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，已拉低总利润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。

  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%。

  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）明显地增加（缩小）。

  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。

  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；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获取没有到达预期、测算结果与真实的情况存在差异。

  电力行业率先纳入全国碳市场，采用基准法核算、免费分配配额。碳交易通过显性碳定价原则，将排放的负外部效应内部成本化，为处理经济发展与减排关系提供了一种解决方案。自2011年起，我国先后在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建建立了8个试点碳市场，并于2021年7月16日真正开始启动全国碳市场上线交易，据北极星电力网，以电力行业为先，首批纳入2162家发电企业，全年覆盖二氧化碳排放量超过45亿吨。截止2023年底，全国碳市场碳排放配额累计成交4.4亿吨，累计成交额达到249亿元。

  2019-2020年以及2021-2022年两个周期内，全国碳市场碳配额采取免费分配的方式，采用基准法做核算，并按历史年度供电量的70%预分配配额，在最终核定时多退少补。地方试点市场具备先锋特色，经历了较长的运行周期后，其变革步伐走在全国碳市场前列，可以为全国碳市场发展提供借鉴。目前，8个试点碳市场均纳入多个行业，大多引入有偿分配的方式，不同试点市场配额核定方法存在差异。

  第二个履约周期碳市场活跃度显著提升，成交量存在很明显履约驱动现象。自2021年7月正式开市，全国碳市场已顺利完成两个履约周期，21、23年履约年（分别对应19-20,21-22年两个周期）全国碳市场的碳排放配额成交量总额分别达到1.8亿吨、2.1亿吨，第二个履约周期活跃度显著提升，成交量/成交额同比第一个履约周期增长19%/89%，参与交易的企业占总数的82%，比第一个履约周期上涨了近50pct。从履约年度的交易节奏上看，21年7月全国碳市场迎来开市交易小高峰，此后于10月才开始有大规模的交易，23年全国碳市场大规模交易提早始于8月。我们大家都认为此种现象可能与碳配额核算节奏相关，2023年8月生态环境部启动2021、2022年度的配额发放和履约工作，截止8月26日基本完成配额发放，在配额发放完成之前，发电企业对于自身配额缺口暂不明确，交易可能较为谨慎。

  预计未来碳配额收紧、有偿分配机制引入，碳市场影响力进一步加深。根据国务院2021年10月24日印发的《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%。截至2022年底，我国二氧化碳排放强度仅下降4.6%，若要达到既定目标，则23-25年碳排放强度每年需下降4.46%。我们大家都认为全国碳市场建设是实现碳达峰、碳中和目标的有力抓手，电力作为首个纳入全国碳交易市场的行业将走在市场改革的前列。预计电力企业将迎来碳配额收紧、有偿分配引入等碳市场变革，推动火电企业碳减排、碳配额管理建设。

  1） 碳配额收紧：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量。供电/供热基准值综合考量上期盈亏平衡值、能耗强度和碳排放强度年均下降率、预期政策目标等。全国碳市场首个履约期配额盈余（核定碳配额-实际碳排放量）接近7%，不足以体现碳减排约束，2021年基准值大幅下调，300MW等级以上常规燃煤机组、300MW等级以下常规燃煤机组、燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机组2021年供电基准值分别较2020年（2019年与2020年基准值相同）降低7%、10%、18%，供热基准值均降低12%。修正系数没有变化。2022年，综合火电行业能耗强度和碳排放强度年均下降率，供电（热）基准值进一步下降，降幅在0.5%左右。

  2） 有偿分配引入：试点市场已开启有偿分配机制，全国前两个履约周期均采用免费分配的方式，预计将逐步引入有偿分配。2024年1月5日，国务院颁发的《碳排放权交易管理暂行条例》提出“逐步推行免费和有偿相结合的分配的方法”。根据2024年1月王科《中国碳市场建设成效与展望》，预计全国碳市场将于2024年起在发电行业首先引入配额有偿竞拍机制，初期竞拍比例为5%-8%，并慢慢地提高该比例。

