EUA/CER：看涨

报告日期：2021年12月10日

★欧美能源消费总量见顶才会导致加速去碳：

欧美之所以能够实现去碳，是因为他们的能源消费总量在金融危机之前就已经见顶了，这是最为根本的因素。只有在总量见顶的情况下，推进可再生能源的发展才能实现加速去碳。中国能否实现加速去碳实际上也将取决于我们的能源消费总量在未来5-10年的变化。即使目前我们没有见顶，随着增速的放缓，我们能源的需求总量距离顶点可能也不远了。尽管欧美在去碳已经是走在前面，但是中国与欧美所处的阶段并不一致。由于每个国家处于不同的阶段，这将意味着全球统一的碳市场难以形成，碳市场最终或将都以区域性市场存在。

★ 中国全国碳市场配额供需缺口测算：

为了估算出国内碳排放配额过剩/短缺量，我们做了非常多的简化处理，因为数量级上的正确已经足够有意义了，在底层数据都缺乏的情况下，精确估算几乎是一件不可能的事情。那么最为重要的假设就是认为发电企业都对燃料做过含碳量测试，因为测试与不测试结果差异会极大，缺省值非常高的缘故。最终在一系列假设前提下，我们得到2019年和2020年煤电配额过剩量分别为2.36亿吨和2.74亿吨。

★欧洲碳市场发展对于中国的启示：

1）国内碳排放配额会在初期阶段出现过剩。在基准值不变的情形下，过剩幅度会随着时间的推移而加速向上。抵销机制会进一步加剧碳市场的过剩。

2）我们国家的碳价在未来相当长的一段时间，其定价不会跟随国际碳价的走势，而是由国内自身的基本面所决定。配额首先肯定是过剩的，其次碳价的波动将会在电价浮动的空间范围内和动力煤价格中间寻找自身的平衡点。

3）未来国内碳排放配额供应是可能会通过拍卖的方式的。拍卖形式的出台意味着碳价市场化加速。总之从国情出发，拍卖方式预计在2025年之前比较难出台，除非解决电力市场化的问题，那就是全社会去承担减排的成本了。

碳排放配额供给受到政策的影响极大，需求则受经济波动和天气的影响。

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中国与欧美处于不同的去碳阶段，碳价难以形成联动效应

从全球范围来看，中国、美国和欧洲（不包括CIS国家，下同）是全球前三大碳排放主体，在2020年占到全球碳排放总量的56%左右。碳排放总量与经济总量息息相关。中国的碳排放量自加入WTO之后呈现出高速增长，主要是因为经济体量不断扩大。在金融危机之后，碳排放增长的速度明显放缓。欧美在金融危机之后，碳排放总量整体呈现出下降趋势。欧美去碳背后的主要驱动都是去煤，两者的差异在于欧洲是可再生能源，主要是风电和光伏增长抵消煤电的下降，而美国则是受益于“页岩革命”，大量廉价的天然气资源使得美国加速了气电替代煤电的历程。无论是哪一个经济体，最终要实现碳中和的目标都需要尽可能地减少对煤炭的消费，而填补煤炭缺口只能依赖于可再生能源，尤其是光伏和风电。

欧美之所以能够实现去碳，是因为他们的能源消费总量在金融危机之前就已经见顶了，这是最为根本的因素。只有在总量见顶的情况下，推进可再生能源的发展才能实现加速去碳。中国能否实现加速去碳实际上也将取决于我们的能源消费总量在未来5-10年的变化。即使目前我们没有见顶，随着增速的放缓，我们能源的需求总量距离顶点可能也不远了。总量的增量空间将决定着可再生能源的增量将对煤电实现多大程度的替代。不过我们的目标只是在2030年前实现达峰，因此压力相对较小。

