中国领导人于第75届联合国大会一般性辩论环节对中国碳排放远景目标做出承诺，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”，而结构差异与时间紧迫将促使中国对碳减排采取更具变革性的措施，尤其是在碳排放集中的能源与工业领域。
电力生产是中国能源行业低碳转型的核心部门，新能源电力具备极为广阔的发展前景。风电与光伏新增装机屡创新高，在电源结构转型中发挥主导作用，2030年装机目标很大可能提前达成。适应平价是新能源电力生产商面临的重大议题；在储能实现大规模商用前，减量后的火电机组在调峰方面可能具有一定稀缺性，与储能配套的电站建设模式将备受青睐。五大发电集团将成为电源结构颠覆性变革的重要实践者。
碳减排承诺将引发中国煤炭消费量明显萎缩，煤炭供给将在结构性去产能基础上向总量性去产能转变，“三西”地区煤炭产量市场占有率将进一步提升。生产成本是影响煤炭采掘企业经营业绩与生存能力的关键因素，而低碳业务的成功开拓需要具有竞争力的主业支撑。中国煤炭生产商在碳减排路径下分化加剧，资源禀赋、成本与竞争力将决定行业的留守者。
国家能源安全与供应缺口使得中国油气产量即使在减碳时代也将以“稳”字当头，但需求与价格的长期负面预期使得油气生产商业绩面临持续挑战。以降低传统业务碳排放为基础，涉足新能源领域是中国油气三巨头的战略转型机遇，碳减排承诺对其信用品质的影响可能微乎其微。
中国履行极具挑战的碳排放承诺需在关键领域实施变革性举措
中国作为全球第一大碳排放国对提高国家自主贡献力度做出承诺
中国领导人于第75届联合国大会一般性辩论环节对中国碳排放的远景目标做出承诺。中国将提高国家自主贡献(National Determined Contributions, NDC) 力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”。
充满活力的经济增长推动中国碳排放量持续飙升。2019年，中国化石能源二氧化碳排放量（含化石燃料燃烧、工业过程与产品用途）达115.35亿吨，占全球碳排放份额的30.3%；排放规模远超位于第二至第七位的美国、欧盟（EU27）、印度、俄罗斯、日本与国际航运，其合计贡献了全球近38%的碳排放量。
目前中国单位GDP碳排放强度高于国际平均水平 中国突出的碳排放规模一方面源于庞大的经济体量，另一方面囿于其较高的单位GDP排放强度。虽然自1990年以来，中国单位GDP碳排放量呈显著性下降趋势，但目前较国际平均水平仍存在差距。2019年，中国录得单位GDP碳排放量0.51吨CO2/千美元，较全球均值0.29吨CO2/千美元高出近75%。
较高的单位GDP碳排放水平与经济发展所处阶段、产业结构、政策目标、技术革新等现状相适应。以中国、俄罗斯、印度为代表的发展中国家可能对碳排放强度较高的产业（如制造业）更为依赖，以满足其经济增长的预期；而发达国家在跨越了财富快速积累的阶段后，对经济增长的绿色低碳与可持续性赋予了更高权重。作为低碳经济的先行者，欧盟完善的政策与积极的实践使得其单位GDP碳排放强度与全球平均强度的比值自1990年的70%持续下降至不足50%，尽管其碳排放总量处于世界第三已近20年。
结构差异与时间紧迫促使中国对碳减排采取更具变革性的措施
除了碳排放强度差异外，各国碳排放结构及其变化趋势亦各具特色。过去三十年间，中国碳排放量结构不断向工业与电力生产领域倾斜。至2019年末，中国工业与电力碳排放总量占比已接近70%。而美国与以德国为代表的欧盟国家，运输行业碳排放占比颇高，工业与电力碳排放占比则不断向50%及以下压缩。因此，碳排放的结构特色将使得中国实现“碳达峰”、“碳中和”目标的着力点向能源与工业领域集中。
