2024年信用展望：電力生產(chǎn)行業(yè)-新能源挑戰(zhàn)浮現(xiàn)基礎電源利好落地

惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)惠譽博華

2024

年信用展望：電力生產(chǎn)行業(yè)新能源挑戰(zhàn)浮現(xiàn)，基礎電源利好落地低碳愿景下，中國電力部門的核心矛盾已由電源結(jié)構(gòu)綠度不足轉(zhuǎn)為基礎電源充裕度不足新能源電力的歷史性擴裝使得其在電源結(jié)構(gòu)中的份額一路攀升，而火電仍是年度電力增量供給的中堅力量。與風電、光伏風馳電掣的容量增長相偏離的電量增長意味著中國電力部門的核心矛盾已由電源結(jié)構(gòu)綠度不足轉(zhuǎn)為基礎電源充裕度不足。“十四五”以來，中國電力生產(chǎn)部門最為顯著的發(fā)展特征是以風電、光伏為代表的新能源裝機規(guī)模突飛猛進，這得益于中國政府于2020

年

9

月至

2021

年

3

月宣誓的“碳達峰、碳中和”愿景與“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的轉(zhuǎn)型構(gòu)想。2021~2023

年，中國年均新增風電裝機

5,362

萬千瓦，較“十三五”期間年均增量3,142

萬千瓦增長

70.7%。

2021~2023

年，中國年均新增光伏裝機11,945

萬千瓦，較“十三五”期間年均增量

4,148

萬千瓦增長188.0%。其中，2023

年光伏裝機在以硅料為代表的產(chǎn)業(yè)鏈價格俯沖探底與整縣分布式光伏全面推進的共同刺激下實現(xiàn)逾

21,000

萬千瓦的歷史性增長是達成這一靚麗年均漲幅的重要推手。集中式風光大基地快速推進使得新增電源容量與外送能力間的缺口日益凸顯，部分省區(qū)棄風（光）率有所抬頭預示新能源電力消納挑戰(zhàn)加劇，而分布式光伏也面臨與集中式電站相同的并網(wǎng)困局，絕大多數(shù)評估試點區(qū)域分布式光伏消納情況堪憂。與此同時，市場化交易比重不斷擴大使得存在時間錯配缺陷的新能源電力多以低價成交，電廠盈利能力可能面臨回撤?；谠醋噪娏颗c電價的雙重挑戰(zhàn)，惠譽博華對2024年中國新能源電力行業(yè)展望為“高景氣負面”。風電、光伏的歷史性擴裝使得其在（主要）電源結(jié)構(gòu)中的份額一路攀升。截至

2023

年末，中國風電、光伏累計裝機比重各達

15.1%、20.9%，較

2020

年末分別提升

2.3、9.4

個百分點。光伏與風電已分別躍升為僅次于火電的中國第二大與第三大電源類型。這既與新能源電力高速擴容的路徑相互呼應，又折射出中國基礎電源裝機增長（較新能源）大為遜色的現(xiàn)狀。由于水電經(jīng)濟可開發(fā)資源逐步減少、核電于

2016~2018

年進入核準空窗期、“十二五”期間火電供給過剩而效率降低，2016~2020

年中國基礎電源建設投資完成額長期陷入負增長區(qū)間，這一效應持續(xù)積累使得基礎電源不斷將容量份額讓位于新能源電力。低碳轉(zhuǎn)型愿景下，基礎電源建設明顯提速是保障電力系統(tǒng)運行安全可靠并換取更多新能源電量并網(wǎng)空間的必然選擇。容量電價使得煤（火）電企業(yè)可獲得穩(wěn)定且可預測的回報；能量電價在電力供需基本面與燃煤價格走低共同影響下將有所回調(diào)；成本共擔與調(diào)動所有市場參與主體的靈活性資源是電力輔助服務市場的發(fā)展方向?；葑u博華對2024年以火電為代表的中國基礎電源行業(yè)展望為“中景氣穩(wěn)定”。惠譽博華基礎電源基本建設投資完成額（%）火電:累計同比水電:累計同比核電:累計同比15010050分析師唐大千

，

CPA，CFA+86(10)56633873darius.tang@0王興萍，

CPA+86(10)56633871xingping.wang@-50-100Feb-13

Feb-14

Feb-15

Feb-16

Feb-17

Feb-18

Feb-19

Feb-20

Feb-21

Feb-22

Feb-23來源：Wind，惠譽博華媒體聯(lián)系人然而，相較容量此消彼長，新能源對基礎電源的電量替代效應卻不甚明顯。即使比重略有回落，火電仍為中國電力市場支柱電量提供者，2023

年，火電在（主要）電源類型中的電量份額仍達

69.9%，較“十三五”末的

71.2%僅微降

1.3

個百分點。同期，風電與光伏電量份額分別為

9.1%、3.3%，比重較“十三五”末各提升

3.5、1.4

個百分點。這一非對稱替代效應在新增電量結(jié)構(gòu)中得以更為明確的體現(xiàn)?！笆奈濉币詠?，除

2022

年火電在以高煤價為代表的李林+86(10)59570964jack.li@年度展望

│

6February20241惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)主要電源類型新增裝機容量（萬千瓦）主要電源類型累計裝機容量（萬千瓦）火電4000035000300002500020000150001000050000水電核電風電太陽能火電水電核電風電太陽能3000002500002000001500001000005000002013201420152016201720182019202020212022202320132014201520162017201820192020202120222023來源：Wind，惠譽博華來源：Wind，惠譽博華主要電源類型新增發(fā)電量（億千瓦時）主要電源類型累計發(fā)電量（億千瓦時）火電水電核電風電太陽能火電水電核電風電太陽能800010000070006000500040003000200010000800006000040000200000-10002013201420152016201720182019202020212022202320132014201520162017201820192020202120222023注：依國家統(tǒng)計局口徑，太陽能發(fā)電量自2016年起開始統(tǒng)計，增量自2017年開始計算。來源：

