中国电力业 | 中国电力行业在管理能源转型成本方面具有优势
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发布时间：2024年11月20日
分析师：简震华，陈钰姝，卢延宁，Terry Fanous，汪洋，Sarah Conner中国(A1/负面)实现2060年碳中和1的目标需要进行大量投资，特别是在约占中国碳排放一半的电力行业。通过自上而下的评估方法，我们预计2024-2050年间，实现2060年碳中和目标需要的电力行业年度投资将占到GDP的1.1%至1.5%。中国电力公司大多数为国企，将为该行业的大部分投资提供资金。
中国可调动大量脱碳投资，因而比其他新兴市场更具优势。我们预计，到2035年电力行业的投资需求将达到人民币2.3万亿至2.5万亿元（约3,240亿至3,520亿美元)，2024-2050年间的年度投资需求预计将维持在人民币2.0万亿至2.7万亿元，而2023年的规模为人民币2.0万亿元。在未来10年内，中国的年资本投资需求预计将占GDP的1.4%-1.5%，相当于人民币193万亿元。2024-2050年这一比例预计将为1.1%-1.5%，达到人民币250万亿元，2023年该比例为1.6%，即人民币126万亿元。尽管预计投资规模较大，但对政府债务的影响将小于其他新兴市场，原因是中国已经在该领域动用了大量资源。
未来的投资将侧重于可再生能源、电网基础设施和储能。核电和水电的年度新增产能将显著低于风电和光伏发电。煤电的投资相对较小，2030年后将不再新增净产能。我们预计到2050年整体发电装机容量将增长近2倍，以满足2035和2050年全国电力需求分别增长45%和70%以上的要求。预计到2050年，非化石能源占比将从2024年的40%左右升至95%以上，从而减少50亿吨以上的碳排放。在这一过程中，行业的增量投资将主要集中于电网建设。但政府主导的投资模式可能会影响资本配置的效率。
受评国有电力公司将承担大部分投资。尽管当前行业主要依靠传统资金来源，但预计中期内绿色和转型融资将成为重要融资渠道。虽然更高的杠杆率、增加的排放成本以及煤电资产搁浅的风险将成为受评企业的主要挑战，但我们预计未来5-10年整体信用实力将不会受到重大影响。稳定的政策支持将是确保平稳碳转型的关键。受评电力企业对政府具有高度战略重要性，并有望在必要时获得强有力的政策支持。长期而言，该行业的投资增速预计将低于整体经济增速，这一趋势有望减轻受评企业的财务压力。
在本报告中，我们首先评估了中国电力行业在2024-2050年期间为达成2060年碳中和目标所需进行的脱碳投资，并以此作为基础。
为此，我们设定了两种不同的投资情景。上限情景基于的假设将产生更高的投资需求，包括更高的电力需求增长，新增发电及储能容量的大幅提升、更多电网基础设施的推出，以及更小的设备成本下降幅度。下限情景反映了更保守的假设，因此预测期内的预计年度投资额与上限情景相差37%。我们认为，只要上述驱动因素在我们对相应期间的预测范围内，这两种情景均能满足实现碳中和目标的需求。
为此，我们采取了以下步骤。
根据我们对国内GDP增长预测以及经济合作与发展组织(经合组织)提供的数据，我们预估了2024-2050年中国的电力需求。此外，我们对工业、商业和住宅用户在内的主要终端用户群体的未来需求进行了高层次评估。
其次，我们根据政府宣布的脱碳举措估算了预测期内不同能源为满足此类需求所需的相应电力产量和装机发电容量。
随后，我们根据预测期间内所需的装机容量估算了发电行业所需投资需求。
此外，我们还评估了电力行业其他关键细分领域(特别是电网和储能设施)在预测期间的投资需求，以补充发电能力的增长。
在估算所需投资时，我们还参照了受评电力公司的预测。
根据该行业投资/GDP比率、市场结构以及主要的基础融资渠道来源，我们评估了国家经济对预测所需投资的承受能力。