在“碳中和”目标的时间规划上，中国的计划更具雄心。然而，相较于部分已实现“碳达峰”的发达国家，中国不仅具有更为陡峭的碳排放曲线、更为高企的“碳达峰”峰值，其为“碳达峰”至“碳中和”所预留的时间亦更为短暂，这使得中国的碳减排强度将明显高于其他国家。惠誉博华测算，为实现这一极具挑战性的目标，中国的年标准化“碳中和”减排强度将达到美国的3倍、欧盟的8倍、日本的13倍、韩国的22倍。这一艰巨目标将促使中国摒弃循序渐进的手段，转而采取更具变革性的减碳措施，尤其是在碳排放集中的能源与工业（如钢铁冶炼）领域。
中国一次能源消费结构将发生颠覆性变化
占碳排放比例接近40%的能源行业是中国履行“碳达峰”、“碳中和”承诺的关键抓手。2019年，中国一次能源消耗量达141.7EJ, 占全球总消耗量的比重为24.3%。其中，原油、天然气、煤炭等化石能源消耗量为120.6EJ，占据了中国一次能源消耗量近85%的份额，而以风电、光伏为代表的可再生能源消耗权重则不足5%。变革性举措将优先在能源行业实施，这将引致中国一次能源消费结构发生颠覆性变化。相较于国际上原油、天然气、煤炭“三足鼎立”的消费格局，当前中国一次能源消耗对煤炭依赖严重；但基于可再生能源应用的迅猛扩张、煤炭等碳源的政策性减量、2030年末中国非化石能源占一次能源消费比重约25%的目标达成，惠誉博华预计，至2050年末中国非化石能源消费比重或将增加至55%~60%。
适应平价与匹配消纳是中国电力生产商在减碳变革中的必由之路
电力生产是中国能源行业低碳转型的核心部门，新能源电力具备极为广阔的发展前景
向二次能源转化是一次能源消费的关键路径。以风能、太阳能为代表的可再生能源、水能、核能以及约40%的煤炭和部分天然气被用于电力生产领域。“碳达峰”、“碳中和”承诺推动的社会电气化程度提高以及减碳的可操作性促使电力生产成为中国能源行业低碳转型的核心部门。
中国当前的电力结构仍以火电为主导，即便电量权重在过去十年间已下滑9.1个百分点，但其在全电源发电量中的占比超过70%，清洁电源，特别是风电与光伏（电量合计占比7.5%），在发电规模方面尚难望其项背。2019年，中国可再生能源、水能、核能消耗量分别为6.6EJ、11.3EJ、3.1EJ，合计占一次能源消耗总量的约15%。然而，随着碳减排行动的全面推进，中国可再生能源消费占比将得到跨越式提升，这对新能源电力的发展带来了极为广阔的机遇。
新能源新增装机屡创新高，主导电源结构转型，2030年装机目标很大可能提前达成
随着火电新增装机受限，风电与光伏在中国新增装机结构中的地位不断加强，尤其在2013年以后，相较于火电增量的趋势性式微，风光主导中国电源结构转型的态势已愈发明显。2020年，中国风电、光伏各实现新增装机规模7,167万千瓦、4,820万千瓦，较2019年同比增长179%、82%，增幅再达高位。 惠誉博华认为，中国风电、光伏新增装机蕴含巨大潜力。中国领导人于2020年12月的“气候雄心峰会(Climate Ambition Summit)”做出进一步承诺，中国风力、光伏发电总装机容量至2030年将达到12亿千瓦以上；而截至2020年末中国风电、光伏累计装机总量已达5.4亿千瓦，按照预期增速水平，承诺目标提前达成可能性很大。
适应平价是新能源电力生产商面临的重大议题，五大发电集团在平价时代的竞争优势使其成为电源结构颠覆性变革的重要实践者
逆转火电与新能源的电源结构是变革性举措在能源行业内的重要体现，其将对中国电力生产商的经营业绩与信用品质产生影响。中国电力供应市场由五大发电集团主导，国家能源集团、华能集团、国家电力投资集团、华电集团、大唐集团合计占据中国电力供应逾40%的市场份额。三峡集团、中广核集团等其他大型全国性电力企业与区域能源巨头在电力市场中亦具有重要地位。
