2022年上半年清洁能源发电行业信用风险总结与展望.docx

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1、2023年上半年清洁能源发电行业信用风险总结与展望联合资信工商评级四部2023年上半年，全国电力供需总体平衡，局部地区受气候波动影响部分时段电力供应偏紧。企业层面，伴随整体业务规模的扩大，清洁能源发电企业资产和收入规模均有所提升，盈利能力和现金稳定性保持良好水平。综合考虑国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气候变化等因素，预计2023年下半年，全国电力供需总体紧平衡。受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”碳中和目标等因素影响，电源结构将逐步向绿色低碳转型，火电机组调峰作用将逐步凸显，风电及太阳能发电将成为清洁能源电力快速发展的主要推动力。IS信用债方面，2023年上半年清洁能源发电企业发债规模同比

2、变化不大，长短期债务结构相对均衡，发债企业主要为央企和地方国企，企业整体资质好，融资渠道通畅且融资能力强。2023年下半年，虽然清洁能源发电行业到期兑付债券规模较大，但行业整体偿债风险可控。联台去信评估股份百眼公司China11anhtCreditRatingCo.1td一、2023年上半年清洁能源发电行业运行情况1.清洁能源电力装机情况2023年上半年，清洁能源发电装机容量占比持续提升，风电及太阳能发电装机容量保持快速增长。根据国家风光大基地规划，未来风电及太阳能发电仍将维持快速发展。截至2023年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，其中，清洁能源发电装机容量11.8亿千瓦，较20

3、23年6月底增长14.8%,占总装机比重为48.2%,占比提高2.8个百分点。分类型看，并网风电3.4亿千瓦，较2023年6月底增长“7.2%,增速下降17.5个百分点，主要系受可再生能源补贴政策影响，风电在2023年发生大规模抢装所致。其中，陆上风电3.16亿千瓦，海上风电2666万千瓦。并网太阳能发电3.4亿千瓦，较2023年6月底增长225.93%,增速上升2.2个百分点。其中，集中式光伏发电2.1亿千瓦，分布式光伏发电1.3亿千瓦，较2023年6月底增长45.6%,分布式增量占光伏发电总增量的57.5%,主要系受分布式光伏整县推进政策影响所致。水电3.8亿千瓦，较2023年6月底增长4

4、.7%。核电5553万千瓦，较2023年6月底增长6.5%o我国待开发水电资源主要集中于西南地区大江大河上游，地理环境特殊、交通条件差、输电距离远、移民安置难度大、生态环境保护投入大等因素拉高电站单位造价，也使得近年来水电发展速度放缓；核电因前期投资大、建设周期长、安全要求高等特点而尚未实现大规模发展。因此，风电及太阳能发电为清洁能源电力快速发展的主要推动力。受区域资源分布特性影响，我国将主要在西部地区扩张大基地项目，在东部地区扩张多能互补项目。根据国家发改委、国家能源局于2023年12月发布第一批风光大基地项目清单，项目规划总规模为97.05GW,主要分布在内蒙古、青海、甘肃、湖南、安徽等1

5、9个省份。其中，明确要求该批项目在2023年底前投产规模达到45GW,剩余52GW项目在2023年底前投产。国家发改委、国家能源局第二批基地项目清单于2023年7月印发，项目规划总规模为455GW,主要布局在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等地区。1 2023年上半年，风电新增装机三北”地区占比约72.5%,中东部和南方地区占比的27.5%2 2023年上半年，光伏新鼎装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的27%、27%和20%:分布式光伏新增装机占比校高的省份为B东、河北、河南和浙江，分别占分布式光伏新堆装机的23.57%、16.40%、14.41%和10.12%2 .

6、利用小时情况2023年上半年，水电、风电及光伏发电利用水平整体处于合理区间，“三北”地区风光消纳问题仍有待改善。四川等严重依赖水力发电的地区，供电稳定性易受自然条件影响。2023年上半年，全国发电设备累计平均利用小时1777小时，同比降低81小时。分类型看，风电设备利用小时1154小时，同比降低58小时；太阳能发电设备利用小时690小时,同比提高30小时；水电设备利用小时1691小时，同比提高195小时；核电3673小时，同比降低132小时。全国规模以上电厂水电、核电发电量同比分别增长20.3%和2.0%；并网风电、太阳能发电量同比分别增长12.2%和29.8%。发电利用率方面，2023年上半

7、年，全国主要流域水能利用率约98.6%,同比提高0.2个百分点。风电及光伏发电利用率分别为95.8%和97.7%,分别同比下降0.60个和0.2个百分点，整体处于合理区间。分区域看，蒙东、蒙西、吉林、青海、新疆地区风电利用率较低，分别为88.7%、88.8%92.8%、93.5%和93.8%；西藏、青海、蒙西光伏发电利用率较低，分别为79.6%、89.1%和96.4%。水电及风光发电利用程度主要取决于自然资源条件及下游电力消纳情况。我国规划十三大水电基地，其中长江上游、黄河上游、澜沧江干流、大渡河、南盘江、红水河流域已基本完成开发。全国水力装机规模排行前七位的省份依次是四川、云南、湖北、贵州、