Wind，惠譽博華注：依國家統(tǒng)計局口徑，太陽能發(fā)電量自2016年起開始統(tǒng)計。來源：

Wind，惠譽博華不利因素打擊下新增電量不及新能源外，2021

與

2023年，火電在（主要）電源類型中的新增電量份額各達

70.5%、72.8%，成為年度電力增量供給的中堅力量。與新能源（特別是光伏）風馳電掣的容量增長相偏離的新能源電量增長是中國電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型所面臨的重要挑戰(zhàn)之一。低碳愿景下，電力部門的核心矛盾已由電源結(jié)構(gòu)綠度不足轉(zhuǎn)為基礎電源充裕度不足，該趨勢與可能的應對措施將對2024~2025

年乃至日后更長時間的中國電力行業(yè)與企業(yè)的經(jīng)營及信用產(chǎn)生持續(xù)影響。為充分汲取風光資源稟賦并開拓沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷區(qū)等區(qū)域的潛在價值，集中式風光大基地項目多處于遠離負荷中心的內(nèi)蒙古、青海、甘肅等西北省份，這意味著需要構(gòu)建完備且充足的特高壓外送通道以滿足新能源電力的消納需求。合計

455GW

的規(guī)劃容量中外送規(guī)模高達

315GW（或近

70%）印證了這一需求。然而，中國特高壓送電線路的建設速度已難以追逐迅猛的新能源并網(wǎng)訴求。自

2022

年

4

月以來，電網(wǎng)基本建設投資完成額（累計）同比增速持續(xù)跑輸電源基本建設，2023

年這一增長差距已擴大至近

25

個百分點，即電源基本建設投資完成額（主要為新能源）同比增長30.1%，而電網(wǎng)基本建設投資完成額僅實現(xiàn)

5.4%的增長。電量并網(wǎng)難度漸大，電價走勢趨降，對新能源電力行業(yè)授予“高景氣負面”展望中國電源與電網(wǎng)基本建設投資完成額累計同比變動（%）電網(wǎng)電源集中式風光大基地快速推進使得新增電源容量與外送能力間的缺口日益凸顯，部分省區(qū)棄風（光）率有所抬頭，預示電力消納挑戰(zhàn)加礎電源充裕度不足導致波動性大、逆調(diào)峰特征明顯的新能源電力無法獲得足量的并網(wǎng)機會，這既與“十三五”期間以火電為代表的、提供壓艙電量的基礎電源投資低迷息息相關(guān)，又是風電、光伏等新能源裝機井噴式增長的直接結(jié)果。中國正在以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為依托推進風光大基地項目，快速搭建大型集中式風光電站集群。“十四五”期間擬完成新建

200GW

風光電站，其中外送

150GW；“十五五”期間再投產(chǎn)

255GW

風光項目，其中外送

165GW。截至

2023

年

11

月末，第一批

97.05GW風光大基地項目已全部開工并實現(xiàn)并網(wǎng)

45.16GW，第二批、第三批已核準超過

50GW，正在陸續(xù)開工建設。6040200-20-40-60Feb-20Aug-20Feb-21Aug-21Feb-22Aug-22Feb-23Aug-23來源：Wind，惠譽博華與此同時，國家電網(wǎng)公司的規(guī)劃亦折射出惠譽博華對于特高壓外送能力可能難以滿足風光大基地急劇增長的并網(wǎng)需求的擔憂。根據(jù)國家電網(wǎng)公司于

2021

年發(fā)布的《“碳達峰、碳中和”行動方案》，“十四五”期間，國家電網(wǎng)所轄區(qū)域規(guī)劃建設“24

交

14

直”特高年度展望

│

6February20242惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)壓工程。至2025年，經(jīng)營區(qū)跨省跨區(qū)輸電能力將達到3.0億千瓦，輸送清潔能源占比

50%。至

2030

年，經(jīng)營區(qū)跨省跨區(qū)輸電能力將提升至

3.5

億千瓦，但這相較于

455GW（4.55

億千瓦）的風光大基地規(guī)劃容量仍存在約

1.1

億千瓦的缺口。況且域內(nèi)其他電源亦將投資以疏解與日俱增的新能源電力消納壓力，特別是在電網(wǎng)建設周期明顯長于電源且其滯后性業(yè)已顯露的當下。分布式光伏面臨與集中式電站相同的并網(wǎng)困局擠占部分輸電能力，風光基地內(nèi)機組的電力外送缺口或?qū)⒏鼮辇嫶蟆?/p>

與受外送通道資源瓶頸限制的集中式電站不同，分布式光伏電站緊鄰負荷，便于電力自發(fā)自用并余電上網(wǎng)。然而，分布式光伏的并網(wǎng)狀況依舊不容樂觀。這一方面是由于分布式光伏布局分散且運行工實際上，日益增大的新能源電力外送缺口所導致的負面效應已初露端倪。2023

年

1~11

月，部分省份棄風率與棄光率較

2022

年有所況多樣，加大了局域電網(wǎng)的調(diào)配難度，另一方面則與其激增的容量抬頭，特別是新能源容量份額排名居前的省區(qū)，這一現(xiàn)象更為顯著。息息相關(guān)。2021

年，國家能源局全面啟動整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)建設工作并將各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）及新疆生產(chǎn)建河南、寧夏、湖北（2023

年

1~11

月，下同）棄風率（較

2022

年，下同）分別增長

1.3、0.7、0.7

個百分點，甘肅、西藏、湖北、河設兵團所報送的

676

個縣（市、區(qū)）全部列為屋頂分布式光伏開發(fā)南、吉林棄光率分別增長

1.9、1.7、1.6、1.3、1.0

個百分點。各省試點。試點鋪開引領(lǐng)分布式光伏裝機容量不斷攀升，2023

年前三區(qū)棄光率增長幅度普遍高于棄風率與

2023

年光伏實現(xiàn)

21,602萬千季度，中國新增光伏裝機

12,894

萬千瓦，其中分布式光伏裝機瓦的增量裝機密切相關(guān)，這一歷史性增幅已超越了

2020~2022

年中國新增光伏裝機的合計值，而這恰是未來數(shù)年新能源電力所面臨6,714

萬千瓦，新增容量比重高達

52.1%，其已占據(jù)光伏電站擴容的半壁江山。消納挑戰(zhàn)的預兆。因此，惠譽博華預計中國將加快推動規(guī)劃外電網(wǎng)激增的容量使分布式光伏面臨與集中式電站相同的消納窘境。2023年