尽管欧美在去碳已经是走在前面，但是中国与欧美所处的阶段并不一致。由于每个国家处于不同的阶段，这将意味着全球统一的碳市场难以形成，碳市场最终或将都以区域性市场存在。首先，欧美人均能源消费量在过去20年里已经开始走向下坡路，而中国依然处于爬坡过程中。从绝对量来看，2020年欧洲人均能源消费较中国高13%，而美国则是中国人均的2.6倍。从人均能源消费来看，中国已经接近发达国家水平。其次，从单位能源消费的CO2排放强度来看，欧美也呈现出趋势性下降。对于中国来说，我们的单位能源消费的排放强度在2011年之后才开始下降。以绝对量对比，中国的能源消费排放强度大致是欧美的2倍左右。这跟我们的能源结构差异有很大的关系，中国对于煤炭过度依赖所致。降低排放强度只能是不断提升可再生能源在能源结构中的比例。

欧美去碳看似“美好”，实际也存在自身的问题。欧洲目前煤电大户主要是德国、波兰、土耳其三国，三个国家煤电发电量总欧洲煤电总量的60%以上（2020年BP能源统计年鉴）。德国未来进一步去煤的难度倒是不大，问题在于东欧的国家财力相对薄弱，难以扛起深度去煤的大旗。在欧洲的一次能源结构中，石油和天然气占据主导地位。石油消费主要在交通运输和化工领域，而天然气最大的下游在于居民和商业取暖，只有天然气发电（只占天然气消费量的14%）这一块是可以通过加快可再生能源进行替代的。石油和天然气消费在美国的一次能源消费结构中比例甚至比欧洲还高。相较而言，美国的空间更大一些，因为美国天然气消费结构中有大约40%都是用来发电。中国与欧美的一次能源消费结构对比，化石能源在一次能源消费结构中比例分别为84%，71%和80%。横向来说，中国所面临的难度并没有显著高于欧美，甚至在某种程度上我们可能占据后发优势，因为欧美在过去的十年里都开始加速去煤，中国的去煤尚未开启。

在国务院最新印发的《2030年前碳达峰行动方案》中，到2030年，风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，较2020年增加6.7亿千瓦装机。至2030年，风电和光伏较2020年或将贡献9200亿千瓦时电力增量，水电或将贡献2800亿千瓦时电力增量，核电或将贡献4400亿千瓦时电力增量，合计增量有1.6万亿千瓦时。如果以等量煤电替代计算，可以实现12.8亿吨的二氧化碳减排。国内煤电效率提升仍在进行时，十四五的目标是火电度电标准煤消耗降至300g，十三五结束时煤耗是305.8g，假设至2030年煤耗降至295g，能效提升可以实现减排1.3亿吨（仅2030年当年，火电发电量假设为5万亿千瓦时）。我们认为在实现碳达峰过程中关键在于控制我们的电力消费总量。若得不到有效控制，那么我们的可再生能源贡献的增量基本上都要用来满足我们的电力需求增量。因此，碳达峰实现的难度并不是特别艰巨，只是能否出现加速去碳则是取决于经济模式上的突破。我们倾向于认为中国可能会在2021-2025年期间就实现碳达峰，根本不需要要等到2030年才能实现。

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欧洲碳市场的发展历程和去碳驱动力

欧洲持续去碳的主要驱动力可能来自于1）欧洲碳市场（European Emission Trading Scheme, EU ETS）；2）严格的排放标准法案生效，如Large Combustion Plants Directive和Industrial Emission Directive等；3）风电和光伏装机和发电成本的持续下降；4）可再生能源电价补贴政策。

2.1、欧洲今年所遭遇的能源危机并不能归咎于其深度去碳

尽管欧洲在今年遭遇到能源危机，很多批评人士认为这在很大程度上是由于欧洲在去碳过程中过于激进所导致，对此我们并不认同。我们在此前的报告对于欧洲能源危机的归因是“三分天灾，七分人祸”，“天灾”在于欧洲今年的风电的确是不给力，在2021年风电发电量累计同比预计下降10%，而风电在欧洲的电力结构中占比达13%。“人祸”在于作为欧洲天然气供应主体俄罗斯的确是大幅削减了对欧洲的天然气供应量，背后政治博弈的成分更多。在我们看来，即使能源需求在后新冠时期加速回升导致能源价格大幅上涨，但是也不至于把欧洲的天然气价格推升到50美元/MMBtu以上的离谱价格。在任何一个经济体在做能源转型的过程中，欧洲所遇到的“天灾”部分，其他国家或地区在未来也极有可能会遇到，甚至冲击力度会更大也不是完全没有可能。只要可再生能源在能源结构中占比越来越高，能源供应的不稳定性就会加强。不稳定性会在某一时段将化石能源价格推升到一个极高位置，但是往往难以形成趋势性力量将价格维持在高位，原因在于不稳定性会逐步回归稳态。

