【能源观察家】市场化推进与规模扩张下的风光发电行业

熠熠全球能源观察

2周前

根据国家发改委发布的新管理办法，2021年后新备案的风光发电项目不再给予中央财政补贴，实行平价上网政策；而自2024年4月起，电网企业无需再全额收购可再生能源电量，对于非保障性收购发电量，实行市场化方式交易。

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文：rating狗

摘要

行业现状：

新能源发电机组规模快速扩张，截至2024年6月末，风电光伏机组合计占比达40.33%。我国风光资源分布与电力需求存在错配现象，三北地区风光资源丰厚，但受制于电网配套建设不足，区域面临较大的电力消纳问题，且短期内较难缓解。从实际发电量来看，因自然条件限制及存在消纳压力，风电光伏机组平均利用小时数较低，传统火电、水电仍为我国发电主力，二者发电量合计占比超85%。

根据国家发改委发布的新管理办法，2021年后新备案的风光发电项目不再给予中央财政补贴，实行平价上网政策；而自2024年4月起，电网企业无需再全额收购可再生能源电量，对于非保障性收购发电量，实行市场化方式交易。整体来看，在“2030年新能源全面参与市场交易”的总体目标下，新能源发电行业市场化发展趋势显著，业内企业未来将自行承担经营盈亏，需关注行业底部出清风险。

截至2024年8月中旬，新能源发电行业共有33个存续债主体，合计债券余额4,749.09亿元，其中国电投集团为存续债余额最高的主体（ 2,452.88 亿元），其余主体多分布于YY评级4~5之间，主要为国央企，尾部存在个别民企，YY评级在7左右。

主体经营方面：

1）从装机规模来看，风光发电行业呈现头部竞争和长尾效应共存现象，“五大六小”等大型发电企业为行业重要参与者，规模较大，项目分布于全国；地方国企则在自身所属区域内布局，单体规模不大，但企业数量较多，为区域内风光发电项目的重要补充者。2）从规模增速来看，行业绝大多数的发债主体近年均在大力推进风光发电机组建设工作，2023年发债主体的风光装机容量平均增速约为30%，且目前项目储备充裕，预计未来仍将保持较高增速。3）电价方面，风光发电平均上网电价约在0.5元/千瓦时左右，受平价上网项目规模持续扩大影响，2023年风光发电量上网电价普遍小幅下降，其中东部沿海地区的机组距离用电负荷中心较近，区域消纳能力强，电价相对较高，如广东省风力发电有限公司的机组分布于广东省内，整体上网电价高于全国平均水平（0.68元/千瓦时）。

财务方面：

新能源电企盈利能力较强，毛利率约在50%~60%之间，净利率约在20%~35%之间；受补贴款发放滞后影响，主体获现能力较弱，且由于行业正处于快速扩张阶段，多数主体拟在建项目规模大，经营活动现金净流入无法覆盖大额的投资支出，对外部融资依赖度高。电力行业本就具有高负债特性（风光发电存续主体平均负债率约为70%），现阶段行业主体偿债指标表现较弱，多通过滚动方式实现债务接续，考虑业内主体多为央国企，融资渠道通畅，整体信用资质较好。但对于部分债务压力较大或债务增速过高，以及盈利水平偏弱或获现能力较低的主体，如新华水力发电、广东省风力发电、北京能源国际等，仍需重点关注其利润水平、现金流表现以及偿债指标等方面的边际变化，分析其债务偿还或滚续能力。

估值方面，在资产荒行情下，新能源发电主体的存续债估值基本在2.0%~2.5%之间，通过信用下沉或拉久期可获得个别2.5%以上估值的债券，但整体来看，各久期间利差不大，约在20bp~40bp之间。

1. 风电发电行业现状

1.1 装机容量快速提升，消纳压力亦随之增大

1.2 “不保价、不保量”，各地差异化推进新能源电力市场交易建设

2. 风光发电主体

2.1经营分析：头部竞争和长尾效应共存，上网电价普遍小幅下降

2.2 财务分析：主体盈利能力较强，负债率高，债务需依靠滚续维持

3. 行业展望

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