上游设备成本的大幅降低推动2021年中国陆上风电与光伏发电进入平价时代，适应平价是新能源电力生产商面临的重大议题。2020年，已公示的中国平价风电与光伏项目申报量分别为1,139.67万千瓦、3,305.06万千瓦，较2019年同比劲增153%、124%。前三大平价风电项目申报区域广西、黑龙江、吉林占全国总申报量的60%，前十大平价风电项目单位申报量占总申报量的49%；前三大平价光伏项目申报区域广东、湖北、河北占全国总申报量的52%，而前十大光伏项目申报单位则较风电更为集中，占据了76%的申报份额。
除领先的风电设备生产商金风科技因自身一体化带来的成本优势占比较高外（8%），五大发电集团占据了2020年前十大平价风电项目单位的四席，合计装机容量占比22%；而在光伏领域，五大发电集团平价项目申报量占总申报量的比重更高达40%。
惠誉博华认为，五大发电集团的市场地位、项目经验与技术实践使其在平价时代更易获得竞争优势，并成为电源结构颠覆性变革的重要实践者，预期可获得大规模、具有主导性的新增装机份额。其他大型全国性电力生产商、区域电力龙头与在细分市场内具备核心竞争力的民营企业也可享受新能源装机规模扩张带来的机遇。然而，成本控制压力大的新能源项目建设/运营单位，难以通过存量项目转平价换取电量优先上网的方式尽早回笼资金，长期拖欠的补贴与缺少新增项目可能使其经营与信用陷入困境。
在储能实现大规模商用前，减量后的火电机组在调峰方面可能具有一定稀缺性，与储能配套的电站建设模式将备受青睐
在电源结构的颠覆性变革下，新能源由新增装机补充转变为新增装机主体，火电由基础负荷转变为调峰负荷。但风电、光伏发电的高波动、不可预测与逆调峰特征使得电力系统灵活性改造成效对“碳中和”目标的实现具有决定性影响。由于抽水蓄能电站的开发受地理限制空间有限、当前储能设施成本较高且存在安全考量，火电仍是最具调峰效益的灵活性资源。
在新增指标严格受控背景下，中国现役火电机组随使用寿命达到而逐步退役，进而实现装机规模的趋势性收缩。但惠誉博华认为，在储能实现大规模商用前，火电在调峰方面可能具有一定稀缺性，装备一定限额火电机组带来的电源多元化将使企业在与众多新能源电力生产商的竞争中受益。因为能源结构转型将促使中国电力辅助服务市场机制快速完善，以火电为代表的调峰机组在参与深度调峰后，将获得更丰厚的调峰收益。五大电力集团电源多样化程度高，且掌握全国超过50%以上的火电装机，在退役火电机组实现投资回收后，剩余机组的调峰收益或将带来意外之喜。
储能系统的低成本配置/获取可能成为新能源电力生产商新的竞争领域。青海省能源局2021年1月发布通知，要求推进“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”模式，其中储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。2021年4月，中国国家发展改革委与国家能源局联合发布关于推动新型储能发展的指导意见，明确至2025年，新型储能装机规模将达到30GW以上，发电侧新能源与储能配套的电站建设模式将备受青睐。
五大电力集团因助力中国电力行业低碳转型而进行的大额投资对其信用品质影响有限，而电源结构单一的中小型火电生产商可能面临信用压力
中国支持有条件的重点行业、重点企业率先实现“碳达峰”。截至2019年末，国家电力投资集团、国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团非水可再生能源装机权重分别为34%、17%、13%、13%、11%。国家电力投资集团低碳转型压力最小，所承诺的“碳达峰”时间亦最早（2023年），但至2025年末其仍需增加近5,000万千瓦的清洁能源装机；而华能集团、国家能源集团、大唐集团在同一期间则可能需要新增5,000~8,000万千瓦的清洁能源装机规模。