  各火电上市公司2021年开始列示碳配额收支，行业内碳配额净收益方差较大。2020年地方试点碳市场合计碳排放配额成交量仅为3856万吨，2021年全国碳市场启动，全年碳配额成交量达到1.8亿吨，2023年全年成交量增至2.1亿吨。碳排放配额收支对火电企业纯收入产生的影响正逐步扩大。

  2021-2023年整体而言，实现碳配额收益的企业居多，“五大六小”发电集团旗下上市公司碳配额收益居行业前列，其中华能国际、国电电力、华润电力2021-2023年三年累计碳配额净收益位列前三，分别为8亿元、7亿元、3亿港元；实现碳配额损失的企业则多为机组集中于特定区域的火电公司，其中内蒙华电、粤电力A、皖能电力2021-2023年三年累计碳配额净损失分别为10亿元、7亿元、2亿元。

  我们以单个煤电机组为例，测算有偿碳配额对煤电盈利能力的影响。假设某总投资42亿元（30%资本金）的煤电机组容量为120万千瓦、年利用小时4000小时，机组需要外购碳配额百分比为2%、碳配额价格为91.43元/吨（2024年6月21日全国碳市场碳配额收盘价）。2022年全国碳配额供电基准值0.8159 tCO2/MWh，我们测算机组年二氧化碳排放量392万吨，外购碳配额费用0.07亿元，新增度电碳配额成本0.0016元/千瓦时，带来机组度电净利润、ROE分别下降0.0012元/千瓦时、0.4%。

  预计未来机组外购配额比例及价格上升，或对机组盈利能力造成负面影响。碳价上升、碳配额趋紧是未来碳市场发展的新趋势，机组外购碳配额比例和价格或将上升。依照我们的测算，

  当外购碳配额比例提升至5%-8%，碳价约80-120元/吨时，相较无碳配额支出时，煤电机组的度电成本将增加0.347-0.833分，度电净利润自2.4分下降11.1%-26.5%，ROE自8.43%下降至6.19%-7.5%。随着机组外购碳配额比例和价格逐渐上升，碳配额支出对火电盈利的影响不容忽视。但我们的测算设定为碳配额支出情形，前提是公司核定碳配额小于实际碳排放量，部分公司机组能效优异、碳排放较低，可能获得碳配额盈余，或从碳配额证券交易市场获利。

  企业碳配额收支取决于碳配额与碳排放量之差以及碳配额交易价格。碳支出是碳配额缺口和碳配额价格共同作用的结果，系国家调节&市场供需、行业水平&企业能效的综合考量。在碳排放量和碳配额完成最终核定后，若企业实际碳排放量小于核定碳配额，则可以在碳交易市场上交易多余的碳配额获取收益，若企业实际碳排放量大于核定的碳配额，则需外购碳配额进行结算。

  碳配额：根据生态环境部2020年12月30日印发的《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）》、生态环境部2023年03月13日印发的2021、2022年度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）》，碳配额为实际供电（热）量综合基准值和修正系数之后的结果。基准值受到上期盈亏平衡值、能耗强度和碳排放强度年均下降率以及预期政策目标影响，不一样的机组基准值设置有差异。冷却方式、供热、负荷出力修正系数则是政策鼓励性设置：1）冷却方式修正系数：对缺水地区使用空冷的机组进行鼓励，考虑了因冷却环节工艺不同造成的单位产品能耗差别；2）供热量修正系数：鼓励燃煤热电联产增加供热量、替代燃煤小锅炉和散煤；3）负荷（出力）系数修正系数：鼓励火电机组参与电网调峰和保障可再次生产的能源上网，弥补其降低负荷以及频繁启停的效率损失。