6

月，國家能源局綜合司印發(fā)《開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力各省新能源電源累計容量份額（2022，%）與棄風（光）率變動（個百分點）水電火電及提升措施評估試點工作的通知》（國能綜通新能〔2023〕74號），選擇山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建

6

個試點省份，每個省選取

5~10

個試點縣（市）開展試點評估工作。結(jié)果顯示，除浙江外，其余

5

個省份（試點）縣（市、區(qū)）分布式光伏消納情況堪憂。其中，分布式裝機規(guī)模最大的山東省

10

個試點縣（市、區(qū)）中

9

個接網(wǎng)困難，全省

136

個縣（市、區(qū)）中近

40%低壓配網(wǎng)接網(wǎng)受限。河南近

50%的縣（市、區(qū)）分布式光伏（承載力）評估結(jié)果為紅色，廣東、福建也存在大面積無可接網(wǎng)容量的縣（市、區(qū)），其余有接網(wǎng)容量的縣（市、區(qū)）剩余容量亦相當緊張。分布式光伏電站所面臨的并網(wǎng)困局可見一斑。以風電、光伏為主的新能源棄光率變動（2023.1~11月-2022全年，右軸）100棄風率變動（2023.1~11月-2022全年，右軸）2.590807060504030201002.01.51.00.50.0-0.5-1.0-1.5-2.0-2.5青海河北甘肅寧夏吉林遼寧山東內(nèi)

西蒙

藏古河南新疆黑龍江江

山蘇

西陜西浙江江西海南福建安徽湖南廣西廣東貴州湖北天

云津

南上海重慶北京四川來源：Wind，全國新能源消納監(jiān)測預警中心，惠譽博華試點省份分布式光伏接入電網(wǎng)承載力評估結(jié)果試點省份試點省份評估范圍評估結(jié)果1.接網(wǎng)消納困難的縣（市、區(qū)）：37

個縣（市、區(qū)），其中包括（除德州市齊河縣外）10

個試點縣中的

9

個。2.低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級

：全省

136

個縣（市、區(qū)）1山東53

個縣（市、區(qū)）低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級為受限，43

個縣（市、區(qū)）為一般，其余

40

個縣（市、區(qū)）為良好。281個，黃色級區(qū)域

個，綠色級區(qū)域

個。395黑龍江河南全省

125

個縣（市、區(qū)）紅色級

區(qū)域基于河南省分布式光伏承載力與可開放容量發(fā)布平臺，近

50%的縣（市、區(qū)）為紅色級區(qū)域，近

30%的縣（市、區(qū)）為黃色級區(qū)域，近

20%的縣（市、區(qū)）為綠色級區(qū)域。1.接網(wǎng)消納困難的縣（市、區(qū)）：無。2.低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級：一般

1個，受限

0

個。1.接網(wǎng)消納困難的縣（市、區(qū)）：11

個縣（市、區(qū)）已無可接網(wǎng)容量，13

個縣（市、區(qū)）可接網(wǎng)容量小于

50MW。2.低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級：所有縣（市、區(qū)）低壓配電網(wǎng)承載能力接網(wǎng)預警等級均為良好。4

個縣（市、區(qū)）無可新增開放容量，剩余

6

個縣（市、區(qū)）可新增開放容量介于14.80MW~734.15MW

之間，中位數(shù)為

45.37W，均值為

163.75MW。全省縣（市、區(qū)）浙江廣東福建9

個試點縣（市、區(qū)）全省縣（市、區(qū)）10

個試點縣（市、區(qū)）注：1.根據(jù)《分布式電源接入電網(wǎng)承載力評估導則》（DL/T2041-2019，簡稱《導則》），低壓配網(wǎng)分布式光伏接網(wǎng)預警等級分為“良好”（30%以下臺區(qū)按照《導則》要求為黃色、紅色級）、“一般”（30%~80%臺區(qū)按照《導則》要求為黃色、紅色級）與“受限”（80%以上的臺區(qū)按照《導則》要求為黃色、紅色級）3

個等級。2.紅色級區(qū)域

。分布式電源接網(wǎng)消納困難

，在電網(wǎng)承載能力未得到有效改善前

，暫停分布式電源項目備案

，暫停新增分布式電源項目接入。黃色級區(qū)域。分布式電源接網(wǎng)消納有限

，新增分布式光伏備案前應與當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)溝通

，配電網(wǎng)反送潮流超過設備限額

80%地區(qū)

，暫停新增分布式電源項目接入；配電網(wǎng)反送潮流不超過設備限額

80%地區(qū)

，確需接入的項目

，應開展專項分析。綠色級區(qū)域

。按照分布式電源可接網(wǎng)容量

，有序推動分布式電源備案建設。來源：各省能源局，各省發(fā)展與改革委，惠譽博華年度展望

│

6February20243惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)市場化交易比重不斷擴大使得存在時間錯配缺陷的新能源電力多以低價成交，電廠盈利能力將面臨回撤且新能源占比較高省份的現(xiàn)貨交易數(shù)據(jù)顯示，除蒙西外，山西、山東、甘肅新能源年度現(xiàn)貨均價均不及當?shù)厝济喊l(fā)電基準價，且光伏現(xiàn)貨價格（包括蒙西）不及風電現(xiàn)貨。以差距最為明顯的山東為例，2023

年山東光伏與風電現(xiàn)貨交易均價各為

216.57

元/MWh、287.83

元/MWh，較區(qū)域燃煤發(fā)電基準分別下浮

45.2%、27.1%。新能源電力所面臨的另一大挑戰(zhàn)是在電改不斷深入背景下，因市場化交易權(quán)重增加而引發(fā)的上網(wǎng)電價下降。2023

年，中國電力市場化交易電量達

5.7

萬億千瓦時，同比增長

7.9%，占全社會用電量比重已從

2016

年的不足

17%躍升至

61.4%。同期，中國新能源電力市場化交易電量錄得

6,845

億千瓦時，占新能源年度發(fā)電量的47.3%。加大風力、光伏電量市場化參與規(guī)模已是大勢所趨。2024年

1

月，國家能源局發(fā)布《2024

年能源監(jiān)管工作要點》（國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕4

號），要求有序推進新能源參與市場交易，并加強市場機制創(chuàng)新，逐步擴大新能源市場化交易比例。已長周期運行且新能源占比較高省份電力現(xiàn)貨市場價格年度均價-光伏（元/MWH）