截至2020年，欧洲煤炭消费量在一次能源结构中占比下降至仅有12%。电力是欧洲煤炭最大的应用下游，煤炭在电力结构的比例也在持续下降，从2012年的27%下降至2020年的15%。在此阶段，煤电发电量环比下降了538TWh，与此同时风电和光伏的发电增量合计为402Twh，电力消费总量环比下降182Twh。由此可见，光伏和风电很好地填补了煤电下降所产生的缺口。电力消费总量的下降也在一定程度上缓解了压力。

2020年，欧洲煤碳发电总量为574.8TWh，其中德国、波兰和土耳其分别贡献了23%、19%和18%，三个国家合计为61%。截至2020年底，比利时、奥地利和瑞典已经彻底淘汰了煤炭。英国、法国等6个国家将在2025年底之前彻底淘汰煤炭，而德国将在2038年彻底淘汰煤炭。然而，土耳其对于淘汰煤炭仍在讨论中，波兰则尚未进入到议程。这将意味着欧洲的去煤之路最快的一段历程已经过去，剩下的都是难啃的硬骨头。虽然英国和法国计划在2025年之前淘汰煤炭，诸如此类国家煤炭的消费量已经降至接近零的水平，对于削减总量的边际作用将会非常有限。2021年，由于欧洲遭遇能源危机，煤炭消费量较2020年增幅至少有20%，相当于欧洲在去煤的过程中开了倒车。我们认为这是非常正常的现象，以后在其他经济体也完全有可能遭遇类似的情形，但是去碳的大趋势完全不可能被逆转。

2.2、ETS的发展历程

《欧洲排放交易体系指令》即ETS在2003年通过，在2005-2007年启动了第一阶段的交易。第一阶段的特征有1）几乎所有的碳排放配额都是免费发放给排控企业；2）排控企业覆盖电力和能源密集型行业；3）违约罚款是40欧元/吨。第一阶段实现了MRV（排放监测、报告和核查）等基础设施建设，形成了一个可以在欧盟内部自由交易的碳排放产品，并且形成了碳价。与此同时，第一阶段也走了一些弯路。当时规定第一阶段的碳排放配额不能用于第二阶段的履约，导致碳价一度跌至零。由于缺乏可靠的排放数据，第一阶段的排放上限只是估算出来的，导致的结果是第一阶段碳排放配额发放远远超过排控企业的需求，因此配额严重过剩。

第二阶段是2008至2012年，第二阶段的特征包括1）排放上限较2005年下调了6.5%；2）爱尔兰、挪威和列支敦士顿加入了ETS；3）免费发放配额额比例下降至90%附近；4）几个国家开始拍卖碳排放配额；5）违约罚款升至100欧元/吨；5）企业被允许购买国际碳汇，大约有14亿吨CO2当量；6）航空业在2012年1月被纳入到ETS，但是飞往和离开非欧洲国家的航班不在其中。由于2008年出现金融危机，碳排放配额和碳汇出现严重过剩，导致第二阶段碳价非常低迷。

第三阶段是2013至2020年。第三阶段的特征是1）设置了欧盟统一的配额总量，各成员国不再有分配方案；2）碳配额拍卖是默认的分配手段，不再是免费发放；3）更多的行业被纳入到ETS；4）3亿吨的碳排放配额被注入到NER300计划中（主要为后进入者提供储备配额）；5）配额总量的年度线性折减系数为1.74%；6）欧盟多次施行Backloading临时削减拍卖配额，其中2014、2015和2016年分别有4亿吨、3亿吨和2亿吨；7）建立起MSR（Market Stability Reserve）机制。