  碳排放量：根据生态环境部2023年2月7日印发的《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》，2022年度温室气体排放报告按照生态环境部2022年3月15日印发的《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施（2022年修订版）》要求编制；23-24年度温室气体排放报告按照生态环境部2022年12月19日印发的《企业温室气体排放核算与报告指南发电设施》要求编制，二者在燃煤燃烧排放计算上基本一致。机组实际碳排放量是化石燃料的消耗量、化石燃料的收到基元素碳含量、化石燃料的碳氧化率以及二氧化碳与碳的相对分子质量之比相乘的加权平均值，与机组供电（热）煤耗、供热比和燃料种类紧密关联，其中燃煤碳氧化率为99%，二氧化碳与碳的相对分子质量之比为44/12。碳配额交易价格则主要受到市场供需的影响。

  影响碳配额的因素包括机组类型、冷却方式、供热比、负荷率等，影响碳排放量的因素包括供电煤耗、元素碳含量、供热比等，其中供电煤耗的影响因素最重要的包含机组类型、机组负荷率、冷却方式、锅炉型号，元素碳含量的影响因素则主要为燃煤种类。

  机组类型、机组负荷率、供热比、冷却方式对碳配额和碳排放产生同向影响，最终对碳配额缺口的影响具备不确定性。我们选取300MW常规亚临界空冷燃煤机组、600MW超临界空冷燃煤机组、1050MW超超临界空冷燃煤机组，在纯发电的假设下进行测算。考虑到热电联产的情景，我们以600MW超临界空冷燃煤机组为例，引入供热比进行测算。此外，燃煤种类、锅炉型号等仅影响碳排放量，不影响碳配额核算。

  2） 根据重庆市能源利用监测中心的实测结果，采用缺省值将导致碳排放量高估，我们假设所有机组单位热值含碳量、低位发热量分别较基准值0.03085tC/GJ、26.7GJ/t低10%、20%，机组单位热值含碳量、低位发热量为分别0.02785tC/GJ、21.4GJ/t；

  3） 根据2022年8月史鹏飞《某300MW亚临界CFB机组深度调峰运行热经济性研究》，2023年4月史鹏飞《某600MW超临界空冷燃煤机组深度调峰运行热经济性研究》、2023年10月王学华《某1050MW超超临界燃煤机组深度调峰运行经济性与末级叶片安全性研究》，假设负荷率由100%降低至30%，测算机组厂用电率及供电煤耗的变化；

  4） 根据《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施(2022年修订版)》，供电机组碳氧化率为99%，二氧化碳与碳的相对分子质量之比为44/12；

  根据以上的测算结果，我们得出机组负荷率、机组类型对碳配额缺口（盈余）的影响：

  机组类型：供电基准值相同时，机组容量与碳配额缺口（盈余）负（正）相关。不同的机组类型供电基准值不同，根据《2021-2022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）》，300MW等级及以下常规燃煤机组、300MW等级以上常规燃煤机组22年供电基准值分别为0.8729tCO2/MWh、0.8159tCO2/MWh。300MW及以下机组碳配额核算供电基准值较300MW以上机组更高，虽然能效相对更差带来更多的碳排放，但我们的测算显示300MW常规亚临界空冷燃煤机组在30%-100%负荷率下的单位供电量碳配额盈余较600MW常规亚临界空冷燃煤机组更大；在40%-75%负荷率下，300MW机组碳配额缺口较600MW更小（若采用缺省值测算实际碳排放，各类型机组在多数负荷率下碳配额存在缺口）。300MW以上机组供电基准值相同，一般随着机组等级更高，机组性能更强、能耗更少，比如我们测算的1050MW超临界空冷燃煤机组在30%-100%的负荷率下的单位供电量的碳配额盈余是600MW机组的1倍多。

  机组负荷率：碳配额缺口（盈余）与负荷率并非线性相关，碳配额若有盈余则当前参数设定下40%左右负荷率单位供电量的碳配额盈余相对最优；若有缺口则当前参数设定下50-60%左右负荷率单位供电量的碳配额缺口比较小。机组负荷率降低时，厂用电率提升、供电煤耗上升，机组碳排放量增加，碳配额设定机组负荷修正系数来弥补负荷降低的损失，越低负荷率的机组可能分到更多的配额。假设元素碳含量采取自测值，我们测算机组将产生碳配额盈余，在负荷率降低到40%的区间时，300MW常规亚临界空冷燃煤机组、600MW超临界空冷燃煤机组、1050MW超超临界空冷燃煤机组度电碳配额盈余最高，说明机组负荷系数对调峰补偿有效，不会增添碳配额支出负担。但是，当机组负荷率降低到30%时，机组进入深度调峰状态，此时度电碳配额盈余会有明显的下降，碳配额的补偿机制失效。假设元素碳含量采取缺省值，我们测算机组将产生碳配额缺口，则300MW机组负荷率降低到50%，600MW/1050MW机组负荷率降低到60%时碳配额缺口最小。