年度均價-風電（元/MWH）

燃煤發(fā)電基準（元/MWH）5004003002001000然而，新能源電力在參與市場化交易過程中，其價格形成可能更多反映其與負荷端的時間錯配成本而非綠色價值溢價。國家發(fā)改委、國家能源局于

2023年

12

月聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于做好

2024

年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》強化了這一預期。2024

年，占中國電力市場化交易比重近

90%的中長期合約模式將面臨優(yōu)化，交易將更加強調(diào)時段劃分特征并優(yōu)化時段劃分方式，可按需增加劃分尖峰、深谷時段，并與當?shù)胤謺r電價緊密銜接?；葑u博華繪制了居于中國用電量排名前列的耗電大省分時電價與典型風電、光伏日間出力的匹配關(guān)系。結(jié)果顯示，新能源高發(fā)時段，如風電晚

9

時至次日早6

時，光伏早10

時至午后3

時，所對應電價多為低谷價或平價，而高峰與尖峰價集中的晚

5

時至

9

時，新能源出力反而不佳。山西山東甘肅蒙西基于1.由源于

甘自肅河電東量、河與西

兩電市場價新能的源裝雙機容重量

相挑差

較戰(zhàn)大

，，甘肅惠價譽格=河博西價華格*對中+河國新能源電力90%東價格*10%。2.蒙西按照市場統(tǒng)一實時價格計算，未區(qū)分呼包東、呼包西兩價區(qū)。注：行業(yè)展望為“高景氣負面”來源：Lambda，惠譽博華惠譽博華認為，新能源電力生產(chǎn)部門將逐步面臨電量上網(wǎng)（消納）難度加大與交易價格漸趨下行的雙重挑戰(zhàn)。其中，源自電價的威脅相對較小。一是由于擁有大量帶補貼存量電站，中國新能源電廠參與市場化交易活躍度較低。國家能源局公布的

2023

年境內(nèi)新能源電力市場化交易比重為47.3%，低于全電源市場化交易比重近14個百分點。部分已披露交易數(shù)據(jù)的上市公司與惠譽博華所監(jiān)測的發(fā)債企業(yè)（涵蓋

61

家以電力生產(chǎn)為主業(yè)且數(shù)據(jù)披露相對完整的發(fā)債主體，其中火電企業(yè)

37

家，水電企業(yè)

8

家，核電企業(yè)

1

家，風電企新能源電力在中長期交易中多以低于火電價格的低價成交使得電廠盈利能力面臨回撤，這在占市場化交易規(guī)模

10%的現(xiàn)貨合約中得以更為直接的反映：現(xiàn)貨價格受即時供需關(guān)系影響更大，在負荷偏低且光伏大發(fā)的午間，電力現(xiàn)貨價格極低且可能轉(zhuǎn)負。已長周期運行部分用電大省分時電價與新能源高發(fā)時段匹配表（2024）深谷

低谷

平段

高峰

尖峰省份廣東月份/類型7~9月0~1

1~2

2~3

3~4

4~5

5~6

6~7

7~8

8~9

9~10

10~11

11~12

12~13

13~14

14~15

15~16

16~17

17~18

18~19

19~20

20~21

21~22

22~23

23~24其他月份≥100kVA，單一制/兩部制≥315kVA，7~8月≥315kVA，1、12月1、2、12月3~5月江蘇山東6~8月9~11月大工業(yè)1、7、8、12月大工業(yè)浙江冀北河南一般工商業(yè)6~8月11~12月、1月其他月份1、12月7、8月其他月份7月1、11、12月5、6、8月其他月份7、8月新疆四川1、12月其他月份7、8月安徽福建其他月份7-9月其他月份注：1.表頭數(shù)字代表全天

24

小時分時時段。2.橙色虛線區(qū)域，即晚間

9

時至次日早

6

時，系風電高發(fā)時段；紫色虛線區(qū)域，即上午

10時至午后

3

時，系光伏高發(fā)時段。高發(fā)時段因地理位置、資源稟賦、氣象條件而異，圖中所示高發(fā)時段僅具有統(tǒng)計學意義，不同地區(qū)或同一地區(qū)不同自然日新能源高發(fā)時段可能存在較大差異。來源：各省能源局，各省發(fā)展與改革委，公開資料，惠譽博華年度展望

│

6February20244惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)業(yè)

3

家，光伏企業(yè)

1

家，生物質(zhì)企業(yè)

1

家，綜合新能源企業(yè)

3

家，多元化電源企業(yè)

7

家，下同）新能源電力交易特征相仿。考察期間內(nèi)，所選新能源樣本企業(yè)市場化交易電量比重均值為

42.7%，遠低于（下圖）火電樣本的

88.4%。窘境。特別是在經(jīng)歷

2021

年大范圍拉閘限電進而沖擊工業(yè)生產(chǎn)與居民生活后，這一任務的執(zhí)行變得更為緊迫。其中，火電機組得益于其免受自然條件（如來水規(guī)模）限制與（相對核電）安全成熟的技術(shù)優(yōu)勢，成為監(jiān)管部門最為青睞的擴容對象。2022

年，中國煤電核準規(guī)模高達

9,072

萬千瓦，超越

2018~2021

年核準規(guī)?？偤停?,278

萬千瓦）。2023

年上半年，另有

5,040

萬千瓦煤電項目通過核準，規(guī)模已達

2022

年核準高峰的

55.6%，全年煤電核準量料將維持歷史高位。若參考更為高頻的月度數(shù)據(jù)，自

2022

年

8

月以來，煤電核準與新開工規(guī)模趨勢性加快，這與各省試圖加速基礎電源的核準、建設與投運的努力高度一致。部分電力企業(yè)市場化交易電量比例120%100%80%60%40%20%0%煤電歷年核準容量（GW）20172018新

金

新

河能

開

能

北太陽綠

新

能

三

電

龍

新

浙

新

嘉

風

節(jié)

華

內(nèi)

電

京

集

廣

國

華

發(fā)

大能

天

源

峽

力

源

能

江

能

澤

電

能

電

蒙

力

能

團

發(fā)

際

電

電

唐企業(yè)均值業(yè)