第四阶段是2021至2030年。第四阶段目前为止1）提升了配额总量的年度线性折减系数至2.2%；2）进一步加强MSR机制，在2019年至2023年，每年进入到MSR储备里面的配额量为流通配额总量的24%，2024年起恢复至12%；3）成立两个基金，分别是创新基金Innovation Fund和现代化基金Modernization Fund。创新基金包括4.5亿吨的碳排放的市值，用于鼓励技术创新。现代化基金主要用于支持10个收入较低国家的电力行业和更为广泛的能源体系提供能效、更加顺畅地转型至低碳；4）碳泄漏风险非常高的行业将得到100%的免费配额，而不是很高的行业的免费配额将从2026年开始逐步退坡，由最高30%逐步下降至2030年时的零。

2.3、影响碳价的重要因素和碳价作用机制

影响碳价的因素主要包括1）经济热度，经济强弱直接决定着排控企业对于碳排放配额的需求总量，2008年金融危机和2020年新冠危机均曾导致碳价大幅下挫；2）天气，即气温的变化也会直接影响到排放需求，此外天气也会作用于可再生能源的出力；3）最为重要的莫过于ETS的政策变化，无论是MSR还是Backloading、配额使用的有效期、配额的拍卖比例、配额总量的线性折减系数等。配额的供应量在很大程度上取决于欧盟气候政策变化；4）意外事件，如福岛核事件；5）能源产品的价格，碳价机制的发挥主要通过调节发电端利润进而去影响到化石能源在能源体系中的供应，因此电力价格在很大程度上决定着碳价的上限。电力价格在某种程度上是碳价的定价锚，此外煤炭和天然气价格也会影响到碳价。整体来看，碳排放是周期性产品，与经济温度高度关联，同时也是一个对天气极其敏感的产品，而配额本身的供应完全是由政策决定的。

2015年欧洲理事会和欧洲议会决定在ETS体系里面引入MSR机制，MSR机制在2019年1月开始运行，该机制的目标是为了改变欧盟碳市场严重过剩的局面，同时也让ETS应对碳排放市场供需不平衡更加有韧性，让ETS市场能够有效运行。MSR机制如下：1）当TNAC全流通碳排放数量超过8.33亿吨的时候，自2019至2023年，将TNAC的24%转存入MSR，在年度配额拍卖（X年9月至X+1年8月31日）中直接减去相应的数量。2024年起，转存入MSR的TNAC的比例恢复至12%。如果TNAC数量不足4亿吨时，这时MSR中的配额将通过增加拍卖的方式流向市场，每年（X年9月1日至X+1年8月31日）增加拍卖量1亿吨。如果TNAC数量不足1亿吨，这时所有储备中的配额全部释放出来。自2023年开始，MSR中配额超过上一年度拍卖量的部分都将自动失效。

至第三阶段结束时，欧洲碳排放的供应主要包括1）第二阶段转存的配额1749.5百万吨；2）免费发放的配额，包括NER，共计6588.9百万吨；3）未分配的配额301.8百万吨；4）配额拍卖量6008.2百万吨；5）2014-2016年Backloading的拍卖配额900百万吨，后转入MSR；6）从拍卖量中扣除进入到MSR（2019-2020）配额量为772.7百万吨；7）有EIB货币化300百万吨碳排放配额进入NER300项目；8）国际碳汇抵消配额量为478.8百万吨；9）Innovation Fund里面的50百万吨（扣减项）。第三阶段欧洲碳排放配额供应总量是17050百万吨。

第三阶段核准的总排放量合计为13546百万吨，另外有0.4百万吨配额注销。那么第三阶段结束后，欧洲市场碳排放累计结余库存总量高达3503百万吨，其中进入到MSR共计有1924百万吨（主要包括2014-2016Backloading的900百万吨，根据TNAC从拍卖中扣除的772.7百万吨，还有就是301百万吨未分配的配额数量，还有50百万吨从MSR流向Innovation Fund），剩余1579百万吨是全流通碳配额数量。由此可见，MSR机制对于整个欧洲碳市场的重要性。倘若没有MSR，欧洲碳市场严重过剩并且碳价长期低迷的状态并不会得到逆转。正是由于MSR从拍卖数量中抽离了大量本来计入市场流通的库存，碳排放市场过剩的程度才得以缓解。MSR相当于是欧洲碳市场的一次供给侧改革。