我们认为中国未来10年能源转型的发展具有较高可预见性，因此对2024至2035年的预测信心高于对2036至2050年的预测信心。体现为我们对前者上下限情景预测之间的差异小于对后者上下限情景预测的差异。假设详情请参阅报告。
多种因素可能导致投资的规模和进度存在不确定性，从而使实际投资与预测水平不同。这些因素包括最终用户的支付能力、项目开发商的财务状况，以及现行政策。
中国可调动大量脱碳投资，因而比其他新兴市场更具优势
中国目前是全球最大的碳排放国，主要原因是对化石燃料的依赖度较高。但是，中国的人均排放量低于许多发达经济体，例如美国(Aaa/负面)、澳大利亚(Aaa/稳定)和韩国(Aa2/稳定)2。
中国已设定2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标。这些目标所体现的减排幅度超过了其他主要国家的目标水平。根据国际能源署(IEA)的数据，为了达到2060年的目标，中国在2023-2050年期间需要减少的碳排放量为109亿吨左右。其减排量超过了美国(45亿吨)、欧盟(Aaa/稳定，23亿吨)、日本(A1/稳定，9亿吨)和印度(Baa3/稳定，14亿吨)的总和(图表1)。
中国电力行业占2023年全国碳排放总量的一半左右(图表2)，原因是其对燃煤发电依赖度较高。这意味着电力行业需要在脱碳领域进行大量的投资，才能实现国家脱碳目标。
我们预计，到2035年电力行业的年均投资需求将达到人民币2.3万亿至2.5万亿元，2024-2050年期间的年度投资需求预计将维持在人民币2.0万亿至2.7万亿元，而2023年的规模为人民币2.0万亿元(图表3)。
根据我们的上限情景分析，电力行业的年度投资预计将在2030年代后期达到峰值。该情景假设预计电力需求增长较快、新发电及储能容量显著增加、设备成本的降幅更小以及更多电网基础设施的推出，这些因素推动投资增加(图表4)。而在我们的下限情景下，投资峰值将出现在2030年代初期。在未来10年内，中国的平均年度投资需求预计将占GDP的1.4%-1.5%，2035年将达到人民币193万亿元。2024年到2050年这一比例预计将为1.1%-1.5%，达到人民币250万亿元，2023年该比例为1.6%，即人民币126万亿元。
实现2060年脱碳目标将影响中国政府的债务负担，相关影响将低于其他新兴市场，但高于发达经济体的平均水平。这是因为中国已经在这一领域投入了大量资源。这样的前期投资，将使中国在未来能够降低清洁能源的支出，并因此带来长期效益。中国电力行业的投资将主要由国有电力公司承担。但这些公司举债投资可能会提高该行业的杠杆率并增加政府的或有负债。
我们的预测建立在以下基础上：预计2024年至2050年间中国电力需求的年均复合增长率(CAGR)将为2.0%-2.5%，而2024年至2035年间该比率预计为3.4%-3.9%3。理由是随着中国人口减少和经济增长逐渐放缓，电力需求的增长将低于2014年至2023年期间5%左右的年均复合增长率，以及中国经济正向资本密集程度较低的增长模式转型。
政府的电气化计划将促使电动汽车和供暖使用量上升，这将推动商业和住宅终端用户对电力的需求上升，从而部分缓解电力需求增长放缓的趋势(图表5)。数据中心、空间散热和家用电器的使用也将增加。此外，在政府致力于降低能耗的背景下，我们预计工业终端用户的电力需求仍将因制造过程的电气化率提高而增长，但增速将放缓(图表6)。
为了满足不断增长的电力需求并支持政府的脱碳计划，中国将逐步将可再生能源，特别是风能和太阳能，作为替代热电(主要为燃煤发电)的主要能源。2024-2050年风能和太阳能将推动可再生能源发电的增长，预计可再生能源在总发电量中的占比将从2023年的16%分别增至2035年和2050年的44%和75%左右(图表7)。煤电在发电产出结构和装机容量方面将逐步被淘汰(图表8)。
未来的投资将侧重于可再生能源、电网基础设施和储能
