RatingsDirect®spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日1中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力2023年4月18日中国新能源发展的理想与现实中国的高远能源目标以及实现目标所需的投入风电光伏装机容量及发电量占比2021-2060期间能源转型资本投资预计达122万亿元能源结构变迁预测2025年以前电网投资预测光伏风电其他风电光伏发电量占比（右轴）吉瓦太瓦能源效率12%能源转型32%化石能源9%清洁能源47%2021-2060期间122万亿元十亿元十二五（2011-2015）十三五（2011-2015）十四五（2011-2015）煤炭天然气核能水能太阳能风能其他可再生能源f：预测。资料来源：国家能源局，“全球一体化能源模型”2023年2月参考案例，全球能源互联网发展合作组织2021年3月演示文稿，中国电力企业联合会，国家电网有限公司，中国南方电网有限责任公司，标普全球大宗商品，标普全球评级。版权©2023Standard&Poor'sFinancialServicesLLC。版权所有。要点速览在依靠债务资金大举投资新能源的过程中，中国受评发电企业仍能维持较强的信用状况。我们预计未来两三年这些公司的资本支出将增长20%。凭借强劲的电力需求、利用小时数的改善、有利的电价，平价上网新能源项目带给中国发电企业的回报应该会保持在可持续的水平。电价波动是影响新能源运营商现金流稳定性的关键变量，特别是在现货市场交易电量占比逐步提升的时候。主分析师李崝，CPA香港+85225333512;apple.li@spglobal.com王旻楠香港+85225328054;miranda.wang@spglobal.com其他联系人宋国栋香港+85225328011;guodong.song@spglobal.com叶翱行香港+85225333593;christopher.yip@spglobal.com中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日2中国正在奋力推进清洁能源转型，未来三年风电、光伏装机要增加400吉瓦以上，使新能源发电装机容量提高50%左右。代价又是什么呢？从事新能源开发的受评企业多为国有发电企业，它们正在加大新能源投资，以助力实现中央政府制定的远大目标。在这一过程中，资本支出、债务规模将水涨船高。标普全球评级认为，尽管近期火电业务出现亏损，发电企业仍有充足的财务缓冲。国有发电企业大都拥有较低的融资成本和多元的再融资渠道。新能源开发业务的现金流确定性也在改善，这将有利于维持发电企业的信用韧性。目前所有风电光伏新能源项目都不再享受电价补贴，其上网电价不高于当地燃煤发电基准价，即已实现平价上网。中央政府正在加速偿还长期拖欠的新能源发电补贴，有利于减轻发电企业的流动资金压力。到2030年，新能源项目将全面参与市场化交易（火电项目去年已经全面参与），市场风险（merchantrisk）可能增加。由于售电合同有效期通常不足一年（欧洲等其他市场的购电协议有效期可达10年以上），项目运营方可能会同时面临电量风险和价格风险。电价水平可能会因为供需关系的变化而波动。但考虑到2022年市场化交易电量占比只有1%到5%，以上情况短期内对企业财务指标的影响仍然有限。未来十年，当新能源在整个能源结构中的地位更加突出的时候，廉价储能设施的更广泛应用将帮助电力供需实现实时平衡。加大政策对新技术开发的支持力度将是实现这一目标的关键。绿色转型，央企带头表1中国主要碳相关目标政策目标碳中和2060年2030排放承诺将碳排放强度在2005年水平基础上削减65%以上碳达峰2027年可再生能源2030年风电光伏装机容量达到1,200吉瓦。2021-2030年增加水电装机80吉瓦。碳税尚未推出碳排放权交易系统2021年成立全国碳排放权交易系统，参与者将从发电企业扩大到其他行业煤炭淘汰仅承诺减少新能源汽车渗透率2025年新能源汽车新车销量占比达到20%左右资料来源：标普全球大宗商品，“全球一体化能源模型”2022年3月参考案例。我们估计发电企业2023-2025年资本支出将比2020-2022年增加20%以上。这种增长主要反应大规模的清洁能源投资。在中国的能源目标下，2025年发电企业新能源装机占比至少要达到50%以上。2023-2025年期间，受评企业将贡献约280吉瓦的新能源装机，大约相当于目前全国存量装机的四分之一。此外，中国还将为全球贡献接近一半的新增新能源装机，对世界新能源的发展发挥重要作用。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日3假定风电光伏利用小时数保持稳定，我们预计2023-2025年期间中国新增可再生能源装机将达到130吉瓦-140吉瓦。