  元素碳含量取值：采用缺省值将导致碳排放量明显高估，拉大碳配额缺口。2022年12月颁布的《企业温室气体排放核算与报告指南发电设施》将燃煤单位热值含碳量缺省值由0.03356tC/GJ下调至适度从紧的0.03085tC/GJ，并对非常规燃煤机组给出了专门的缺省值0.02858tc/GJ。原单位热值含碳量缺省值0.03356tC/GJ定义为高限值，对查实存在元素碳含量数据虚报、瞒报的重点排放单位仍采用。根据世华检验测试认证的测算，元素碳含量实测值较原缺省值0.03356tC/GJ低15.90%-18.47%，较现缺省值0.03085tC/GJ低10.20%-12.77%，采用缺省值将高估碳排放量，从而拉大碳配额缺口。

  机组冷却方式：空冷机组可获更多配额，且间接空冷碳配额缺口（盈余）更低（高）。空冷具有节约水资源、降低能耗和维护成本、提高发电效率等多种优势。根据全国碳配额核算方法，为了对缺水地区使用空冷的机组进行鼓励，机组冷却方式若为空冷则修正系数取1.05，水冷则修正系数取1，空冷机组可获得更多配额。空冷方式分为直接空冷和间接空冷，目前主要是采用机械通风式直接空冷系统（ACC）和表面式间接空冷系统（ISC）。根据2021年10月马学礼《燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究》，空冷系统厂用电消耗差异较大，对电厂供电碳排放强度带来影响。ACC厂用电消耗较高，其供电碳排放强度均相比来说较高，如600MW级、1000MW级ACC机组相比ISC机组，供电碳排放强度增加约5%，碳配额缺口（盈余）相对更大（小）。

  锅炉型号：随着锅炉蒸汽参数提高，碳配额缺口（盈余）将降低（提升）。根据2021年10月马学礼《燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究》，对于300MW级机组，锅炉蒸汽参数由亚临界提升至超临界时，发电、供电CO2排放强度分别降低约9.2%、15.4%；对于600MW级机组，锅炉蒸汽参数由超临界提升至超超临界时，发电、供电CO2排放强度分别降低约9.8%、11.6%；对于1000MW级机组，锅炉蒸汽参数由超超临界提升至高效超超临界时，发电、供电CO2排放强度分别降低约2.2%、4.5%。其根本原因在于随着锅炉蒸汽参数提高，机组发电效率逐步的提升。同时，锅炉蒸汽参数不影响碳配额核定，因此锅炉蒸汽参数越高碳配额缺口（盈余）越低（高）。

  燃煤种类：煤种仅影响碳排放量，我们测算使用褐煤可能降低（提升）碳配额缺口（盈余）。燃煤的单位热值含碳量、收到基低位发热量均是碳排放量核算系数，且一般含碳量高的煤种具有更高的热值，能够更好的降低供电煤耗。燃煤种类对于碳配额的核算没影响。我们在600MW常规亚临界CFB燃煤机组、85%的机组负荷下，根据不同的燃煤种类进行敏感性测算：以长焰煤为基准，假设燃料低位发热量减小0.5MJ/kg，影响供电煤耗增加0.3g/kWh，不同煤种的单位热值含碳量、收到基低位发热量参考 2022年1月郑剑平《我国煤炭的单位热值碳含量研究》。依照我们的测算，不同煤种碳排放量有一定差别，综合看来使用褐煤碳配额缺口（盈余）会更小（大）。

