企业的运营成本，配额被市场调控。碳排放总量受市场的激励，预计会逐年削减。节能减排技术的使用可减少碳排放造成的成本，故以更快的装机速度达到装机目标更能体现出经济效益。
5、发电行业投资展望
随着 3060 政策的提出，电力行业作为全球二氧化碳排放占比最高的部门（行业）将成为国家碳减排的重要环节，而火力发电作为其主要来源则势必成为主要关卡。
据中电联统计， 2020 年我国火电发电量 5.17 亿千瓦时，占总发电量的 67.87%，高于全球平均火电占比，电力行业在碳排放中的占比更加突出。
从 Carbonmonitor 的数据显示，2020 年我国电力行业的二氧化碳排放占比约为 45%。随着新冠疫情的好转和经济活动的恢复，2021 年及未来我国用电端的需求还将继续保持低速增长。
据 IEA 预测，2021 年中国的 GDP 增长为 9%，与之对应的用电量需求将同比增长 8%（中电联预测为 6-7%）。
因此，要实现碳中和目标，电力行业的发展和转型是重中之重。
（1）行业现状及竞争格局
电力行业改革方针将按照国家能源局规划开展，即到 2030 年我国非化石能源消费比重要达到 25%，以火电为主的电力供应体系虽然面临结构调整压力，但中短期来看火电仍将占 据主导地位。
投资方面来看，随着“停建一批、取消一批、缓解一批”的相关工作不断落 实，整体火电行业投资规模明显下降。2016 年至 2020 年，我国电源工程总投资从 3408 亿增长到 5244 亿元，相应的火电电源投资从 1119 亿元下滑到 553 亿元，降幅较为明显。与此同时，由于负荷端的需求持续增长，加上新能源电力供给的不稳定性，火电企业每年 的新增装机容量近几年仍将处于各电源类型前列。
据中电联预测，2021 年我国全社会用 电量将增长 6-7%，在此背景下，“五大四小”集团（央企国企）在行业内占有领先地位，火电的装机容量和发电量大部分集中在头部。电力行业本身是高度依赖资源（区位）和资 本，深耕行业多年的龙头企业在未来的发展中将继续拥有强大的竞争优势。
此外，2020 年 5 月，国资委向五大发电集团下发《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首 批划转企业名单的通知》，甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏五大试点区域首批划转企业装 机容量达 3262.9 万千瓦。区域资源的整合不仅有利于提升火电市场的供给效率，也为面临资金压力的企业带来了新的发展可能。
（2）建立容量电价补偿机制，推进环保节能技改
从各大火电企业的转型发展道路中我们可以看到，淘汰落后产能是提升企业整体效益的有 效办法。但有转让就有接收，直接停用则可能造成供应短缺，在用电需求保持增长的情况下，如何更好地利用落后产能也是火电行业内亟待解决的问题。
发改委的意见中特别指出， 对于燃煤机组利用小时偏低的省份可建立容量补偿机制，目前全国首个燃煤机组容量电价 补偿机制已于山东电力现货市场得到验证，广东等省份也开始建立电力现货市场容量补偿 机制。但若要从根本上改变火电机组的利用效率，环保节能技改可能是火电企业需要重点考虑的方式。
从上文的实例及各大发电集团的社会责任报告中我们可以看出，火电企业在环保节能技改中的投入对机组能耗及污染物排放都有积极的影响，并不同程度地反映在成 本端，积极探索清洁高效的火力发电技术是火电企业在碳中和背景下长期发展的必要举措。
（3）发电行业未来展望
随着 2030 碳达峰、2060 碳中和的长远能源政策的推出，我国能源结构将加速向低碳化、 清洁化转型，新能源装机快速提升替代燃煤发电将是我国能源结构转型中至关重要的一环。但这并不意味着十四五期间煤电装机将被大规模淘汰关停，一方面目前风电光伏虽然能够实现平价，但在电网侧储能没有大规模应用前，煤电仍将作为电网的主要支撑起到调峰平 衡的作用；另一方面当前煤电机组主要系 2005 年至 2015 年间投产，整体使用寿命预期在 2030 年后逐步到期，其到期关停即可满足碳减排的要求，无需提前加以关停。
我们以传统的五大发电集团主体上市公司作为研究对象（国家电投暂无主体上市，以华润 电力代替），观察其火电业务的占比及变化趋势。
从装机结构来看，近年来各大上市公司 火电装机占比整体上呈现逐步下降趋势，国电电力火电装机占比有所提升主要系 2019 年 重大资产重组合并部分神华集团体内火电资产所致。
截止 2020 年，华能国际、华电国际、 国电电力、大唐发电和华润电力五大电力上市企业火电装机占比基本上均在 75%左右（华 能国际、华电国际为煤电口径），五大电力上市企业合计火电装机达 2.88 亿千瓦，约占全 国火电装机的 23%左右。
未来随着火电上网电价机制的改革，火电行业与煤炭相关所带来的周期性在减弱，在需求端和供给端保持平衡稳定增长的背景下，火电企业的收入有望保持稳定增长。未来越来越多的火电企业朝着综合能源结构企业发展，新能源较高的毛利率也将进一步拉动火电企业的盈利水平。
在碳中和目标的指引下，火电企业也将更加重视在节能减排技改上的投入。同时，火电企业经营现金流较大，考虑到未来火电新增项目节奏放缓，资本开支减少，营 收状况稳定的企业将保有可观的现金流，具有较大的分红潜力，也有可能成为市场青睐的对象。
碳计量系列的第七部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第八部分的内容：钢铁生产行业案例。