按照当前成本水平并考虑科技进步，惠誉博华预测，五大电力集团因电源结构与阶段性承诺目标差异，在未来5年可能各需投资人民币4,000~7,000亿元至清洁能源领域，以助力中国电力行业实现低碳转型。大规模的投资需求可能对五大电力集团近十年来趋势性走低的杠杆率再度带来压力，且新能源项目投资在短期内难以回收成本，进而可能影响其资产收益水平。但惠誉博华认为，充足的存量项目、多元化的电源结构与宽松的融资环境为五大电力集团提供了充沛的资金支持，承担政策性任务带来的巨额投资对其信用品质影响有限。而电源结构单一，特别是集中于火电的中小型电力生产商，在向新能源领域开拓的过程中，可能出现投资与回报时点错配，进而对其信用质量产生负面影响。
中国煤炭生产商在碳减排路径下分化加剧，资源禀赋、成本与竞争力决定行业留守者
煤炭是中国占比最大的一次能源，头部企业占据优势市场份额
2019年，中国煤炭消耗量为81.7EJ，占全球煤炭消耗量的比重为51.7%。煤炭是中国第一大一次能源供给，满足全国近60%的一次能源消费需求。中国煤炭行业市场集中度不断提升，中国神华、晋控集团、山能集团、中煤集团、陕煤集团、焦煤集团等采掘巨头占据了中国煤炭供应近40%的市场份额。
碳减排承诺将引发中国煤炭消费量明显萎缩
“碳达峰”、“碳中和”承诺引致的煤炭消费需求明显萎缩是中国煤炭采掘业面临的巨大挑战。至2030年，中国非化石能源占一次能源的消费比重将达到25%，较2019年不足15%的比重提升近10个百分点。煤炭需求持续下滑将成为能源消费结构向非化石能源转移的不可避免的趋势。鉴于日后度电煤耗不断降低、火电角色由基础负荷向调峰负荷转换、粗钢产量下降、电炉炼钢比例提升以及氢气作为还原剂逐渐普及，可以判断当前煤炭消耗的核心行业将无一例外地以“减煤”或“脱煤”为战略发展方向。
中国将在“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期消费逐渐减少。惠誉博华预测，至2060年“碳中和”目标达成时，中国煤炭消耗量将削减至约6.9亿吨/年，较2020年水平降低逾80%；而在减碳力度更大的悲观情景下，年度煤炭消耗量仅为当前水平的约10%。
中国煤炭供给将在结构性去产能基础上向总量性去产能转变，“三西”地区煤炭生产集中度将进一步提升
中国政府已通过供给侧改革对煤炭增产实施严格限制。根据中国煤炭工业协会统计数据，截至2020年末，中国已累计退出矿井5,500余处，退出落后产能超过10亿吨/年。至“十四五”末，中国煤炭产量将控制在约41亿吨，矿井数量限制在4,000处左右，以与煤炭需求的阶段性变化相适应。
惠誉博华认为，中国煤炭生产在碳减排目标指引下，将在结构性去产能基础上，逐步向总量性去产能过渡，且总量缩减力度将逐步加大。这使得煤炭生产将进一步向资源禀赋优异的山西、陕西与内蒙古等“三西”地区集中。2010~2020年，“三西”地区煤炭产量占中国煤炭总供给的比重已由58%抬升至71%。随着中东部、西南部矿井开采难度逐步加大、开采成本不断上升、新矿审批数量缩减，这一生产集中化趋势将愈发彰显。
生产成本是在“碳中和”路径下影响中国煤炭采掘企业经营业绩与生存能力的关键因素
供给削减的速度可能无法追赶骤降的煤炭消费需求，特别是在“碳中和”实现路径的中后期，这将使得原煤价格出现下滑，直至生产成本高企的企业因无力维系而被迫退出，市场才会出清。惠誉博华认为，“被迫性”去产能案例在“碳达峰”后将不断增多，而生产成本将成为存量企业的关键竞争要素，直接影响主体经营业绩与生存能力。2020年，大部分中国与境外煤炭生产商吨煤成本较2019年有所下降，降幅多在10%左右。其中，山煤国际、中煤能源、兖州煤业吨煤成本在中国煤炭头部企业中排名靠前。