電均

力值

企能新能源2019注：1.龍源電力、新天綠能、節(jié)能風電、內(nèi)蒙華電數(shù)據(jù)期間為2023年前三季度，嘉澤新能數(shù)據(jù)期間為2023上半年，新能源企業(yè)與電力企業(yè)均值數(shù)據(jù)期間為2023年，其余企業(yè)數(shù)據(jù)期間為2022年。

2.電力企業(yè)均值系占社會用電量比例口徑。20202021來源：各公司年報，國家能源局，公開資料，惠譽博華2022二是當前新能源電力企業(yè)盈利水平明顯強于傳統(tǒng)火電。2022

年與2023

上半年，監(jiān)測新能源企業(yè)毛利率普遍高于

50%，均值分別為47.1%、50.5%，而火電企業(yè)同期毛利率均值分別為

6.8%、11.6%，全部監(jiān)測企業(yè)均值為

19.5%、23.1%。新能源電力企業(yè)（相對其他電源）強勁的盈利表現(xiàn)使得其具備足夠的緩沖墊以抵御電價下行對其盈利與信用帶來的負面影響。然而，電量上網(wǎng)挑戰(zhàn)對風光電站沖擊明顯更大，特別是在特高壓輸電通道建設，火電靈活性改造與輔助服務補償優(yōu)化無法一蹴而就、抽水蓄能電站增量有限、儲能成本高企且難以響應日以上級別電力調(diào)峰需求的綜合情境下。雖然電站（特別是集中式電站）投資方多為大型電力企業(yè)集團，其擁有強大的政府/股東支持以使其主體信用質(zhì)量于短期內(nèi)無走弱風險，但投資電站并網(wǎng)難必將導致大額折舊缺乏收入端支撐進而引發(fā)盈利水平下降與獨立信用狀況弱化，這對于中小型電站投資運營商尤為如此。因此，基于對電量與電價方面的雙重考量，惠譽博華對中國新能源電力行業(yè)展望為“高景氣負面”

。2023H10102030405060708090100來源：各省級發(fā)展改革委，投資項目在線審批監(jiān)管平臺，生態(tài)環(huán)境廳項目環(huán)境評價報告，綠色和平，公開資料，惠譽博華煤電月度核準規(guī)模（GW)25煤電月度新開工規(guī)模（GW)20181614121082015105642002022/01

2022/06

2022/11

2023/04

2023/092022/01

2022/06

2022/11

2023/04

2023/09注：因數(shù)據(jù)來源不同，月度加總與上圖年度核準量存在差異。惠譽博華監(jiān)測電力發(fā)債企業(yè)毛利率（%）來源：電力圈，北極星電力網(wǎng)，北極星火力發(fā)電網(wǎng)，公開資料，惠譽博華202270.02023H1除火電外，同樣可提供支撐性電量的水電與核電，其建設進程也快馬加鞭?；趪夷茉淳峙叮刂?/p>

2022

年

6

月末，中國水電裝機較

2020

年末增長

2,000

萬千瓦，“十四五”期間新增

4,000

萬千瓦的目標已完成近

50%。相較

2013~2018

年僅核準

8

臺核電機組，中國于

2019~2023

年已核準

18

個核電項目，合計

35

臺核電機組，其中

2022

與

2023

年核電機組核準數(shù)量均達

10

臺?；葑u博華預期，隨著基礎電源建設提速，2024~2025

年新能源電力將向基礎電源“拱手相讓”部分新增容量份額。然而，基礎電源建設提速并非試圖加大其電量比重，反而是為更多新能源機組在電力系統(tǒng)穩(wěn)定、安全運行前提下實現(xiàn)并網(wǎng)創(chuàng)造更大空間，這是中國電力部門實現(xiàn)低碳發(fā)展的必然選擇。60.050.040.030.020.010.00.0能

三

福

華

風

廣

力

廣

新

河

新

大

華

內(nèi)

發(fā)

國

電

山

電

長

電

國

電

甘

能

湖

均

火

業(yè)

監(jiān)源

峽

瑞

電

電

核

開

東

能

北

疆

唐

電

蒙

展

電

力

西

力

江

投

家

投

肅

源

北

值

電

均

測發(fā)

電值

企注：橙色、黃色、紫色、紅色、藍色、淺灰色分別代表綜合新能源、風電、光伏、火電、水電、綜合電力企業(yè)。來源：Wind，惠譽博華新型電力系統(tǒng)中的煤電盈利邏輯將由對外售電“獨挑大梁”向容量電價、能量電價、輔助服務補償“三足鼎立”轉(zhuǎn)變建設提速與煤電盈利邏輯轉(zhuǎn)變支持惠譽博華賦予基礎電源“中景氣穩(wěn)定”展望新型電力系統(tǒng)要求基礎電源的角色從提供支撐性電量向提供靈活性資源轉(zhuǎn)變，以解決風光機組高峰出力不足、低峰消納困難、功率難以預測的矛盾。然而，隨著角色轉(zhuǎn)變與建設提速，基礎電源（特別是煤電）的利用小時數(shù)必將趨勢性下滑，進而影響電站的盈利與信用。因此，低碳轉(zhuǎn)型下基礎電源的定價邏輯將發(fā)生根本性改變。煤電成本回收與運營收益將由對外售電“獨挑大梁”向“三足鼎立”低碳轉(zhuǎn)型愿景下，基礎電源建設明顯提速是保障電力系統(tǒng)運行安全可靠并換取更多新能源電量并網(wǎng)空間的必然選擇為實現(xiàn)構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)目標，中國已再度加快可作為靈活性資源的基礎電源建設，以期緩和調(diào)峰資源愈發(fā)稀缺的年度展望

│

6February20245惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)轉(zhuǎn)變，即容量電價負責回收機組折舊與相關(guān)財務支出、能量電價對沖以燃料為核心的運營成本、輔助服務補償覆蓋因主動調(diào)整出力而引發(fā)的各種損耗。這一實質(zhì)性變化使得煤電運營的業(yè)績歸因更為明確，有利于疏解燃煤價格波動向下游傳導不暢的長期癥結(jié)與機組利用效率持續(xù)滑落的隱憂，使得以煤電為代表的基礎電源信用特征進一步向公用事業(yè)屬性靠攏。當前的基本面支持惠譽博華對基礎電源“中景氣穩(wěn)定”的展望觀點。調(diào)節(jié)責任較重而利用小時數(shù)損失較大，可給予更多容量補償：2024~2025