根据《“十四五”可再生能源发展规划》（2021-2025），2025年可再生能源年发电量要达到3.3万亿度，比2022年的2.7万亿度提高22%。到2025年，全国总发电量中的非水电可再生能源（主要是风电和光伏）占比要从2022年的14%提高到18%，可再生能源装机存量要从2022年末的758吉瓦增加到1,100吉瓦以上。2025年的这两个目标若能达成，2030年1,200吉瓦的装机目标也就不难实现。增加装机容量所需资金将主要通过举债筹集。因此，虽然多数发电企业火电业务的盈利能力有所增强，且已投运新能源项目的EBITDA利润率依然较高（参见《中国电企有望扭转失利局面》，2022年10月13日），但在可见的将来，发电企业信用质量仍难以从当前水平进一步提高。我们预计，技术的进步将会降低建设成本和系统成本，助力能源转型。图1新能源度电成本低，将助力清洁能源转型LCOE：平准化度电成本。资料来源：国际能源署平准化度电成本计算器，2020年12月版。折现率假设为7%。版权©2023Standard&Poor'sFinancialServicesLLC。版权所有。技术是中国发展新能源的关键我们认为，通过技术进步和规模效应，海上风电有望在未来三到五年实现平价上网。江苏、山东和广东等沿海省份已有五个海上风电基地获批。根据“十四五”规划，2021-2025年期间海上风电总装机容量可能在2020年末约11吉瓦的基础上再增60吉瓦。2021年为了追赶电价补贴的末班车，新增装机达到17吉瓦。2022年新增装机3吉瓦。受评企业中，中国长江三峡集团公司（三峡集团）和中国广核集团有限公司正在积极收购、开发新的海上风电项目。龙源电力集团股份有限公司（龙源电力）是最早开发海上风电项目的企业之一。020406080100光伏发电（公用事业规模）陆上风电核电燃煤发电（超超临界）海上风电燃气发电（燃气轮机联合循环）美元/千度LCOE（假定碳价为0美元/吨）LCOE（假定碳价为30美元/吨）中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日4中国新能源行业将保持稳步扩张节奏。虽然疫情导致施工延期，整体发展仍未停步，2022年全国新增风电装机37吉瓦、光伏装机87吉瓦，总量略高于2021年的102吉瓦。而在疫情防控取消之后，2023年头两个月便有35吉瓦左右的风电光伏项目投运，同比猛增49.5%。2023年4月，国家能源局公布了仅2023年就新增风电光伏装机160吉瓦的目标，相当于在2022年基础上增长29%。中国发展新能源的引擎，在于超大规模的新能源基地。2021年，全国人大批准的《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》要求重点发展囊括12个省份的九大清洁能源基地，用于发展规模化的风电和光伏项目。未来三年，这些基地新建项目总装机有望达到390吉瓦，占全国新增装机的多数。绿电交易将增强平价上网项目的现金流我们认为，在近期发布的绿色电量交易规则下，存量项目未来两三年的盈利能力将保持稳定。2023年年初，国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局发布《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，推动各类项目参与市场化性质的绿电交易，但仍保留了原有补贴框架。根据《通知》，存量获补贴项目继续享受保障性收购电价（上网电价+补贴），参与绿电交易获得的收入不影响享受补贴的资格。如果绿电交易成交电价低于原保障性收购电价，项目运营商仍有资格获得中央政府的电价补贴。而如果绿电交易电价高于原保障性收购电价，那么运营商将获得溢价，以此取代国家补贴。两种情况下，享受保障性收购的项目都不会失去参与绿电交易的积极性。而根据之前的政策，运营商如果直接与用户进行绿电交易，就得放弃电价补贴。对于过去几年开发的已经实现平价上网的项目而言，参与绿电交易也有好处，因为绿电交易电价可以高于平价上网项目通常执行的燃煤发电基准价。当高耗能行业绿电需求较大的时候，绿电交易电价往往就会高于基准价，平价上网项目的经营性现金流可以因此而获得改善。过去一年煤电价格的上涨说明，平价上网对于新能源项目也是有利的，因为其执行电价会跟着煤电价格上涨。中国新能源行业竞争越来越激烈，市场化程度越来越高。从2014到2021年，风电光伏项目保障性收购电价中包含的国家补贴逐步退出（参见《无补贴时代，中国电力行业仍将得到政策支持》，2022年10月17日）。我们预计，到2025年，绿电交易电量将会加快增长，绿电交易市场中的平价上网项目装机终将超过保障性收购项目的装机。