低碳业务的成功开拓需要具有竞争力的主业支撑
为了应对现有主业未来出现萎缩或避免生存危机，中国部分煤炭生产商未雨绸缪，除了通过技术革新提高资源综合利用效率并降低生产成本外，也积极借助自身火电资源发展与新能源（如风电、光伏等）打捆的一体化电力供应项目，或参与设立产业基金，对低碳/零碳项目开展间接投资。目前，中国煤炭采掘企业的碳排放尚处于达峰阶段，对大力发展与传统业务关联性低的新能源电力业务积极性有限，但对与产业链关联度高且可在一定程度上实现碳排放固化或液化的煤化工业务涉猎较多。
惠誉博华认为，由于煤化工产品存在一定刚性工业需求，其可能成为中国煤炭生产商在传统业务规模明显萎缩情景下重点转型的业务领域。然而，化工生产较毛利率接近40%的煤炭采掘相比，盈利能力相对较低且利润更具波动性。绝大多数开展多元化业务的中国煤炭采掘企业综合毛利率低于其煤炭生产业务。因此，如果缺乏具有竞争力的主业支撑，低碳业务的开拓可能削弱相关企业的信用品质。
中国煤炭生产商在碳减排路径下信用品质分化将加剧
煤炭采掘是能源行业内受“碳中和”承诺负面影响最大的子行业。市场蛋糕的明显萎缩无法使得所有煤炭生产商保持主业竞争力，煤炭供给将进一步向头部企业集中，行业信用分化将加剧：部分参与者因经营严重恶化而被迫离开市场或转向新的领域；留守者则得益于集中化、专业化带来的议价能力与对当地经济、社会的重要性，信用质量得以持续巩固。
中国油气三巨头在长期供应缺口与价格负面预期的共同影响下寻求战略转型
国家能源安全与供应缺口使得“三桶油” 产量在减碳时代也将以“稳”字当头
2019年，中国原油、天然气消耗量分别为27.9EJ、11.1EJ，占全球消耗量的比重为14.5%、7.8%，油气合计占中国一次能源消耗量的份额为28.0%。中国油气行业处于寡头垄断的竞争格局，中石油、中海油、中石化（以下简称“三桶油”）在油气供应领域具有支配性的市场地位。
中国油气行业长期处于供不应求的“输入型”状态，供应缺口持续扩大。2009年，中国油品、天然气的供应缺口分别为4,435千桶/日、42.8亿立方米/年。虽然“三桶油”油气供应平稳，但无法满足经济快速增长带来的需求增加。2019年，中国油品、天然气供应缺口扩大至10,220千桶/日、1,297.7亿立方米/年，年复合增长率达8.7%、40.7%。惠誉博华认为，碳排放承诺的履行将削弱油气行业的下游需求并对“三桶油”的产量目标构成明显压力，但油气在部分领域仍具备中短期不可替代性，且考虑到国家能源安全性与庞大的供应缺口，预计“三桶油”油气产量即使在减排路径下也将以“稳”字当头。
需求与价格的长期负面预期使得油气业绩面临持续挑战
碳排放承诺导致的能源消费结构改变对中国油气三巨头的挑战主要集中于油品价格方面。2020年，COVID-19疫情引发的需求骤降叠加主要产油国间的博弈引发国际原油价格断崖式下跌。这使得全球油气生产商盈利能力严重受挫：英国石油（BP）、壳牌石油(Shell)、埃克森美孚(Exxon Mobile)、道达尔(Total)、雪佛龙(Chevron) 2020年净资产收益率转负；“三桶油”在特有的价格机制保护下，虽仍维持正值但收益率水平较2019/2018期间均发生恶化。 亏损或盈利恶化使得大部分油气生产商的净债务杠杆有所提升，但相较于电力与煤炭行业，15%~35%的净债务杠杆仍处于低位。相较于国际同业伙伴，“三桶油”的杠杆指标表现亮眼。但全球“碳中和”将对原油需求及价格形成长期的负面预期，对价格的高度敏感性使得所有油气生产商的经营业绩均面临持续挑战。