年容量電價為

165

元/KW·年，2026

年后為

231

元/KW·年，其余省份

2024~2025

年容量電價為

100

元/KW·年，2026

年后為

165

元/KW·年。若基于過去三年火電利用小時數(shù)均值將容量電價補償折算為度電收入，絕大多數(shù)省份

2024~2025

年折算結(jié)果居于

2

分/千瓦時~3

分/千瓦時之間，2026

年后折算結(jié)果居于

3

分/千瓦時

~5

分/千瓦時之間。七大優(yōu)惠省市折算結(jié)果則更具優(yōu)勢：2024~2025

年多高于

4

分/千瓦時，而

2026

年后多高于6

分/千瓦時。容量電價的引入有助于煤（火）電企業(yè)獲得穩(wěn)定且可預測的回報，并為其盈利提升奠定基礎向提供有效容量的主體支付對價奠定了火電企業(yè)盈利提升的基礎?；葑u博華基于企業(yè)煤電裝機容量、電廠區(qū)位與

Wind

一致性盈利預測進行推算，結(jié)果顯示在其他條件不變情況下，容量電價的執(zhí)行使得擁有煤電機組的電廠盈利規(guī)模得以增厚，折算的容量利潤占2023

年凈利潤一致性預測的比重多高于

20%，即企業(yè)可額外獲得兩成的盈利空間。其中，不乏比重高于

50%甚至

100%的發(fā)電主體（如建投能源、京能電力等），這些企業(yè)多為電源結(jié)構(gòu)中煤電容量份額甚高或全部機組均為煤電的典型火電公司。2023

年

11

月，國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501

號，以下簡稱“通知”），提出合規(guī)在運的公用煤電機組自

2024

年

1

月

1

日起按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定煤電容量電價。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦

330

元；通過容量電價回收的固定成本比例，2024～2025

年多數(shù)地方為

30%左右，部分煤電功能轉(zhuǎn)型較快的地方為

50%左右。自

2026

年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于

50%。能量電價在電力供需基本面與燃煤價格的共同影響下將有所回調(diào)，但容量電價與燃料成本削減將支撐火電企業(yè)盈利容量電價的引入將使得以煤電為代表的火電企業(yè)獲得穩(wěn)定且可預測的收益，無論其上網(wǎng)電量與能量電價如何變化?；谕ㄖ螅?/p>

云南、河南、廣西、青海、湖南、四川、重慶等省市煤電承擔靈活性隨著電力市場化改革不斷深入，燃煤發(fā)電電量原則上已全部進入電力市場，其電能量價格的形成受電力供需關(guān)系與燃煤價格等多重因自

2024

年初執(zhí)行的各省煤電容量電價與折算度電收入容

量

電

價（

元

/KW·年

）折

算

度

電

收

入（

分

/千

瓦

時

）容

量

電

價（

元

/KW·年

）折

算

度

電

收

入（

分

/千

瓦

時

）火

電

利

用

小時

數(shù)

均

值火

電

利

用

小時

數(shù)

均

值省

份省

份（

2020~2022，

h）（

2020~2022，

h）2024~2025年2026年

后2024~2025年2026年

后2024~2025年2026年

后2024~2025年2026年

后云南河南廣西青海湖南四川重慶黑龍江遼寧吉林上海天津海南貴州北京1651651651651651651651001001001001001001001002312312312312312312311651651651651651651651652859341043663430409438424203359437133699366338754073399638795.774.843.784.814.034.293.932.782.692.702.732.582.462.502.588.086.775.296.735.646.015.504.594.444.464.504.264.054.134.25廣東河北福建山東江蘇山西湖北浙江陜西江西安徽寧夏內(nèi)蒙古甘肅新疆1001001001001001001001001001001001001001001001651651651651651651651651651651651651651651654252428746194448444044194291445645315049473746194972486751412.352.332.162.252.252.262.332.242.211.982.112.162.012.051.953.883.853.573.713.723.733.853.703.643.273.483.573.323.393.21來源：國家發(fā)展與改革委，國家能源局，惠譽博華執(zhí)行容量電價對電力生產(chǎn)企業(yè)盈利增厚測算表2022煤電裝機容量（萬千瓦）2022煤電利用小時數(shù)（h）容量電價（元/KW·年）折算度電容量電價（分/千瓦時）折算容量利潤（億元）Wind一致凈利潤（2023，億元）占一致凈利潤比重（%）公司簡稱粵電力A20558924110484542064421422847325410450846295197507749535335426242251001001001001001001001001001001001001001001002.432.062.382.262.372.111.852.222.161.921.972.021.872.352.3713.645.9224.4813.943.4155.742.5178.315.545.031.027.152.6108.529.828.150.719.411.790.4皖能電力建投能源湖北能源華能國際上海電力浙能電力華電國際京能電力國電電力內(nèi)蒙華電長源電力寶新能源國投電力大唐發(fā)電9156.074633.0719.79138.5921.0970.6155.1810.8970.3726.968.23940698562.436.542887437017803161114062919.1629.0011.8120.987.574.173472.3011.9067.2034.90118847517.8931.54注：1.部分電力企業(yè)機組可能同時分布于容量電價為

100

元/KW·年與

165

元/KW·年區(qū)域，為簡化計算，以其主要機組所在地為基礎，計算容量電價水平。2.煤電裝機容量應優(yōu)選權(quán)益裝機容量，但受披露限制，絕大多數(shù)企業(yè)以可控裝機容量為基準折算容量（電價）利潤。

同時，部分企業(yè)裝機容量中包含燃氣、垃圾發(fā)電等其他火電電源，無法剔除，但此部分非煤火電容量比重較小。來源：各公司年報，評級報告，Wind，公開資料，惠譽博華年度展望

│

6February20246惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)素共同影響。以占市場交易容量近九成的中長期交易為例，已公示2024