从ETS发展历程来看，初期免费配额发放比例高，后期逐渐减少并提升配额拍卖的比例。在第三阶段拍卖占到配额供给比例大约是57%。在任何一个国家去发展碳市场，难免都会先经历这个过程，因为政策制定者希望碳市场的运行对实体经济的冲击越小越好，或者初期阶段根本不清楚到底有多大的影响。通常情况下，初期碳排放配额发放较为宽松，并且会导致配额供应过剩。即使是现在欧洲碳价已经如此之高，配额依然是过剩的，只是相当一部分已经被吸收至MSR而已。从实际减排的效果来看，电力和供热行业是欧洲实现减排的最为主要的驱动，工业的排放减排效果不佳。由于存在碳泄漏的问题，欧洲给到工业企业相对较多的免费配额，以至于工业企业对于欧洲碳减排的贡献度非常小。

引入碳价会改变电力市场的优先次序（merit-order）。引入碳价之前，通常情况下可再生能源和核电都是优先被调度机组，位于merit-order曲线的最左侧，天然气机组作为调峰使用，是边际出清机组。由于天然气的度电CO2排放只有煤炭的一半，当碳价被引入市场后，尤其是当碳价大幅上涨后，煤电的成本将大幅上升，天然气发电的优势就会更加明显，此时煤电会成为边际出清机组。

在第二阶段，欧洲的电力行业仍获得大量的免费配额，但是到了第三阶段，电力行业的免费配额急剧下降，因为欧洲电价是市场化的，电力企业可以充分地将碳排放成本向下游传导。因此，在整个第二阶段以及第三阶段的大多数时间，煤电企业的利润并没有受到严重的挤压。煤电利润真正受到挤压是从2019年开始，MSR机制的生效导致碳价大幅上升。更为重要的是只有当可再生能源的容量在电力结构中足够大的时候，这时上涨的碳价才会对煤电利润形成挤压，否则煤电企业会将碳价都转移至电价当中。2021年，欧洲的能源危机主要集中在天然气上，由于气价的大涨导致气电利润严重恶化，以至于市场需要将绝大多数煤电机组纳入到电力供应体系中才能满足电力市场的平衡，这时煤电却是暴利。当电力市场处于极度紧张的时候，此时天然气发电的利润也将得到修复，因为需要给到天然气发电激励才能完成电力市场的平衡。

2.4、更加严格的排放标准加速了煤电关停进度

2001年，Large Combustion Plants Directive LCPD在2001年适用于装机高于50MW热电厂。从2008年开始，电厂需要满足二氧化硫、氮氧化物和粉尘的排放标准。这些电厂可以选择提升过滤以达到最大排放标准，或者选择在2008年1月至2015年12月31日期间最大运行小时数不超过20000小时（平均利用率小于29%），并且在2015年底之后将设备关停。所以许多电厂直接选择在2015年后关停，大多数在英国。

在2010年，LCPD被Industrial Emission Directive（IED）所替代。与LCPD最大的差异在于允许在国家层面拥有一定的灵活性制定更低的排放标准。然而，电厂需要满足最好环保措施Best Available Techniques，电厂需要在2021年满足这项标准。根据DNV-GL在2017年发布的报告，当时估计大约有82%产能在2021年都将不符合BAT标准。对于电厂来说，是关停还是改造？NOX减排改造的成本大约是2-4EUR/MWh（按照15年的折旧来计算），SO2减排改造成本大约是6-7 EUR/MWh。2010-2020年，德国的clean dark spread的平均值只有5EUR/MWh，因此考虑到改造成本，以及欧洲煤电装置本身老旧程度较高，部分电厂最终选择了直接关停。