以降低传统业务碳排放为基础，涉足新能源领域是中国油气三巨头的战略转型机遇
2020年，中石油、中海油、中石化温室气体排放总量分别为167.4 Mt CO2e、9.3 Mt CO2e、170.9 CO2e，较2019年同比增长-3.8%、6.4%、0.1%。由于“碳中和”目标时点基本一致（2050年），“三桶油”较国际伙伴需在更短的时间内“中和”更多的温室气体排放量，减排强度与手段需更具魄力。
在“碳中和”路径下，“三桶油”与国际油气生产商一并寻求战略转型。转型的重点是在降低传统业务碳排放的基础上，积极涉足低碳/零碳领域。除节能技术升级外，提高作为过渡能源的天然气开采力度是转型的重要抓手。2018~2020年，全球主要油气生产商天然气/清洁能源相关收入占总收入的比重在整体上有所提升。其中，壳牌石油（Shell）、中石油（CNPC）、道达尔（Total）2020年天然气/清洁能源收入占比分别为18.4%、11.7%、11.1%，处于业内第一梯队。
较快的天然气销售增长在降低传统优势业务碳排放的基础上，可为油气生产商开拓新领域项目提供充足的现金流支持。中国油气巨头采用自主或与低碳/零碳业务开发商的战略合作（针对缺乏经验的项目）模式，涉足氢能、地热、光伏、风电、充换电站等领域，在发挥自身优势的同时，降低战略转型风险，并缓解来自于细分市场内成熟经营者的竞争压力 。
碳减排承诺对“三桶油”信用品质的影响可能微乎其微
惠誉博华认为，即使面临油价趋势性下行与战略转型风险，中国油气三巨头的寡头垄断地位为其提供了相对宽松的经营环境与财务指标浮动空间。作为中央政府直接控制的大型能源企业，“三桶油”在降低油品对外依存度、维护中国能源安全方面具有极强的社会与政治重要性，这使得“碳达峰”、“碳中和”对其主体信用质量的影响可能微乎其微。
相关研究
需求骤降与产油国博弈引发原油价格暴跌 油价走低将促进石油供应链下游降本增效 （2020.03）
电价机制改革助推中国新能源电力发展步入新阶段（2020.01）
分析师
唐大千 Daqian Tang CPA CFA
+8610 5663 3873
darius.tang@fitchbohua.com
刘濛洋 Mengyang Liu CPA
+8610 5663 3875
mengyang.liu@fitchbohua.com
免责声明
本报告基于惠誉博华信用评级有限公司（以下简称“惠誉博华”）认为可信的公开信息资料编制，但惠誉博华不对该等信息或资料的准确性及完整性作任何保证。本报告所载的意见、评估或预测仅反映惠誉博华于本报告发布日的判断和观点，在不同时期，惠誉博华可能发布与本报告观点或预测不一致的报告。
本报告中的信息、意见、评估或预测仅供参考，本报告不构成对任何个人或机构推荐购买、持有或出售任何资产的投资建议；本报告不对市场价格的合理性、任何投资、贷款或证券的适当性(包括但不限于任何会计和/或监管方面的合规性或适当性)或任何投资、贷款或证券相关款项的免税性质或可征税性作出评论。个人或机构不应将本报告作为投资决策的因素。对依据或使用本报告所造成的一切后果及损失，惠誉博华及相关分析师均不承担任何法律责任。
本报告版权仅为惠誉博华所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以翻版、复制、发表、引用等任何形式侵犯惠誉博华版权。如征得惠誉博华同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“惠誉博华信用评级有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。惠誉博华保留追究相关责任的权利。
惠誉博华对本免责声明条款具有修改和最终解释权。