年電力年度交易結(jié)果的用電大省成交數(shù)據(jù)顯示：江蘇省年度電力交易加權(quán)均價為

452.94

元/兆瓦時，較（當?shù)兀┤济夯鶞蕛r上浮

15.84%，疊加折算度電容量電價（22.5

元/兆瓦時）后的綜合電價為

475.44

元/兆瓦時，較（當?shù)兀┤济夯鶞蕛r上浮

21.6%，突破20%的上浮限制。然而，廣東省年度電力交易加權(quán)均價為

465.62元/兆瓦時，較（當?shù)兀┤济夯鶞蕛r上浮

2.8%，疊加折算度電容量電價（23.5

元/兆瓦時）后的綜合電價為

489.12

元/兆瓦時，較（當?shù)兀┤济夯鶞蕛r僅上浮

8.0%，且較

2023

年年度（雙邊協(xié)商）交易價格

553.88

元/兆瓦時降低

11.7%。江蘇與廣東電力市場年度交易結(jié)果的反差體現(xiàn)了電能量價格已更為靈活地受電力供需平衡與燃料端成本變動的綜合影響，而并非一味延續(xù)頂格

20%上漲的慣性。除中長期交易外，國家發(fā)展與改革委、國家能源局于

2023

年

9

月出臺首部國家層面的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》，10月發(fā)布《關(guān)于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》，要求除西藏外的其他地區(qū)力爭在

2023

年底前具備現(xiàn)貨結(jié)算試運行條件，加速全國統(tǒng)一市場建設以在更大范圍實現(xiàn)電力資源的共享互濟和優(yōu)化配置，進一步凸顯電力時空價值，這使得日間短時電力供需對能量電價影響更為深刻，電廠的盈利預測也將更為困難與復雜。中國煤炭供應量與同比增速（萬噸，%）中國:產(chǎn)量:原煤中國:進口數(shù)量:煤及褐煤煤炭供應量:同比（右軸）6000001098765432500000400000300000200000100000010201820192020202120222023來源：Wind，惠譽博華中國動力煤價格走勢（元/噸）秦皇島港:平倉價:動力末煤(Q5500,山西產(chǎn))秦皇島港:平倉價:動力末煤(Q5800,山西產(chǎn))秦皇島港:平倉價:動力末煤(Q5000,山西產(chǎn))18001600140012001000800然而，電力現(xiàn)貨交易占市場化交易比重終究較低，2024

年電能量價格仍更多關(guān)聯(lián)于年度電力供需基本面與對燃料煤價格的預判。2023

年，中國全社會用電量錄得

92,241

億千瓦時，同比增長

6.7%，增速較過去兩年均值下滑

0.25

個百分點。惠譽博華于

1

月發(fā)布的經(jīng)濟復蘇：中流擊水，奮楫前行宏觀經(jīng)濟展望中指出，中國經(jīng)濟正面臨有效需求不足、部分行業(yè)產(chǎn)能過剩與社會預期偏弱的挑戰(zhàn)，2024

年預計

GDP

增速

4.8%，較

2023

年回落

0.4

個百分點?？傂枨筘撝厍靶袔淼挠秒娏吭鏊俪袎嚎赡芟魅?/p>

2024

年電能量市場化交易價格的上行動能。600400Jan-21Jun-21Nov-21Apr-22Sep-22Feb-23Jul-23Dec-23來源：Wind，惠譽博華然而，這并不意味著中國火電企業(yè)業(yè)績將面臨弱化。容量電價機制的引入為煤電企業(yè)創(chuàng)造了穩(wěn)定且可預測的增利空間，可緩解甚至對沖因能量電價下滑引發(fā)的盈利壓力。此外，煤價的高位回落對火電企業(yè)形成重大利好。基于部分上市火電公司的業(yè)績預告，2023

年預告扣非凈利潤多實現(xiàn)三位數(shù)以上增長，部分企業(yè)（如寶新能源、上海電力、華電國際）增幅高達

700%以上。雖然存在新能源裝機規(guī)模攀升、基礎電源電量增長等利好加持，上述公司普遍將業(yè)績暴增歸因于煤炭價格回落。2023

年

11

月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于做好

2024

年電煤中長期合同簽訂履約工作的通知》，將電煤長協(xié)簽約比例由

2023

年的最高

105%下調(diào)至

80%~100%，促使電力企業(yè)有更大機會把握現(xiàn)貨煤價格下跌的可能性。因此，2024

年若煤價維持當前區(qū)間震蕩或中樞有所下移將進一步支撐火電企業(yè)盈利。全社會用電量與增速（億千瓦時，%)第一產(chǎn)業(yè)100000第二產(chǎn)業(yè)第三產(chǎn)業(yè)居民生活同比（右軸）12108900008000070000600005000040000300002000010000064部分上市火電公司

2023

年業(yè)績預告20預告扣非凈利潤同比增長上限（%）預告扣非凈利潤同比增長下限（%）2017201820192020202120222023預告扣非凈利潤上限

預告扣非凈利潤下限（人民幣百萬元）

（人民幣百萬元）公司簡稱來源：Wind，惠譽博華穗恒運A404138610294119610375.0245.2194.9954.841.0300.0197.9194.9716.120.9與此同時，燃煤價格的高位回落也使得電能量交易價格失去成本支撐而面臨回調(diào)壓力。得益于保供增產(chǎn)，中國煤炭供給緊缺狀況已得到實質(zhì)性緩解，與主要貿(mào)易伙伴澳大利亞的關(guān)系緩和亦打開了進口煤炭的補給空間。2023

年，中國實現(xiàn)原煤產(chǎn)量

46.6

億噸，同比增長

2.9%，實現(xiàn)煤及褐煤進口量

4.7

億噸，同比高增

61.8%，進口煤大幅放量推動中國煤炭供給量同比增長

7.2%，增速處于自

2018

年以來次高位。供給充分釋放促使

2023

年中國電煤價格高位回落，秦皇島港山西產(chǎn)動力末煤（Q5500）年度均價錄得

965.34

元/噸，較

2022

年同比降低

24.0%。結(jié)合煤炭供需平衡與產(chǎn)業(yè)鏈庫存狀況并除外因安全事故、安監(jiān)檢查引發(fā)的難以預測的供給擾動，惠譽博華認為

2024

年中國煤炭價格易跌難漲。疊加對電力供需關(guān)系的預判，2024

年中國電能量市場化交易價格料將有所回調(diào)。皖能電力建投能源寶新能源晉控電力粵電力B950735-4721350610015016942425053001000-633950146.4164.7942.4411.0858.9115.0167.5132.6154.1776.4359.4710.782.5華能國際上海電力浙能電力華電國際國電電力大唐發(fā)電51001262578934204500500133.7來源：Wind，惠譽博華成本共擔與調(diào)動所有市場參與主體的靈活性資源是電力輔助服務市場的發(fā)展方向隨著