2.5、可再生能源成本的下降和补贴政策刺激了该领域的资本开支

欧洲在去碳的过程中大力发展可再生能源，主要是风电和光伏。可再生能源的快速发展很好地填补了煤电份额的下降。欧盟对于可再生能源的发展目标是不断地提升，在最新的Renewable Energy Directive里面，将2030年可再生能源在能源消费中比例提升至40%，而就在2018年在RED里面给2030年可再生能源设置的比例仅为32%。

欧洲大力发展可再生能源的背后离不开可再生能源的装机成本和发电成本在过去的十年中持续下降，尤其是光伏的成本下降幅度最甚。据国际可再生能源机构IRENA统计，自2010年以来，太阳能光伏发电、陆上风电和海上风电的成本分别下降了82%、39%和29%。

促进可再生能源的发展，尤其是早期，肯定离不开政府的补贴政策。具体到欧盟的每一个成员国，其对可再生能源的支持政策不尽相同。德国一直以来就是欧洲发展可再生能源的领导者。2000年通过的可再生能源法案是德国发展可再生能源的里程碑，该法案后经过多次修订。可再生能源法案引入了覆盖可再生能源固定成本的电价制度，电网的运营商有义务从可再生能源电源中以一定的价格采购电力，此举极大地加强了新能源投资商的安全感。2014年德国对可再生能源法案进行修订，全面引入市场机制――溢价补贴机制。上网电价和零售电价的差值都是由EEG-Surcharge补足。德国的电力消费者每年需要向可再生能源提供大约250亿欧元，只有少量高耗能的产业用户才能享受豁免。德国的TSO一般会在每年的10月15日之前设置EEG-Levy的水平。2020年德国EEG-Levy的水平大约是67.6欧元/MWh。

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中国全国碳市场配额供需缺口测算

全国碳市场于2021年7月16日正式开始运行。截至12月9日，全国碳市场累计成交量为6344.7万吨，累计成交额为26.6亿元。碳价整体保持稳定，持续在40-60元/吨的区间内波动。随着第一个履约周期的来临，市场的成交量明显增加，但是碳价依然稳定在40元/吨附近的水平。国内碳排放市场仍然处于探索阶段，距离真正市场化仍有一段相当长的路需要走。

目前第一批参与全国碳市场的主体仅限于发电行业，共有超过2000家企业被纳入到履约主体，这些企业碳排放量超过40亿吨。随着时机的成熟，未来钢铁、建材、石化、造纸、有色金属、航空等其他行业可能会逐步纳入到全国碳市场。目前全国碳市场的主要特征是配额基准线给得比较宽松，意味着多数排控企业并不需要从市场上购买配额来履约。其次，国内的碳价只有40元/吨，而欧洲的碳价却高达90欧元/吨，欧洲碳价是中国的10倍以上。巨大的价差意味着卖方拥有过剩的配额也不会愿意在市场卖出变现，更多是持碳待涨。两个特征结合在一起导致目前全国碳市场的成交活跃度并不是很高。

欧洲碳市场经历十多年的运行现在已经步入到了第四阶段，而国内则是刚刚起步。在2021至2025年的十四五期间，我们预计至十四五结束时，全国碳市场的市场化程度或将明显上升。从国内发展证券和衍生品市场的经历来看，建立起一个非常市场化的碳市场并不是什么难事。政策制定者真正关心的可能是市场化的碳价对于实体经济的冲击到底有多大，在当前阶段谁都不能给出肯定的回答，因此只能探索前行。此外，在煤电企业承受着高昂的煤价成本的时候，碳排放配额收紧只会导致煤电企业经营变得更加困难，那么则进一步影响到国内能源供应安全。因此，当下阶段的确也不是推进碳排放市场化的好时机。只有当电力市场的市场化程度提升时，碳市场的市场化程度才有望提升。

作为碳市场的研究人员来说，最为重要的无非是弄清楚当下以及未来国内碳排放配额的过剩/短缺数量。根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，机组配额总量=供电基准值X实际供电量X修正系数+供热基准值X实际供热量。A=Ae+Ah=Qe*Be*Fl*Fr*Ff+Qh*Bh

