碳配额收紧利好高效煤电 阶段低位关注燃气板块

2024年7月2日，生态环境部发布关于公开征求《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》。实施范围为2023、2024年度全国碳排放权市场发电行业配额管理的重点排放单位。此次配额方案仍采用“基于强度的配额分配思路”，不要求企业排放量的绝对值降低，而是聚焦于单位发电量的强度。但是考虑到考核口径的不同（2021-2022年以供电量口径计算，2023-2024年以发电量口径计算），此次文件与上次文件数值绝对值不具备可比性。

对比2023年和2024年数据，2023年300MW等级以上常规燃煤机组发电基准值较2023年平衡值下降约0.4%，300MW等级及以下常机组基准值较平衡值下降约0.8%，非常规燃煤机组发电基准值较平衡值下降约0.8%。2024年各类别机组发电、供热基准值均较2023年基准值下降约0.5%。

从原理上看，碳排放总量控制更利好非化石能源，有助于驱动全社会能源转型。但是碳排放强度控制更利好效率高、度电排放低的煤电机组，对新能源的利好相对间接（通过提高煤电机组整体成本实现）。粗略估算，每吨标准煤排放二氧化碳2.66-2.72吨，按照300MW以上机组2023年排放基准值0.7861tCO2/MWh计算，发电度电煤耗需要在289-296克/千瓦时之间。我们分析该水平基本属于国内煤电公司度电煤耗中位数，对部分低效机组构成挑战，进而利好高效率机组。此外，需要注意的是，上述计算均采用标煤口径，不同煤种仍存在差异，如果低效机组被迫改用高热值煤种，可能产生一定的成本压力。

碳配额盈余结转时间限制，有望促进碳市场交易。此次方案允许重点排放企业在2025年前使用或结转碳配额盈余，未结部分2025年后不可使用。在上一周期中，由于我国未对盈余结转时间做出限制，有盈余的企业普遍惜售，“囤货”现象明显。此次规定余额必须在2025年之前用完，有望促进碳市场交易。

综上，我们认为此次发电行业碳排放配额收紧，更直接受益的是高效率煤电机组，推荐能耗指标最低的申能股份，机组效率与公司治理俱佳的华润电力，百万机组占比最高的国投电力，在建6台百万机组的上海电力。同时，我们认为绿电行业目前虽然压力犹存，但是在利好政策预期下，基本面有望触底反弹，推荐龙源电力（H）、大唐新能源、中广核新能源，建议关注三峡能源。

公用事业：燃气——2024年气源成本维持近年来低位市场化改革有助于天然气需求放量

2024年气源成本维持近年来低位，全国天然气消费量同比稳步增长。价格方面，进入2024年以来，天然气价格维持近5年内低位；2024年1-5月，管道天然气进口平均单价下降11.2%，LNG进口平均单价下降17.2%。从消费量来看，2024年1-5月全国天然气表观消费量1793.1亿立方米，同比增长10.8%。

市场化改革持续落地，有助于提升天然气交易量与消费量。7月10日，中石油天然气销售分公司（以下简称”天然气销售公司”）通过上海石油天然气交易中心推出首次管道增量气预售交易，与天然气销售公司签订了年度合同的管道气用户可参与一次预售交易，同时用户之间可以开展增量气二次转让交易。考虑到我国进口管道气约90%由中国石油进口，我们认为管道气增量资源的开放意义重大，将在合同气之外促进不同区域之间根据自身需求完成市场化的资源调配，有助于减少供需不匹配带来的局部消费缺口，从而提高全国一张网下的用气效率，天然气消费量有望进一步提升。

综合来看，上游资源端维持低位有助于降低城市燃气公司采购成本，且2023年6月国家发改委发布《国家天然气上下游价格联动机制指导意见》后，顺价在全国范围内的逐步落地有助于城燃公司毛差的修复。在我国推进清洁能源转型、推进管网设施建设和天然气行业市场化改革的背景下，天然气消费量的稳步增长预计将为城燃公司提供一定的业绩弹性，建议关注：深圳燃气、昆仑能源、华润燃气、中国燃气、新奥能源、港华智慧能源等。同时建议关注具有一定稀缺性的以中游管输为核心业务的皖天然气，在管输价格三年一核定的情况下，公司业绩有望受益于管线投产带来的需求规模提升。

风险提示：煤电最大的风险为煤价上涨超出预期，核电、燃气的收益率受到利率环境的影响，电力市场化改革程度不及预期，天然气价格波动风险等。