2022年以前，只有少数平价上网项目参与了绿电交易，千度电价相比燃煤发电基准价溢价约20元-80元。根据政府要求，2030年新能源项目将全面参与电力市场交易。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日5图2广东绿电交易量资料来源：广东电力交易中心。版权©2023Standard&Poor'sFinancialServicesLLC。版权所有。图3部分省份2022年绿电交易量资料来源：北极星电力网，媒体报道。版权©2023Standard&Poor'sFinancialServicesLLC。版权所有。0501001502002022/12022/22022/32022/42022/52022/62022/72022/82022/92022/102022/112022/12吉瓦时05001,0001,5002,0002,5003,0003,500宁夏辽宁浙江江苏广东吉林陕西湖北福建黑龙江广西新疆吉瓦时中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日6利用小时数将保持稳定，主要风险在极端天气我们预计，凭借电力需求的强劲增长，未来两三年新能源项目的利用小时数将保持稳定。过去六年，得益于弃电率的下降，风电光伏项目利用小时数稳步提升。但极端天气仍构成风险。我们预计风电光伏项目的弃电率将保持在较低水平。近年来并网不再是新能源项目面临的迫切问题，因为项目开发商和电网公司要确保电力输送设施到位之后才能将项目投运。2022年风电、光伏项目弃电率分别为3.3%和1.8%，均为历史最低。但跨省电力调度仍然存在挑战，特别是从新能源大基地远距离输送电力到用户的问题。为了保证供电稳定可靠、促进电力系统中能源结构的优化，电网公司将承担建设更多省际输电线路、对现有电网设施实施智能化改造以提升配电效率的重任。新建特高压输电线路的投运将提升输电能力。因此我们预计，新能源大基地的弃电率将保持在低水平。疫情后的经济复苏和电动化的进一步普及，将支撑中国用电量的增长，有利于发电机组利用小时数的稳定。技术改造可以帮助提高机组的利用率。绿电交易和现货市场交易也会拓展运营商的盈利来源，虽然其正常情况下电价较低。比如国家能源局的一套行动方案，就鼓励油气勘探开采活动采用绿色电力。更加极端的天气可能构成新能源运营的重要风险。风力和光伏发电的利用率主要取决于当地风速和日照强度。2030年以前，新能源的间歇性可通过目前占发电量70%以上的化石能源（主要是煤电）弥补。当新能源占比更大的时候（可能是在2050年之后），储能以及其他包括氢能在内的新技术或将成为最终解决方案。图4风电光伏弃电率和利用小时数资料来源：国家能源局，标普全球评级。版权©2023Standard&Poor'sFinancialServicesLLC。版权所有。0.05.010.015.020.005001,0001,5002,0002,50020152016201720182019202020212022%小时风电利用小时数（左轴）光伏利用小时数（左轴）风电弃电率（右轴）光伏弃电率（右轴）中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日7图5风电光伏单月利用小时数，2018-2022年平均值资料来源：国家能源局，标普全球评级。版权©2023Standard&Poor'sFinancialServicesLLC。版权所有。表2中国不同地区最低保障收购利用小时数区域描述全寿命最低保障收购利用小时数年均最低保障收购利用小时数风电I类资源区新疆北部，内蒙古西部和中部48,0002,400风电II类资源区内蒙古东部，甘肃北部44,0002,200风电III类资源区新疆中部、南部，甘肃南部，宁夏，黑龙江和吉林部分地区40,0002,000风电IV类资源区其余地区36,0001,800海上风电所有合格海上风电52,0002,600光伏发电I类资源区新疆北部，内蒙古西部和中部，甘肃北部，青海北部，宁夏32,0001,600光伏发电II类资源区新疆中部和南部，青海南部，甘肃南部，陕西北部，山西北部，河北北部，辽宁，吉林，黑龙江，四川，云南26,0001,300光伏发电III类资源区其余地区22,0001,100资料来源：政府网站，标普全球评级。607080901001101201301401001201401601802002202401月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月小时小时风电（左轴）光伏（右轴）中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日8更多的输电线路意味着更好的调度远距离特高压线路的建设将占国家电网有限公司（国家电网）年度资本支出的10%左右。