影响配额的因素1）机组冷却方式，空冷还是湿冷；2）机组类别，亚临界、超临界、超超临界；3）供热比；4）机组负荷和出力系数，超超临界机组在50%的负荷时其煤耗可能会上升至亚临界机组的水平；5）燃烧煤种（单位热值含碳量和碳氧化率等），无烟煤会较褐煤的度电煤耗高出4g/kwh（根据《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》）；6）最为重要的当属供电基准值和供热基准值。上述因素只是影响配额的部分重要因素，不代表全部。

发改委曾在2014年公布非常详细的彼时现役煤电机组的平均供电煤耗和先进供电煤耗。不过由于，在整个十三五期间，煤电节能减排升级和改造导致国内煤电效率明显提升，过去的数据已经不再适用于当下。国务院在2021年10月发布《中国应对气候变化的政策和行动》白皮书中提到中国在十三五结束时已经完成了8亿千瓦的煤电升级改造，至2020年底火电厂平均供电煤耗降至305.8克/Kwh。根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》中关于1吨标准煤对应2.6吨二氧化碳当量，那么2020年火电供电平均二氧化碳排放强度为795.1克/Kwh。这个计算肯定是过于简化，标准煤与实际入炉煤种差异还是挺大的。

据IEA数据，国内95%的煤电装机总量的机组使用烟煤或其他烟煤与次烟煤的混合燃料。燃煤循环流化床机组燃烧的是以褐煤为主的劣质国产煤。根据《企业温室气体排放核算办法与报告指南》，如果热电企业不进行燃料低位发热量、含碳量和碳氧化率的测算时，或者测量方法不符合要求，那么三者的缺省值分别为26.7GJ/t，0.03356tC/GJ和100%。因此，缺省值是0.123tCO2/GJ。因此，政策本身会驱动发电企业必须要自主或委托第三方机构进行测量，否则配额就会非常紧张。与此同时，企业会用什么的原料进行测量对实际排放结果的计算存在一定的调整空间。

为了估算出国内碳排放配额过剩/短缺量，我们做了非常多的简化处理，因为数量级上的正确已经足够有意义了，在底层数据都缺乏的情况下，精确估算几乎是一件不可能的事情。

报告二氧化碳排放量=燃料消耗量*燃料二氧化碳排放因子

燃料二氧化碳排放因子=含碳量*碳氧化率*CO2/C分子量比

煤电碳排放配额缺口=（实际供电排放强度-供电排放基准值）*实际供电量+（实际供热排放强度-供热排放基准值）*实际供热量。实际供电量和供热量的数据均来自于发改委能源局。原煤折算成标准煤燃料产生的二氧化碳量来自于《中国电力》期刊中的《火电机组碳排放特性研究及管理建议》，全国煤电机组加权排放基准值经过测算为0.9332tCO2/MWh，此数据是根据IEA发布的《中国碳排放交易体系》中的数据倒推出来的，因为原文引用的版本较早，基准值是不对的。那么最为重要的假设就是认为发电企业都对燃料做过含碳量测试，因为测试与不测试结果差异会极大，缺省值非常高的缘故。最终在一系列假设前提下，我们得到2019年和2020年煤电配额过剩量分别为2.36亿吨和2.74亿吨。在基准值不做调整的情况下，碳排放配额过剩的程度只会加重，不会减轻，因为落后产能是逐步被淘汰的。

吉林省政府公布了该省2019-2020年度碳排放配额核定情况，全省配额盈余总量为553.85万吨，盈余企业共盈余1021.82万吨，配额不足的企业一共短缺467.96万吨。产生短缺的重要原因是未对燃煤单位热量含碳量进行实测。吉林省煤电产能占全国的5%，吉林与全国的差异在于该省的煤电机组整体较为落后，优势在于70%的煤电机组都是热电联产。热电联产对于降低供电煤耗会起到非常积极的作用。如果以吉林作为全国均值来看，全国配额盈余量可能在1.1亿吨（2019年和2020年两年合计），跟我们报告中的测算还是有挺大差异。差异存在的主要原因是1）我们的前提假设包含企业都对燃煤单位热量含碳量进行实测；2）吉林的样本处于全国的多少分位。