2021

年《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》與《電力輔助服務管理辦法》的發(fā)布，中國電力系統(tǒng)輔助服務市場發(fā)展開始提速。國家能源年度展望

│

6February20247惠譽博華工商企業(yè)電力生產(chǎn)局新聞發(fā)布會披露，截至

2023

年

6

月末，中國參與輔助服務的裝機約

20

億千瓦，占發(fā)電裝機容量的

73.8%，全國輔助服務費用合計

278

億元，較

2019

年同期增長

113.3%，占上網(wǎng)電費的

1.9%。從結(jié)構(gòu)上看，市場化補償費用占比

73.4%，固定補償占比

26.6%；從類型上看，調(diào)峰補償占比

60.0%，調(diào)頻補償占比

19.4%，備用補償占比

16.2%；從主體上看，火電企業(yè)是輔助服務的核心提供方，補償占比高達

91.4%?；痣娕c新能源發(fā)債企業(yè)全部債務較

2022

年末各增長

5.8%、7.9%，凈債務較

2022

年末各增長-0.6%、6.5%。其中，債務增長節(jié)奏迅猛的多為如國能生物、烏江能源、廣東電力開發(fā)、贛能股份、現(xiàn)代能源等裝機容量較小的發(fā)電企業(yè)。監(jiān)測電力發(fā)債企業(yè)全部債務與增速（十億元，%）監(jiān)測電力發(fā)債企業(yè)凈債務與增速（十億元，%）多元化新能源多元化新能源核電水電核電水電增速-全口徑（右軸）增速-新能源（右軸）火電增速-全口徑（右軸）增速-新能源（右軸）惠譽博華認為，中國輔助服務市場化補償將逐步晉升為支撐基礎電源盈利的三大支柱之一，而隨著新型電網(wǎng)系統(tǒng)建設兼顧安全穩(wěn)定與綠色低碳，其運營成本必將有所提升，不斷增長的輔助服務費用也將由發(fā)電側(cè)內(nèi)部消化向用戶側(cè)與（未提供服務的）發(fā)電電源共擔轉(zhuǎn)型。同時，輔助服務提供方也將拓展至所有市場主體，以便充分調(diào)動所有可動用靈活性資源共同應對日益擴張的風光大規(guī)模并網(wǎng)帶來的挑戰(zhàn)。國家能源局正在起草《關(guān)于優(yōu)化電力輔助服務分享共擔機制

推動用戶側(cè)資源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的通知》，以調(diào)動工商業(yè)可中斷負荷、負荷聚合商、虛擬電廠、新型儲能等用戶側(cè)資源參與輔助服務市場。這一政策導向亦印證了惠譽博華對中國電力輔助服務市場發(fā)展的預判?；痣娫鏊?火電（右軸）增速-火電（右軸）600040002000020.0600040002000020.015.010.05.015.010.05.00.00.0-5.0202120222023Q3202120222023Q3注：1.生物質(zhì)電源納入火電計算。2.受披露限制，2023Q3

現(xiàn)金及等價物系企業(yè)貨幣資金與交易性金融資產(chǎn)列報合計數(shù)，未扣受限部分。來源：Wind，惠譽博華容量電價使得火電企業(yè)償債指標穩(wěn)定性增強，新能源企業(yè)財務靈活性可能向不利方向遷移即使債務增長節(jié)奏快于基礎電源，但如前文所述，新能源電力企業(yè)盈利能力明顯強于火電且穩(wěn)定性強。三峽能源、廣核風電、河北能源等監(jiān)測主體

2020~2023Q3

毛利率穩(wěn)定在

50%以上，若加回折舊攤銷，其2020~2022

年

EBITDA

利潤率更高于

80%，其余新能源無論新能源抑或基礎電源企業(yè)，大規(guī)模容量擴張迫使其債務規(guī)?？焖僭鲩L。惠譽博華監(jiān)測的

61家電力發(fā)債樣本主體

2020~2022

年剔除母子公司重復計算影響后的（下同）全部債務與凈債務年復合增長率（CAGR）分別為

9.9%、9.7%。分電源種類看，火電（樣本，下同）發(fā)債企業(yè)

2020~2022

年全部債務與凈債務

CAGR

分別為10.9%、10.5%，而以風電、光伏為代表的新能源電力發(fā)債企業(yè)全部債務與凈債務

CAGR

分別為

7.1%、7.3%。新能源電力主體債務的復合增長率低于火電企業(yè)。電力發(fā)債主體也具有相對亮眼的盈利表現(xiàn)。與之相對，火電企業(yè)盈利明顯偏弱且易受煤價影響而極具波動性，2020~2023Q3

盈利指標整體呈現(xiàn)快速回落后有所回升的拋物線軌跡。這一盈利特征也傳導至現(xiàn)金流領(lǐng)域。惠譽博華繪制的發(fā)債企業(yè)財務靈活性變化圖顯示，絕大部分電力企業(yè)

2023Q3

凈債務/CFO

倍數(shù)相較

2020

年有所降低，而（現(xiàn)金及等價物+CFO）/短期債務倍數(shù)較

2020

年有所增加（II

象限），這是最有利的財務靈活性變化方向，而新能源與包含均衡新能源權(quán)重的綜合電力企業(yè)多位于這一區(qū)域?；葑u博華對電力企業(yè)信用品質(zhì)評估重點關(guān)注的兩大因素分別為對大宗商品風險敞口與合同電量（價）的穩(wěn)定性。容量電價可部分緩解火電對煤炭的敞口暴露而使其償債指標穩(wěn)定性增強，“高景氣負面”預判下新能源上網(wǎng)電量與交易價格所面臨的日益嚴峻的挑戰(zhàn)也可能使得其財務靈活性指標向不利方向（如第

IV

象限）遷移。然而，復合增長率僅反映債務增長規(guī)模的年均變化，而無法體現(xiàn)增長曲線的斜率。隨著新能源電力機組建設的迅猛提速，相關(guān)發(fā)債企業(yè)的債務積累速度亦