该公司将把大约60%的资本支出用于省级电网和配电系统的改造，以适应屋顶光伏等分布式项目的增加，以及需求侧管理的需要。我们预计国家电网和中国南方电网有限责任公司（南方电网）2023-2025年的年度资本支出将维持高位。这一因素可能将阻碍财务指标的改善，削弱个体层面信用质量。将来监管定价过程中可能出现的输配电价的下降趋势也会使其现金流杠杆率承压。但监管定价机制增强了企业盈利的透明度。截至2022年，国家电网和南方电网共有17条特高压直流输电线路在运。4条特高压直流线路正在建设，预计将在2025年以前投运，另外7条线路也在计划中。假定上述4条新线路按期投运，且所有21条线路年利用率为75%，那么2025年末总输电能力将在2021年输电量基础上翻倍。这种情况下，输电能力的增量将与发电能力增量大致相当。受评企业将感受到变化的影响新能源发展之所以能够持续推进，一定程度上是缘于国有发电企业的融资优势。债权人对它们与国家能源转型目标的战略协同性持正面看法。发电企业的项目通常拥有稳定的现金流，因此企业平均融资成本只有4%甚至更低，在任何行业中都很少见。但加息会对所有运营商的现金流造成负面影响，特别是拥有美元债务的运营商。发电企业融资手段丰富，或可缓和举债从事高昂资本支出带来的压力。例如，很多公司曾通过向上市子公司注入资产来筹集股权资本，其中就有三峡集团和龙源电力。有些公司正寻求新能源子公司单独上市，如中国华能集团有限公司和华润电力控股有限公司。还有一些公司考虑通过REITs结构融资。供电行业的进一步市场化可能会增加盈利的波动性。到2030年新能源全面参与市场交易之后，运营商将完全暴露于市场风险。对于煤电资产比重较大的发电企业而言，它们的盈利能力也会受成本传导、老旧煤电厂改造弃置相关成本的影响。对于以风电光伏为主的发电企业而言，新能源平均上网电价可能会逐步走低，并随着供需关系的变化而波动。出售绿电积分和碳积分可以缓解这些因素对利润的影响，但绿电交易和碳交易均尚处初期阶段。我们测试了受评发电企业对其新能源业务平均电价变动的敏感性。据我们估算，电价若下降10%，企业经营性资金流（FFO）对债务比率将下降3%-18%，同时FFO利息覆盖倍数将下降2%-14%。这两个比率是我们评估公用事业企业信用状况的关键财务指标。电价波动对龙源电力和北京能源国际控股有限公司等纯新能源开发商的影响或将大于对其他受评发电企业的影响。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日9表3受评发电企业敏感度测试风电光伏利用小时数（%）风电光伏上网电价（%）资本支出（%）融资成本（%）2023e-2025e信用指标百分比变动10-1010-1010-1010-10FFO/债务纯新能源发电企业+12~+20(12)~(18)+12~+20(12)~(18)(4)~(6)+5~+7(3)~(8)+3~+8综合性发电企业+3~+11(3)~(11)+3~+11(3)~(11)(1)~(7)+1~+9(2)~(5)+2~+5电网公司N/AN/AN/AN/A(3)~(7)+4~+8(1)~(2)+1~+2FFO现金利息覆盖倍数纯新能源发电企业+7~+15(6)~(14)+7~+15(6)~(14)(2)~(4)+2~+4(9)~(9)+11~+11综合性发电企业+2~+8(2)~(8)+2~+8(2)~(8)0~(4)+0~+5(7)~(9)+8~+11电网公司N/AN/AN/AN/A(2)~(5)+2~+6(9)~(9)+11~+11e：估计。N/A：不适用。资料来源：标普全球评级。表4受评电力公司比较公司ICRSACP下调触发因素上调触发因素政府支持可能性集团内地位纯新能源发电企业龙源电力集团股份有限公司A-/稳定bbb-若FFO/债务<9%且FFO现金利息覆盖倍数<3.0x，则下调ICR若FFO/债务>20%，则上调SACPN/A具有战略重要性北京能源国际控股有限公司BBB+/稳定b+若FFO现金利息覆盖倍数<1.75x，则下调SACP若FFO/债务>9%，则上调SACPN/A具有高度战略重要性综合性发电企业中国华能集团有限公司A-/稳定bb+若FFO现金利息覆盖倍数<2.0x，则下调ICR若FFO现金利息覆盖倍数>4.0x且FFO/债务>12%，则上调ICR非常高N/A华能国际电力股份有限公司A-/稳定bb+若下调华能集团ICR，则下调ICR若上调华能集团ICR，则上调ICRN/A核心子公司国家电力投资集团有限公司A-/稳定bb+若FFO现金利息覆盖倍数<2.0x，则下调ICR若FFO现金利息覆盖倍数>4.0x且FFO/债务>12%，则上调ICR非常高N/A中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日10公司ICRSACP下调触发因素上调触发