  2） 假设供电煤耗为300.7g/KWh（根据中电联2023年7月发布的《中国电力行业年度发展报告2023》，2022年全国600万千瓦及以上火电厂供电标准煤耗为300.7g/KWh）；

  在上述假设之下，考虑到供热后碳配额将受到供热比、供热煤耗的综合影响，我们分别测算供热煤耗为35kg/GJ、供热煤耗为38kg/GJ的情景下，供热比为0-100%之间的碳配额缺口（盈余）。由于我们假设耗煤量不变，机组碳排放量与纯发电情景下一致，供热比、供热煤耗仅影响碳配额的大小。

  供热比：在合适的供热煤耗以及供热比下，机组采取供热的方式可弥补碳配额不足。在供热煤耗为38kg/GJ的情景下，若供热比仅为20%-80%，则纯发电（供热比为0%）的碳配额盈余更大；供热比上升到90%-100%时，可以比纯发电产生更多碳配额盈余。在供热煤耗为35kg/GJ的情景下，供热比达到50%以上就可以相对纯发电产生更多碳配额盈余。面对日益紧张的碳配额管理，机组在配额不足时能够准确的通过自身机组供热煤耗大小寻找适当的供热比例。

  供热煤耗：供热煤耗越低则碳配额盈余越多，且增大供热比例是更有益的。供热煤耗越低，相同的机组耗煤下供热量更大，核定的碳配额越多。同时，更低的供热煤耗拓宽了公司调节供热比的范围，在配额不足时，尽管从纯发电转为小比例供热，也可能会获得相对纯发电更多的配额。

  供需趋紧下碳交易价格平稳上涨，且年内交易高峰碳价显著拉升。碳配额收紧使得更多控排企业出现配额缺口，市场需求进一步增加，全国碳市场碳配额成交均价由21年的43元/吨上涨至23年的68元/吨，涨幅达到59%，各试点碳市场也有不同程度的涨幅，我们大家都认为在碳配额趋紧、有偿分配或逐渐引入下未来碳价上涨的趋势或将延续。前两个履约期的碳配额发放及清缴工作均在下半年进行，全国碳市场年内交易高峰期也于8-10月出现，活跃的碳配额交易将明显拉升碳价。23年8月，全国碳市场碳配额成交均价环比+12%，12月碳配额成交均价较7月增加33%。

  试点碳市场碳价差异显著，或赋予控排企业碳价调节空间。各试点碳市场行情报价差异明显，2023年北京碳市场碳价最高，全年均价达到了115元/吨，主要系北京采用历史强度法中较大幅度的年度下降系数以及对新增产能实行高标准的行业先进值等方法分配，形成配额供给相对较紧缺的局面。但北京碳市场的成交量也较小，只有95万吨。其次，广东碳市场全年均价75元/吨，高于全国碳市场年均价格68元/吨，尽管价格较高，广东碳市场成交量位列试点碳市场第二，我们大家都认为主要系广东省原本纳入碳配额管理的企业较多，保障了交易量。2023年全年碳配额交易均价最低为福建碳市场的23元/吨，福建碳市场的准入机制较为宽松，在逐利的趋势下成为更多控排企业的选择，全年碳配额成交量达到2620万吨居试点碳市场首位，接近其他试点碳市场成交量之和。

  对于火电企业而言，其选择参与碳交易市场具备灵活性，各试点碳市场均为本省（市）纳入碳配额管理企业之外的外省（市）企业设置了一定的准入机制。各试点碳市场的交易机制及供需形势不一，我们大家都认为在未来碳配额收紧、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。

  碳资产管理公司可降低管理成本、获取低买高卖收益。伴随着碳配额市场和CCER市场的开启，碳资产的规范化、体系化和精细化管理成为必要，慢慢的变多大规模的公司成立了碳资产管理公司。一方面，碳资产管理公司可进行碳排放核算与核查，满足政府管理碳配额的诉求；另一方面，碳资产管理公司能结合自身碳资产现状，积极减排降低履约成本，并通过低买高卖获取碳交易收益。