8、广西、广东、湖南，其中四川、云南、湖北水力发电装机容量合计占全国的48%,分别占省内电力装机容量的78%、73%和42%。四川电力市场严重依赖水力发电，今年夏季高温干旱气候导致丰水期缺水，水电发电量下降，并且拉高了电力负荷，导致8月份出现限电状况。我国西部及北部地区风光资源丰富，风光装机规模全国领先，但我国电力负荷主要集中在中东部地区，导致西部及北部地区风光弃电问题突出。由于水风光发电区域集中度高，电力跨区域平衡调节难度较大，电力跨区输送能力有待进一步提升。3 .行业问题(1)电站建设成本上升2023年上半年，光伏组件价格仍维持上涨态势，新速光伏电站盈利水平收窄。全国各省市陆续提出风电及光伏电

9、站配置储能要求，但目前相应的发电端储能电价机制尚未明确。2023年上半年，由于硅料供应阶段性短缺情况尚未改善，光伏组件价格仍维持上涨态势，晶硅光伏组件周平均价由2023年7月的0.16美元/瓦上升至2023年6月的0.21美元/瓦，一定程度增加了光伏电站投资成本。此外，进入2023年，风电及光伏发电新备案项目仍延续平价上网，新核准项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行,新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，这种市场交易模式一定程度限制了光伏发电上网电价水平。受此影响，当前阶段光伏发电新建项目收益水平受到一定挤压。此外，部分省市已提出对新增风电及光伏发电项目进行储能配置的要求，配储比例要求

10、多在10%20%之间，配储时长要求多在2小时以上（部分省配置要求高达4小时）。例如，甘肃省相关政策要求河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威）最低按电站装机容量的10%配置储能，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时。风电及光伏电站配建储能一定程度上增加了电站建设成本，尽管可以通过多发电量获得一定收益，但目前发电端化学储能设施并没有明确的电价机制。（2）消纳压力风光大基地仍以北方布局为主，2023年及2023年均有大规模项目投产计划，风光消纳压力将明显加大。我国风电及光伏电站主要集中在北方地区，而电力消纳需求主要集中在中东部地区，电源布局与电力需求在区域布局

11、上明显失衡。近年来国家及各省市陆续推出新能源消纳政策，促进风光发电消纳，全国弃风限电情况有所改善，弃风率由2017年的12.0%降至2023年的3.1%,但部分地区的新能源消纳问题仍有待解决，例如蒙西、新疆、河北和甘肃2023年弃风率分别为8.9%、7.3%、4.6%和4.1%,仍高于全国平均水平。目前，北方地区风光富余电量主要通过增加当地消纳需求以及外送消纳，前者主要依赖当地政府通过招商政策引导耗能企业落地，提高本地电力需求负荷，后者主要为通过特高压外送进行省间交易，但存量特高压电网利用率仍有待提升。特高压电网为“西电东送、北电南供”的主要输送通道，“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程

12、“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元。国家电网在“十四五”期间规划建设“三交九直”特高压工程，主要是基地至京津冀、华东、华北、华中地区的特高压输电通道，根据初步方案合计送电规模9300万千瓦。在增量特高压投产前，风光大基地在2023年及2023年均有大规模项目投产,且以北方地区为主，风光消纳压力将明显加大。除建设特高压外送通道外，各大能源基地及周边地区也需要配备清洁高效先进节能的煤电为支撑，以保障风光供给消纳体系的安全、稳定、可靠。此外，随着分布式光伏的快速发展，部分省份分布式光伏消纳承压。河南在今年5月发布的辅助服务市场规则征求意见中，将分布式

13、光伏纳入辅助服务市场新能源调峰费用分摊主体。山东在今年6月出台的电力现货市场规则征求意见中，将分布式光伏列为现货市场偏差费用分摊主体。（3）补贴回款压力可再生能源补贴资金累计缺口很大，补贴回款整体压力大。受益于可再生能源电价补贴政策，风、光及生物质发电企业盈利水平较高，但由于补贴发放存在滞后性，企业回款情况及经营现金流表现一般。截至2023年底，累计可再生能源补贴资金缺口约为4000亿元，补贴回款压力大。进入2023年，风电及光伏发电新备案项目平价上网，未来随着平价项目占比增加，可再生能源电力企业现金流状况有望改善。二、2023年上半年清洁能源发电行业主要政策及动态点评关键词1:市场化交易20

14、23年1月25日，广州电力交易中心发布关于印发南方区域绿色电力交易规则（试行）的通知，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。2023年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，提出要完善电力价格形成机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。2023年3月3日，国家发展改革委、国家能

15、源局印发关于加快推进电力现货市场建设工作的通知，指出支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区（广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）原则上2023年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）原则上在2023年6月底前启动现货市场试运行。其他地区尽快开展现货市场建设工作。2023年6月底，省间现货交易启动试运行。2023年5月25日，北京电力交易中心发布关于印发北京电力交易中心绿色电力交易实施细则的通知，参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价

16、附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数,不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。点评:推动全国统一电力市场体系的建设有助于解决目前电力市场存在的体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，有利于构建适合我国能源资源禀赋和新能源发展的电力市场体系。绿电交易不仅仅是原有中长期电力交易的扩展，更是我国电力市场一项重大的机制创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，实现发用两侧共赢的目标。关键词2:现代能源体系2023年3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发“十四五”现代能源