因素政府支持可能性集团内地位中国华电集团有限公司A-/稳定bb+FFO现金利息覆盖倍数<2.0x，则下调ICR若FFO现金利息覆盖倍数>4.0x且FFO/债务>12%，则上调ICR非常高N/A华润电力控股有限公司BBB+/稳定bbb-若FFO/债务<12%或FFO现金利息覆盖倍数<4.0x，则下调SACP若FFO/债务>30%，则上调SACPN/A核心子公司广东省能源集团有限公司A-/稳定bbb-若FFO现金利息覆盖倍数<3.0x，则下调ICR若FFO/债务>30%，则上调ICR非常高N/A申能（集团）有限公司A/稳定a-若FFO现金利息覆盖倍数<5.0x，则下调SACP；若FFO/债务<20%且FFO利息覆盖倍数<4.0x，则下调ICR若FFO/债务>60%，则上调ICR非常高N/A中国广核集团有限公司A-/稳定bb+若FFO现金利息覆盖倍数<1.75x，则下调ICR若FFO/债务>13%，则上调ICR；若FFO现金利息覆盖倍数>3x，则上调SACP非常高N/A中国长江三峡集团公司A/稳定bbb+若FFO/债务<15%，则下调SACP若FFO/债务>23%，则上调SACP极高N/A电网公司国家电网有限公司A+/稳定a+若FFO/债务<25%，则下调SACPN/A极高N/A中国南方电网有限责任公司A+/稳定a若FFO现金利息覆盖倍数<6.0x，则下调SACPN/A极高N/AICR：主体信用评级。SACP：个体信用状况。N/A：不适用。资料来源：标普全球评级。技术突破是终极解决方案我们预计，2030年以后储能设施将大幅扩张。通过混合储能、抽水蓄能、电池等形式“固化”新能源电力，使其供应更加稳定，在很多能源转型国家都是普遍趋势。2030年之后，绿氢和碳捕捉可能将会发挥重要作用。在此之前，中国发电企业从2023年开始，必须安装相当于发电装机容量10%-20%、连续使用时间约两个小时的储能设施。风电光伏项目的单位开发成本将因此平均增加10%左右。但由于政策的滞后性，政府对储能设施的补偿还比较有限。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日11抽水蓄能仍是中国的主流储能技术，主要由国家电网和南方电网开发。到2030年，抽水蓄能设施将增加88吉瓦。除了抽水蓄能以外，中国也瞄准了电池等新型储能技术，力争2025年新型储能装机从2022年的8.7吉瓦增加到30吉瓦，复合年增长率达51%。为此，电网公司和发电企业可能需要在2023-2025年期间投入200亿元以上。央企处于引领中国绿色转型的有利位置。市场化交易已显示出提升效率的迹象。发展清洁能源大基地和远距离输电线路，是确保能源结构强韧可靠的关键步骤。剩下的便是对季节性波动和极端天气风险的管理。要真正从长远解决问题，高效能、高效率的储能设施仍需进一步发展。相关研究−中国电力企业看到了出路，2023年4月12日−EU'sProposedEnergyMarketRedesignMitigatesMerchantRisksAndAcceleratesRenewables，2023年4月4日−Asia-Pacific'sDifferentPathwaysToEnergyTransition，2023年3月30日−华润电力取道股票市场为新能源投资融资，2023年3月24日−授予京能国际“BBB+”评级；展望稳定，2023年12月20日−ChinaSouthernPowerGridco.Ltd.，2022年12月19日−ChinaThreeGorgesCorp.，2022年11月24日−ChinaLongyuanPowerGroupCorp.Ltd.，2022年11月17日−ChinaHuanengGroupCo.Ltd.，2022年11月2日−无补贴时代，中国电力行业仍将得到政策支持，2022年10月17日−中国电企有望扭转失利局面，2022年10月13日本报告不构成评级行动。中文版本系根据英文版本翻译，若与原英文版本有任何分歧，概以英文版本为准。阅读英文版请点击：https://www.capitaliq.com/CIQDotNet/CreditResearch/SPResearch.aspx?DocumentId=54599833&From=SNP_CRS中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力spglobal.com/ratingsdirect2023年4月18日12版权©2023，Standard&Poor’sFinancialServicesLLC（以下统称“标普”）。版权所有。未经标普事先书面许可，严禁使用任何形式方式修改、反向推导、复制或散布上述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