继华电福新H股港交所退市后，华电集团有限公司（以下简称“华电集团”）加速整合旗下新能源资产，其打造的以风力发电、太阳能发电为主的新能源业务平台——华电新能源集团股份有限公司（以下简称“华电新能源”）于近日披露招股说明书，拟在上交所主板挂牌上市。
国家能源局的最新数据显示，2021年我国风电、光伏发电新增装机规模超过1亿千瓦，实现了“十四五”良好开局。今年以来，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案等文件陆续发布，新能源发展再次提速。
除了中国华电，华能集团、中国大唐、国家电投以及国家能源集团等主要发电企业也在加速低碳化发展，在国家大型风电光伏基地建设中表现抢眼。
华电新能源独占鳌头
招股书显示，华电新能源集团的控股股东为华电福瑞，华电福瑞持有发行人52.40%的股份，为发行人的直接控股股东；华电国际持有发行人31.03%的股份，与华电福瑞同受中国华电控制，中国华电合计控制公司83.43%的股份。
背靠五大发电企业之一中国华电，华电新能源的起点不可谓不高。数据显示，截至3月31日，华电新能源控股发电项目装机容量为2724万千瓦，其中风电2058.26万千瓦，太阳能发电665.74万千瓦。
华电新能源的招股书显示，其主要资产遍布国内30个省（直辖市、自治区），全面覆盖国内风光资源丰沛和电力消费需求旺盛的区域，风电和太阳能发电装机及发电量规模均位于行业前列。
2019年、2020年、2021年、2022年1月-3月末，华电新能源实现营收151.6亿元、164.5亿元、216.1亿元、57.4亿元，分别实现归母净利润分别为32.8亿元、40.6亿元、72.3亿元、21.4亿元。
业务规模的快速发展，需要充足的资金保障。据记者不完全统计，截至目前，今年以来超10家光伏企业推进IPO进程拟上市A股，募集资金总额超500亿元。其中，华电新能源独占鳌头，计划募集资金300亿元，将用于风力发电、太阳能发电项目建设以及补充流动资金。
证券市场活跃
除了中国华电，华能集团、中国大唐、国家电投以及国家能源集团均已有新能源发电业务上市企业活跃在证券市场。
国家能源集团旗下全球最大的风电运营企业——龙源电力，于2022年初在A股挂牌上市，实现了“A+H”两地上市。截至去年底，龙源电力各类电源控股装机容量已达26548.6兆瓦，其中风电控股装机23567.8兆瓦，光伏控股装机1045.7兆瓦。
国家电投旗下上市企业中国电力、吉电股份均在持续加大清洁能源投资。此外，国家电投旗下的另一家上市公司“露天煤业”去年正式更名为“电投能源”，相继成立10家新能源公司，今年已披露多个风电项目投资计划。
作为新能源领域的主力军，五大发电集团在新能源领域交出不俗成绩单，特别是在大型风电光伏基地建设中，五大发电集团表现抢眼。据记者不完全统计，首批大型风电光伏基地项目中，中国大唐共计913万千瓦新能源项目被纳入国家第一批大型风电光伏基地建设项目清单。

华能集团方面，旗下拥有澜沧江全部水能资源开发权的上市公司华能水电调整发展战略，将“专注水电发展”调整为“水电与新能源并重，风光水储一体化发展”，“大基地”成长空间被打开。第二季度，华能集团新能源项目共计155个，涉及全国24省，重点推动北线清洁能源基地、东线海上风电基地、西南“风光水储”一体化基地，以及中东部光伏项目的建设开发。

华电新能源的招股书披露，该公司此次拟募集的资金，将围绕“风光大基地项目”“就地消纳负荷中心项目”“新型电力系统协同发展项目”“绿色生态文明协同发展项目”等四类业务布局，合计装机规模为1516.55万千瓦，总投资金额为804.12亿元。

打开成长新空间
新能源发展如火如荼，受政策、产业和业务、管理和合规、财务等不确定性因素影响，投资者仍需谨慎决策。
有业内专家对记者表示，适应高比例新能源电力系统的市场机制体系有待进一步健全。当前煤电价格形成机制问题得到了较大程度的解决，但包含新能源送受电在内的跨省跨区价格形成机制等问题，由于涉及地域多、范围广，同时关系到送受端发电、电网、用户各方切身利益以及市场运营机构的权责，牵一发而动全身，改革的阻力比较大，目前仍没有重要进展，是本轮电改过程中公认的“疑难杂症”。“此外，现阶段电力市场建设过程中，一些地方因发展经济、降低企业用能成本、招商引资等需要，通过行政手段‘限价格’‘搞专场’，向特定企业分配便宜电等情况依然存在。此举不利于推动用户侧承担消费绿色电力的社会责任和实现可再生能源的可持续发展，最终损害的是全社会福利。”

上述专家建议，合理设计并持续完善配套政策。统筹考虑当下实际和长远发展，优化全额保障性收购制度，加强与电力市场建设的协同。进一步健全可再生能源消纳责任权重机制，加强与绿色证书制度的衔接。提升电力市场对新能源的适应性，同时提升新能源企业自身风险防范能力。

未来随着新能源逐步入市，隔墙售电业务、智能微电网业务、虚拟电厂等逐步完善，新能源终端利用率将有所改善，届时新能源高景气才能向上传导，持续打开龙头发电企业的成长新空间。
一增，一减，发电企业参与碳市场有这两点收获
“按履约量计算，履约完成率99.5%。其中，央企履约率100%。”全国碳排放权交易市场（发电行业）（以下简称全国碳市场）启动一周年之际，我国碳市场第一个履约周期已顺利收官。
发电企业参与碳市场
的主观能动性更强了