可再生能源、电网网络和储能设施将是未来25年中国电力行业的重点投资领域。可再生能源将是中国实现脱碳目标的最重要能源。
未来10年，风电和光伏发电预计占发电投资的70%左右，年投资额预计为人民币8,300亿元至人民币8,900亿元；2036-2050年这一比例预计将达到80%左右，年投资额预计为人民币6,100亿元至人民币9,400亿元(图表9和10)。核电和水电将成为发电投资的第二大对象，2024-2035年的占比为21%-23%，年投资额为人民币2,650亿元至人民币2,700亿元，2036-2050年的占比为18%-20%，年均资本支出为人民币1,550亿元至人民币2,050亿元。煤电的投资规模将相对较小，2030年后不会新增净装机容量。
与此同时，我们预计未来25年电力行业的新增投资将侧重于电网基础设施和储能设施。我们预计未来10年中国电网的投资规模平均为人民币9,700亿元至人民币1.1万亿元，2036-2050年平均为人民币7,400亿元至人民币1.3万亿元。相比之下，2023年约为人民币7,000亿元左右。未来10年电池储能设施的投资规模将为人民币1,150亿元至人民币1,600亿元，2036-2050年为人民币1,900亿元至人民币3,300亿元，高于2023年的人民币430亿元。我们预计未来10年电网和储能设施的总投资规模将分别为发电投资的82%-85%和10%-13%，2036-2050年将分别为95%-115%和24%-29%。受评国有电力公司将承担大部分此类投资，这可能导致资本配置效率低于民企主导的投资模式。
发电
我们预计未来10年发电装机容量将从2024年的3,200吉瓦左右增至6,400吉瓦以上，2050年将增至9,000吉瓦以上。2023年中国新增风电和光伏发电装机容量超过290吉瓦，相当于德国(Aaa/稳定)的总装机容量，并较2020年的120吉瓦左右有显著增长。这一增长的驱动因素包括光伏和风电设备成本持续下降带来的强大经济诱因，以及规模较大且不断增长的国内制造业基地(图表11)。中国风力涡轮机和太阳能电池板的产量很高，2023年中国相关制造商的产量分别占全球产量的55%和90%左右(图表12)。
由于中国的可再生能源资源丰富，我们预计未来25年中国每年新增风电和光伏发电装机容量将保持在250吉瓦-310吉瓦的较高水平，与2023年的增量基本一致(图表13)。在我们的上限和下限情景预测中，我们预计2024-2050年中国的可再生能源年均投资额将分别较2023年水平高出5%左右和低15%左右，这主要反映了不同的设备成本下降假设。其中2036-2050年的差异较2024-2035年更为显著。
我们预计2035年以及到2050年核电在整体发电结构中的占比将分别从2023年的5%升至7%和10%，即2023-2035年以及2023-2050年分别年均增长7%和5%。这反映了核电作为可靠的低碳基本负载能源有较高的稳定性和效率。
我们预计2024-2050年核电年均新增装机容量为6吉瓦左右，虽然低于风电的60吉瓦以上和光伏发电的190吉瓦以上，但随着新一代核技术的成熟，反应堆的建设成本降低的同时其可靠性将有所提高，我们认为对前者的预测可能有更大的上行空间。
与此同时，可随时用于开发水电技术且具有经济可行性的自然水文资源有限。
由于煤电并不符合长期的脱碳计划，因此与可再生能源相比，我们预计未来25年该领域的投资规模相对较小。未来5年其年均新增装机容量将保持在30吉瓦至40吉瓦左右的水平，作为对全国电力需求增长的补充。但随着更多机组退役，我们预计未来几年装机容量将会下降。因此，未来的投资将侧重于减少排放，并对现有煤电机组进行改造，使其能够满足高峰负荷需求，形成对可再生能源的补充。
电网网络
除了发电装机容量的投资外，我们预计电网年均投资额将从2023年的人民币7,000亿元增至2024-2035年的人民币9,700亿元至人民币1.1万亿元左右，2036-2050年将增至人民币7,400亿元至人民币1.3万亿元左右。
