市场化改革背景下新能源发电企业信用评级框架研究

市场化改革背景下新能源发电企业信用评级框架研究 摘要 随着“双碳”战略深入推进，中国新能源发电已从“补充电源”跃升为“主力电源”。截至2025年底，风电与太阳能发电装机合计达18.4亿千瓦，占全国装机总量的47%。2025年2月，国家发改委印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，标志着新能源发电彻底告别“燃煤标杆电价+财政补贴”的固定收益时代，进入全面市场化定价阶段。在市场化背景下，电价不再是常数，而是随省份、时段、竞价结果剧烈波动的变量，以历史财务数据和稳定现金流假设为前提的传统评级方法已难以捕捉新能源发电企业面临的信用风险。 相关研究报告： 1.《外部支持评价框架、差异解析与实践应用》，2026.04.20 本文首先系统梳理了市场化转型背景下新能源发电企业面临的三大核心风险：电量风险（资源禀赋波动、消纳弃电、设备效率衰减）、电价风险（“存量机制电价+增量竞价+现货市场”三层结构下的省际分化与保障期限差异）以及政策风险（补贴拖欠、非技术成本摊派、政策兑现能力差异）。随后，文章深入剖析了穆迪、标普、惠誉三大国际评级机构在电力及新能源领域的评级方法论，提炼其“重现金流、重合同保护、严控扩张风险”（穆迪）、“业务-财务风险交叉定位与波动性表格”（标普）、“底线思维与精算自然资源波动”（惠誉）等核心逻辑。 在此基础上，本文设计了一套适应中国新能源市场化改革特征的企业信用评级框架。该框架遵循四项原则：现金流导向、存量/增量分类施策、区域校准、主体与项目双层覆盖。框架采用打分卡模式，从电量稳定性、电价稳定性、偿债覆盖能力、债务结构与流动性、股东背景与外部支持五个维度设置差异化指标体系，并针对存量项目与增量项目分别配置权重模板，同时将项目所在省份作为区域校准因子进行分组调整。在电量稳定性维度引入P50/P90概率发电量指标；在电价稳定性维度建立“机制主导类—市场活跃类—过渡省份”三级区域分组校准机制；在偿债覆盖维度以DSCR、LLCR为核心，量化电价下行压力测试；在股东背景与外部支持维度额外将交易对手信用与地方政府可能造成的信用拖累因素纳入评估。该框架为市场化时代新能源发电企业信用风险评估提供了系统、可操作的方法论工具，有助于更准确地区分企业信用质量，服务金融市场风险定价与资源配置。 一、研究背景与风险特征 （一）研究背景 中国新能源发电已从“补充电源”跃升为“主力电源”。从装机规模来看，截至2025年底，我国风电装机6.4亿千瓦，太阳能发电装机12亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。风电、太阳能发电装机合计18.4亿千瓦，占比47%。2025年，全国光伏新增装机3.17亿千瓦，同比增长14%；风电新增装机容量1.2亿千瓦，同比增长51%；生物质发电新增装机151万千瓦；光热发电新增装机94万千瓦，同比增长203%。从发电量来看，2025年，全国风电发电量1.13万亿千瓦时，同比增长13%，全国风电平均利用率94%；2025年，光伏发电量1.17万亿千瓦时，同比增长40%，全国光伏发电利用率95%；生物质发电量2247亿千瓦时，同比增长7%；光热发电量16亿千瓦时，同比增长32%。 规模跃升的同时，新能源发电企业的收益模式正因政策改革而发生变化。2025年2月出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，下称“136号文”），要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并提出建立支持新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。136号文提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，以2025年6月1日为界，区分存量和增量，实行不同的政策。这标志着新能源彻底告别“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的固定收益时代，进入全面市场化定价阶段。 伴随着收益模式的变化，新能源发电企业的信用风险需要重新定向。在固定电价时代，一个并网电站的未来现金流近乎确定，其收益预测相对简单。在市场化时代，电价不再是常数而是一个随省份、随时段、随竞价结果剧烈波动的变量。截至目前，全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团已出台配套承接方案。各省根据自身资源禀赋、存量风电和光伏装机结构采用了不同的政策来引导，导致不同省份的机制电价水平出现了显著分化。