联合资信：2022年清洁能源发电行业信用风险总结与展望_10页_721kb

2022年清洁能源发电行业信用风险总结与展望

一、核心内容概述

2022年1-10月，我国清洁能源发电行业整体运行平稳，电力供需总体平衡，局部地区受气候波动影响出现供应紧张。清洁能源发电装机容量持续增长，风电及太阳能发电成为主要增长动力。2022年1-11月，清洁能源发电企业信用债发行规模同比略有下降，但发债主体以央企和地方国企为主，整体信用资质良好，融资能力强，行业偿债风险可控。

二、主要观点与关键信息

1. 清洁能源电力装机情况

• 装机容量增长：截至2022年10月底，全国清洁能源装机容量为12.2亿千瓦，占总装机容量的48.9%，同比提高3.1个百分点。
• 主要类型：
  • 风电装机3.5亿千瓦，同比增长16.6%，增速较前一年下降13.7个百分点。
  • 太阳能发电装机3.6亿千瓦，同比增长29.2%，增速上升4.9个百分点。
  • 水电、核电分别增长6.0%和4.3%。
• 新增容量占比：风电及太阳能新增容量占清洁能源新增容量的70%。
• 区域布局：风光大基地主要分布在西部地区，如内蒙古、青海、甘肃等；东部地区则以多能互补项目为主。

2. 利用小时情况

• 整体利用水平：全国各类电源发电设备平均利用小时为3083小时，同比下降103小时。
• 分类型情况：
  • 并网风电利用小时1817小时，同比下降10小时。
  • 太阳能发电利用小时1172小时，同比上升75小时。
  • 核电利用小时6226小时，同比下降245小时。
  • 水电利用小时3002小时，同比下降158小时。
• 地区差异：四川、湖北、青海等水电大省利用小时下降明显；蒙东、蒙西、甘肃等地区弃风率较高；西藏、青海弃光率偏低。

3. 行业问题

(1) 电站建设成本上升

• 光伏组件价格维持高位，新建光伏电站盈利水平收窄。
• 风电及光伏电站需配置储能设施，配储比例多为10%-20%，配储时长多为2小时以上，但发电端储能电价机制尚未明确。

(2) 消纳压力

• 风光资源主要集中在北方地区，电力消纳需求主要在中东部地区，区域供需失衡。
• 特高压工程建设持续推进，但利用率仍有待提升。
• 分布式光伏发展较快，部分省份出现消纳承压问题。

(3) 补贴回款压力

• 可再生能源补贴资金缺口较大，截至2021年底累计约4000亿元。
• 2022年中央拨付500亿元可再生能源补贴，提前下达2023年补贴预算47.1亿元，有助于缓解企业资金压力。

三、政策动态点评

1. 市场化交易

• 电力现货市场试点逐步推进，促进可再生能源电力市场化交易。
• 绿证核发覆盖所有可再生能源发电项目，绿证可转让，有助于提升可再生能源电力的市场认可度。

2. 新型储能

• 国家出台《“十四五”新型储能发展实施方案》，推动储能参与电力市场。
• 各地陆续提出新能源配储要求，配储比例多在10%-20%，配储时长多为2小时以上。
• 新型储能技术如液流电池、光热储能等正在探索商业化应用。

3. 可再生能源补贴

• 补贴拖欠问题加速解决，中央提前下达2023年补贴预算，缓解企业资金压力。
• 补贴资金逐步到位，有助于企业资本金补足，推动行业持续发展。

四、债券市场表现

1. 一级市场概况

• 2022年1-11月，清洁能源发电企业共发行债券211只，规模合计2738.10亿元，同比减少。
• 发债主体以高级别企业为主，未发生信用等级迁徙。
• 短期债券占比高，主要为银行间超短期融资券。

2. 财务表现

• 资产规模持续增长，流动资产占比和总资产周转率保持稳定。
• 盈利能力良好，营业总收入、利润总额、营业利润率同比小幅增长。
• 现金流有所改善，但部分偿债能力指标因债务规模扩大而弱化。

五、2023年信用风险展望

• 电力供需：预计2023年全国电力供需总体紧平衡，局部地区可能仍存在供应压力。
• 行业趋势：电源结构向绿色低碳转型，火电机组调峰作用增强，风电及太阳能发电仍是主要增长动力。
• 区域发展：西部地区推进风光大基地建设，东部地区发展多能互补项目。
• 输电能力：特高压工程稳步推进，有助于改善风光消纳问题，但跨区域输送能力仍需提升。
• 信用风险：行业整体偿债风险可控，主要发债主体为央企和地方国企，信用资质良好。

六、总结

清洁能源发电行业在2022年继续保持增长态势，风电及太阳能成为主要驱动力。虽然面临建设成本上升、消纳压力及补贴回款问题，但政策支持和市场机制逐步完善，有助于缓解行业压力。2023年行业仍将维持增长，信用风险总体稳定。