电网投资重点将是跨区输电能力以及增强电力系统的稳定性和可靠性。加强电网的强度和一体化程度将可提高灵活性，从而容纳更多可再生能源供应和集中的峰值需求。我们认为中国会建设更多的长距离高压或特高压(UHV)输电线来连接省级和地方电网，使得电力能够从华北和西北等可再生能源资源丰富的地区输送到华南和华东等能源需求较高的地区，从而减少弃风弃光情况。由于我们预计2024-2050年风电和光伏发电量将增长8倍以上，电网基础设施较弱的地区将建设更多大型可再生能源基地，因此这一点尤为重要(图表14)。
中国将扩大其配电网络，以应对日益增长的需求，特别是交通客运(包括新能源汽车充电5)以及建筑供暖和制冷等行业电气化水平提高所产生的需求。此外，空调和其他大功率家电日益普及，导致高峰时段对电力的集中需求日益增加，以及更多分布式光伏项目逐渐接入省级或地方电网等因素也推动了配电网络建设的需求。
随着可再生能源供应的增加，中国电力行业将更多地采用智能电网6等数字化技术来优化数据的收集与分析，并提高设备间的通信能力，从而实现对不同系统的监控、管理和自动化。在电网配电网络和储能设施上使用更多此类技术将可更好地解决终端用户的峰值需求和能源供应之间的时间不匹配问题，并可提高系统内调整电流的灵活度。这些技术还可提高电网输电网络的效率、可靠性和灵活性(图表15)。
包括电网网络在内的公用事业行业极易受到网络风险的影响。虽然电网的持续数字化将有助于电力系统的及时监控和管理，但日益增强的连通性和对数字技术的依赖也带来了新的网络安全挑战。鉴于中国电网网络对电力供应具有战略重要性，网络安全威胁导致停电等任何严重干扰都会对经济和社会产生重大影响。
能源存储
除数字化技术外，电池储能设施将有助于提高间歇性可再生能源供应的稳定性和可靠性。电池可用于储存高发电量时形成的过剩可再生能源，以减少电网弃电情形。随着中国电力结构中可再生能源的占比增长，这一特点至关重要。电池还可以为电网提供配套服务，例如频率调节、电压支持和运行储备，以及提供支持电力系统充足性的容量。锂离子电池是目前电力行业主流电池技术。
但增加电池储能通常会推高再生能源项目成本，与煤电相比缺乏竞争力。特别是附有电池储能的独立公用事业级太阳能光伏(PV)项目的成本将大幅上涨。但我们预计，随着时间的推移，储能设施的成本将变得更具竞争力(图表16)。
为了确保安装更多的电池储能设施，中国一些省级政府已经制定了法规，要求新风电和太阳能光伏项目必须配备电池储能设施(图表17)。一些商业和工业终端用户也为其光伏项目安装了电池储能，以利用分时电价7。
从中期来看，我们预计新能源汽车还将通过车辆到电网机制为电力系统提供额外的储能供应容量，用户还将在非高峰时段进行智能充电以缓解高峰需求压力。
国有电力公司将承担大部分投资
在可预见的未来，大型国有电力公司将主要通过国有银行贷款和债券市场来承担行业内大部分投资。虽然这些传统的融资渠道仍将是主要的资金来源，但我们预计行业将逐步转向绿色融资和转型融资等多样化融资方式。绿色贷款越来越受欢迎，截至2024年6月，绿色贷款约占中国金融机构贷款总额的14%，而2020年这一比例仅为7%(图表18)。绿色公共基础设施升级改造占存量绿色贷款总额的40%以上，清洁能源及相关产业占26%。与此同时，2023年绿色债券占债券发行总额的5%，而2017年这一比例仅为2.5%(图表19)。
绿色融资和转型融资将为电力行业的脱碳投资提供额外的融资来源，并可能使脱碳计划更透明的电力公司略微降低融资成本。
受评中国电力企业将承担该行业的大部分脱碳责任，并将在未来25年的碳转型过程中面临挑战，尤其是资本支出举债增加下杠杆率攀升、排放成本提高和煤电资产搁浅风险。但是，其风险将低于发达经济体的同业。