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欧洲碳市场发展对于中国的启示

欧洲碳市场已经发展超过十多年了成为目前全球碳排放交易量最大的市场，欧洲ETS有其可取之处，但也走过不少弯路。无论是成功还是不足的地方，都值得我们学习和借鉴。

1） 欧洲碳市场在初期阶段积累了大量过剩的配额，从而对碳价形成长期的压制，进而导致碳价很难发挥出调节出力机组优先次序的功能。根据我们的测算，国内碳市场也是过剩的。随着时间的推移，配额过剩量会越积越多。届时，我们也会遭遇跟欧盟所遇到的类似困境，需要出台相关政策去调节配额供给。

2） 抵销机制会进一步加剧配额市场的过剩程度。在ETS第二阶段和第三阶段，市场参与者一共分别使用了10.58亿吨和4.79亿吨国际碳汇用来抵销排放，抵销量还是蛮大的，以至于在第四阶段欧盟不再允许国际碳汇用来抵销。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，国内的抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。国内火电行业一年排放量大约在40亿吨左右，可见抵销机制对于配额过剩增量的作用会远超过较为宽松的排放基准值。

3） 中国由于煤电产能过大，希望通过碳价实现可再生能源对煤电的挤出效应需要非常长的时间才能完成，前述的前提是在电价和碳价市场化。然而现实状况是我们的电价只是有限的浮动，距离真正市场化还有较长的一段路要走。在该情形下，过早的碳价市场化就能实现对煤电的挤出效应，也就是说不需要容量特别大的可再生能源也能做到，然而这会导致能源供应安全的问题。因此，我们国家的碳价在未来相当长的一段时间，其定价不会跟随国际碳价的走势，而是由国内自身的基本面所决定。配额首先肯定是过剩的，其次碳价的波动将会在电价浮动的空间范围内和动力煤价格中间寻找自身的平衡点。

4） 目前仅是火电纳入到全国碳市场当中，未来其他高排放的行业也都将逐步纳入，如钢铁、有色、建材、石化等。从欧洲过去十多年的减排效果来看，电力行业贡献了绝大部分的减排量，而工业企业的贡献却十分有限。电力实现减排主要通过淘汰煤电，加装可再生能源实现的。对于工业企业来说，能效的提升只能通过技改和产能置换来实现，无论哪种方式，都需要企业进行资本开支，甚至是大量的资本开支。那么在此过程中，必然将会有一批能效较低的企业被淘汰出局。发改委在2021年11月15日发布《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平》，我们预计后期工业大致会根据这个标准来设定排放基准值。

5） 欧盟碳排放配额的分配初期以免费为主，后期逐步降低免费的比例，拍卖的占比不断提升。至第三阶段，拍卖已经成为默认的分配手段，拍卖在第三阶段配额供应的比例大约是57%。在《碳排放权交易管理办法（试行）》中“碳排放配额分配以免费分配为主，可以根据国家有关要求适时引入有偿分配”。因此，未来国内碳排放配额供应是可能会通过拍卖的方式的。拍卖形式的出台意味着碳价市场化加速。在欧洲，电力行业早已经没有免费的午餐了，而工业由于存在碳泄露仍有较多的免费配额。对于国内来说，电价尚未完全市场化，工业品的价格市场化程度非常高，虽然也会受到强大的政策干预力量。因此，从现实角度出发，国内的碳排放配额拍卖更加适合在工业领域开展，工业企业可以把碳价向下转移至产品价格中。不过这样也会导致一些问题，相当于碳价由工业企业去定价了，电力行业被动要承受高碳价。总之从国情出发，拍卖方式预计在2025年之前比较难出台，除非解决电力市场化的问题，那就是全社会去承担减排的成本了。

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碳排放配额供给受到政策的影响极大，需求则受经济波动和天气的影响。

金晓 首席分析师（能源）

从业资格号： F3005393

投资咨询号： Z0012069