碳排放权交易协议转让包括挂牌协议交易和大宗协议交易两种方式，其中，单笔买卖10万吨以下以挂牌协议交易方式成交，单笔买卖10万吨以上（含10万吨）以大宗协议交易方式成交。

据了解，我国的全国碳市场第一个履约周期的碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，综合成交均价42.85元/吨。全国碳市场启动上线至今，配额成交方式以大宗协议交易为主，累计成交量1.61亿吨，约占总成交量88%左右，累计成交额69.36亿元。

总体上讲，全国碳市场初步显现了其促进企业实现减排的目标和加快绿色低碳转型的作用。同时发电企业也对碳市场的认识有了逐步的地提高，制度经验逐渐丰富，碳交易实践逐渐深入，人才队伍逐渐完善。

一方面，企业愿意持续完善制度体系建设，制定了碳交易管理制度，明确各级部门碳交易工作职责，加强统筹管理，理顺工作流程。

另一方面，电力企业对碳减排工作的认识显著增强。通过全过程履约，加强了企业碳排放管理工作，不仅数据管理日趋规范，企业也认真执行数据质量控制计划，加强碳排放数据体系化、标准化、信息化管理。目前纳入全国碳市场的发电企业绝大部分都开展了碳实测。

此外，不少发电企业主动超前谋划，全面协调，灵活运用低碳减排技术，积极开发自愿减排项目，提前编制交易履约方案，精准交易预算，着力降低减排成本，进一步提升发电企业参与碳市场的主观能动性。

履约机制推动能源结构转型，碳排放减少了

据了解，全国碳市场年覆盖温室气体排放量约45亿吨二氧化碳，从可交易的排放规模看，我国的碳市场是目前全球规模最大的碳市场。

值得注意的是，目前，火电厂是我国全国碳市场的交易主体。在清洁低碳转型过程中，火电厂既要完成自身减排任务，同时也要承担服务新能源快速发展的电源支撑作用。

由于电煤紧缺，火电厂燃烧混煤是常态，再加上调峰波动运行，客观上增加了准确获得碳排放量的难度。

今年6月，生态环境部印发文件，将燃煤单位热值含碳量缺省值由原来的0.03356tC/GJ调整为不区分煤种的0.03085tC/GJ，使二氧化碳核算数据更加接近真实情况，也减轻了电力企业的履约压力。

一年来，随着碳排放数据核算的精准度不断提高，履约机制进一步推动着能源结构转型。

《中国电力行业年度发展报告2022》（以下简称《报告2022》）显示，电力行业碳排放总体在减少。以2005年为基准年，2021年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约828克/千瓦时，比2005年降低21.0%；单位发电量二氧化碳排放约558克/千瓦时，比2005年下降35.0%。

《报告2022》统计显示，2021年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗301.5克/千瓦时，同比降低2.01克/千瓦时；全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为12.3万吨、54.7万吨、86.2万吨，同比分别下降20.7%、26.4%、1.4%。

未来碳交易市场需统筹好多方关系

尽管碳市场在推动全社会低成本减排和促进电力企业节能降碳方面取得了一定成效，但问题也不可忽视。

在煤价长期高位运行、电价难以疏导、利用小时偏低的情况下，煤电企业已大面积亏损，且配额成本在电价中难以有效疏导至用户。

完善好相关机制，全国碳市场未来还将发挥更大作用。碳市场建设具有长期性和复杂性的特点，决定着全国碳市场建设不可能一蹴而就，而是一个不断发展完善的长期工程，这要求完整、准确、全面贯彻新发展理念，统筹好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，分阶段、有步骤地推进碳市场建设。

一是进一步协调完善市场机制。统筹研究碳市场、电力市场、绿电市场、绿证机制、国家核证自愿减排量（CCER）机制低成本减排作用，加强各部分间的协调配合，避免相同减排目的的多种机制间的过度交叉，以推动市场高效运转。

二是进一步扩大碳市场覆盖范围。扩大行业范围有利于充分发挥碳市场的资源配置作用和价格发现功能，建议从国家层面综合考虑各行业减排空间和发展空间，统筹设定碳市场不同行业控排目标。尽快纳入其他具备条件的行业。实现全社会低成本减排的碳市场目标。

三是建立科学的配额分配长效机制。建立科学的配额分配长效机制（如配额调节机制和基准线更新机制等）有利于控排企业对配额收紧尺度和配额更新时间尺度有清晰的预期、从而科学决策，以保障碳市场长期稳定运行。

四是进一步提升数据质量。一方面，建议鼓励并认可企业采用CEMS获得的二氧化碳排放量数据；另一方面，加快研究符合国情并更能代表燃煤电厂用煤含碳量的缺省值，减少人为因素导致的计算误差。

五是加快重启CCER项目审批。结合当前新能源发展趋势，建议尽快重启国内CCER备案工作，加快自愿减排体系建设，减轻控排企业履约成本，促进市场活跃度，推动交易产品的多元化。

六是加强行业自律。依托行业协会组织发电企业开展碳排放数据自查和互查，加强交叉检验，预判数据风险，提早发现问题，通过制定行业规范，切实提升数据质量。设置仲裁申诉机构，解决碳排放交易中存在的纠纷。碳排放管理员新职业已纳入职业分类大典，未来将加快推进碳排放管理员人才培养体系建设，建立健全职业能力评价机制，提升从业人员技术水平和管理能力。