即使对能够顺价给最终用户的成本进行保守假设，我们预计未来5-10年受评电力企业的信用实力也不会受到重大影响。未来20年电力行业相对于2003年的新增投资将侧重于电网基础设施方面。上述受评企业对中国的能源供应安全和脱碳努力具有高度战略重要性，并有望在必要时获得强有力的支持。大型国有电力公司有国有商业银行的顺畅融资渠道，能够为其项目进行再融资；而中国的煤电机组与全球同业的机组相比机龄较短，效率较高，服役年限较短(20-25年)，这将提高其可靠性。我们预计多数煤电机组将在2045年前退役，远早于2060年的碳中和目标。
从长远来看，我们预计电力行业的投资增速将低于整体经济增速，因此2036-2050年的年均投资/GDP比率将从2024-2035年的1.4%-1.5%降至0.8%-1.3%。这将提高受评企业的负担能力并缓解财务压力。
稳定的政策支持将是确保脱碳进程顺利推进的关键。政府已经为电力行业设定了明确的中期脱碳目标，并将通过大型国有电力公司为此类投资提供必要的资金支持。政府已展现出通过政策来支持煤电行业转型的坚定决心，例如出台煤电容量电价机制，以及在全国碳排放交易体系下逐步、有区别地收紧煤电机组的排放标准。
受评国内电力企业概况
1.政府和企业使用各种术语来描述其长期脱碳战略，而碳中和和净零等术语在不同的组织中可能具有不同的含义。本报告中我们采用了中国政府使用的术语，参阅China maps path to carbon peak, neutrality under new development philosophy, 2021年10月34日，新华社
2.2023年中国年人均碳排放量约为8.9吨，分别比美国、澳大利亚和韩国低41%、46%和22%左右。
3.根据2024-2050年的预测，经通胀调整后的实际GDP预计将以约2.5%的速度增长。在此期间，电力需求的增长预计将在2.0%-2.5%之间，这意味着电力需求增长与GDP增长之间的弹性比率(即比值)预计将为0.8-1.0倍。我们预计弹性比率将从2023-30年的1.0-1.1倍逐渐降至2031-2040年的0.8-1.0倍，再到2041-2050年的0.5-0.7倍。
4.度电成本是指在假定生命周期内回收发电项目建设和运营成本所需的每单位发电平均收入，包括资本成本、退役成本、燃料成本、运营和维护成本以及融资成本。中国市场化煤电销售的平均实现电价低于2023年下半年煤电的度电成本。这表明，平均而言，新煤电项目的投资无法产生目标回报。我们认为这主要是由于燃料和排放成本上升的预期所致。
5.中国政府对新能源汽车的定义指纯电动汽车、插电式混合动力汽车和燃料电池汽车，包括乘用车和商用车。截至2023年底，全国新能源汽车保有量约为2000万辆，约占全国汽车保有量的6%。我们预计，到2030年该比例将升至20%左右，到2050年可能还会更高，因为我们预测到2030年，新能源汽车的销量增长将超过内燃机汽车，这将增加对新能源汽车充电的需求。
6.智能电网是一种电力网络，采用先进的数字技术来跟踪和协调来自所有发电燃料源的电力传输，以满足不断变化的终端用户需求。智能电网可管理所有发电厂、电网运营商、终端用户和其他利益方的需求和能力，从而使整个电力系统以最高的效率、稳定性和灵活性运行，同时最大限度地减少对环境的影响。
7.分时电价是公用事业运营商实施的一种收费机制，目的在于促进能源的更高效利用，并优化能源供需匹配。此结构下的能源费用随一天中不同时间段的电力成本波动而变化，受消费者的需求模式、可再生能源的可用性，以及竞争性燃料源的运营效率等因素影响。
此报告是于2024年11月13日发表的穆迪报告Power – China:China's power sector is well positioned to manage energy transition costs的中文翻译本。(中文为翻译稿，如有出入，以英文为准)
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