  CCER可抵消部分碳配额缺口，未来绿电CCER机制完善后，火电转型新能源公司从公司整体层面有望相对获益。全国及地方碳市场均设置CCER抵消机制，其中，CCER在全国碳市场的抵消比例不允许超出应清缴碳排放配额的5%。地方试点碳市场对CCER抵消机制的规定更加精细，通常纳入本地减排量，且对减排量的来源有所限制。各大试点碳市中，对于CCER的抵消比例和抵消基数要求不一，其中广东、福建碳市场最为宽松，减排量抵消比例能够达到当年经确认的排放量的10%，深圳碳市场最严格，抵消比例仅为不超过不足以履约部分的20%。

  参与碳市场不同，配额核定及交易结果将有较大的差别，但目前绝大多数火电机组碳配额依据全国基准发放。无论是碳配额的核定还是碳配额的证券交易市场交易，全国碳市场及地方试点碳市场交易机制及供需形势都不一样，公司参与不同的市场对碳支出影响较大。

  各火电公司碳配额收支方差较大，我们大家都认为高能效+碳资产管理+新能源发展有望构成组合优势。依照我们的统计，2021-2023年累计取得较高碳配额净收益的公司多为“五大六小”发电集团旗下的全国型上市公司，如华能国际、国电电力、华润电力、中国电力等，我们分析主要系“五大六小”发电集团中的部分集团成立碳资产管理运营公司较早，碳资产统筹管理能力更强，可针对不一样地域、不同处境的下属公司在证券交易市场进行配额交易的协商，并针对碳市场供需变化对应碳价趋势判断进行择时交易。有碳配额净收益的公司2023年供电煤耗多数在290g/kWh左右，较全国中等水准302g/kWh显著偏低。风电/光伏CCER获取机制未来有望完善，从而体现其绿色价值。考虑CCER对碳配额排放的特殊的比例抵消，拥有新能源和生物质装机的公司未来或具备一定优势。

  碳配额支出较多的主要是装机集中于某区域的火电上市公司，如内蒙华电/粤电力A/皖能电力/江苏国信/广州发展的2021-2023年碳配额净收益为-10.24/-6.92/-2.17/-1.62/-1.57亿元。从装机结构看，内蒙华电300MW及以上机组中无百万千瓦机组，可能机组能耗相对更高；同时，内蒙华电装机聚焦于内蒙，内蒙古是我国风光大省，深度调峰需求或更多，因此导致碳配额缺口显著更高；碳资产管理层面，碳配额购入时点或在碳价较高时点。粤电力A/广州发展火电装机多位于广东省，广东省2022/2023（履约年）年的年均碳价70/75元/吨，位于8个碳市场试点省份第二位，也高于全国碳市场均价的55/68元/吨。

  2023年华电能源、中国电力、国电电力、华能国际碳配额净收益占总利润比例分别达6.5%、2.7%、2.0%、1.9%，居行业前列。我们大家都认为“五大六小”发电集团旗下上市平台的既有碳资产管理优势将持续，但碳配额收紧、有偿分配引入的趋势下，碳配额净收益或将收窄，积极的新能源发展规划或将在未来发挥CCER抵消碳配额优势。

  1）火电碳配额收紧及有偿碳配额推进超预期。2021年，全国碳市场燃煤机组供电基准值较2020年下调6%-18%不等，供热基准值下调11%以上。若未来火电供电/供热基准值收紧超预期或有偿碳配额比例的提升超预期，对火电盈利造成的负面影响或大于预期。

  2）风电/光伏CCER获取没有到达预期。CCER方法学更新要经历充分的论证过程，若风电/光伏CCER获取没有到达预期，火电转型新能源公司的风电/光伏CCER抵减火电碳配额优势或不及预期。

  3）测算结果与真实的情况存在一定的差异。本文测算的部分假设采用已发表学术期刊中提及的经验值，实际不同的机组各项指标和参数差异较大，可能会引起本文的碳配额、实际碳排放量测算结果与真实的情况存在一定的差异。