上海2025-2026年新能源增量项目机制电价水平0.4155元/千瓦时，与上海的煤电基准价相同，也是目前为止全国增量机制最 高出清价格。2026年山东风电机制电价水平0.310元/千瓦时，光伏机制电价水平0.261元/千瓦时，风电与光伏项目呈现出显著的价格差异。这意味着以历史财务数据和稳定现金流假设为前提的评级方法难以捕捉新能源发电企业面临的信用风险，需要探索新的评级框架。 （二）新能源发电企业的风险特征 本报告界定的新能源发电企业是指以持有并运营发电资产、获取售电及相关收益为主业的企业，具体涵盖集中式光伏、分布式光伏、陆上风电、海上风电运营商，以及逐步独立化的储能运营主体，明确排除硅料、硅片、电池、组件、风机、储能电芯等新能源制造企业。 新能源发电企业特别面临的风险可归纳为以下三类，它们共同影响了未来发电收入稳定覆盖债务的能力。此三类风险的相互叠加，是信用质量分化的重要驱动因素。 1.电量风险 电量的不确定性来自以下三方面。首先是资源禀赋的天然波动。光照、风资源存在年际差异，风电尤为明显，大小年效应突出。假设一家风电场P50（指有50%的概率实际发电量会超过该数值）与P90（有90%的概率实际发电量会超过该数值）发电量之比约为0.83，意味着在最差的10%年份中，实际发电量可能跌至P50预期的83%左右，这将显著影响项目的债务覆盖能力。因此，评估发电量时应使用P50/P90等概率口径而非铭牌容量推算的理论值。其次是消纳与弃电。在新能源高渗透地区，弃风弃光会直接削减可结算电量。以甘肃、内蒙为代表的西北地区，早年间风电开发呈井喷式增长，但当地消纳能力极弱且缺乏外送通道，历史弃风率曾超过20%。即便近年随特高压外送改善，部分省份弃电率仍在5%-10%之间。最后是设备效率衰减与可利用率。光伏组件存在逐年功率衰减，行业标准为每年约0.45%-0.6%，25年累计衰减约11%-13%。风机故障停机的可利用率若低于95%，则每损失1%的可利用率，相当于收入减少1%。这些因素共同决定全生命周期的发电量曲线，需在现金流建模中完整体现。 2.电价风险 电价风险是136号文落地后新能源发电企业面临的核心经营性挑战。136号文对电价体系进行了系统性重构，形成了“存量机制电价+增量竞价+现货市场”的三层结构，各层的风险特征和对信用质量的影响存在显著差异。各省竞价出清价格分化极为显著，其根源在于各省政策导向、配额与本地资源禀赋存在差异，这意味着新能源项目所在省份将成为一个重要的影响因素，可以在评级框架中作为校准因子进行处理。同时，各省对机制电价执行期限规定不一，例如海南对存量项目给予最长20年、对增量陆上风电与光伏仅给予12年。若电价保障剩余年限短于项目贷款剩余期限，项目经营后期将完全暴露于电力现货价格波动、辅助服务收益不确定性之下，形成无对冲的市场化风险敞口。 3.政策风险 除电价机制外，新能源发电企业还面临一系列政策层面的风险，主要包括以下三类。一是补贴拖欠。存量带补贴项目的可再生能源补贴长期拖欠，形成巨额应收占款。部分运营主体应收补贴规模高达数十亿元，严重压占流动性，实质上构成隐性的再融资压力。二是非技术成本摊派。部分地方政府对新能源运营商摊派与发电无关的“地方配套”成本，包括扶贫配套、电网改造费用分摊等，隐性降低了实际到手的度电收益。三是政策兑现能力。各地对于绿色电力交易优先权、消纳责任权重、跨省跨区消纳通道等政策的实际执行力度存在差异，直接影响运营主体的实际收益。 二、可借鉴的评级框架 （一）穆迪 穆迪对新能源发电企业适用的方法论为《无监管公用事业及电力企业信用评级方法论（Unregulated Utilities andPower CompaniesRating Methodology）》。穆迪采用了传统的打分卡结构，并提供了评级映射表，将关键指标、权重，以及指标值到信用等级的映射关系明确列出，使其评级结论具有可追溯性和一致性。 穆迪在打分卡中设置了规模、业务状况、杠杆与覆盖率、财务政策四类一级指标，分别赋予10%、35%、40%、15%的权重。规模仅通过“总资产”单一量化指标进行衡量。规模通常为企业提供多元化、财务资源和流动性缓冲，增强其对外部冲击的抵抗力。业务状况主要考虑市场多元化与现金流稳定性两个方面。在现金流稳定性方面，穆迪将业务风险进行细致分类，设计为风险图谱：受监管网络和受监管公用事业风险最低；具有长期购电协议（PPA）的独立发电商（IPP）次之；而缺乏对冲的商业发电商、无发电资产的纯零售商以及自营交易业务风险最高。评级高度依赖于企业通过长期合同、金融对冲或结构性成本优势来锁定价格和消纳量的能力。 杠杆与覆盖率则采用了三个定量财务指标，分别是（营运现金流+利息支出）/利息支出、营运现金流/净债务、留存现金流/净债务。这里穆迪选用FFO（营运现金流）、RCF（留存现金流）作为覆盖率的分子，适配于电力企业债务久期长、折旧实际构成偿债资金来源、现金流易受短期政策扰动等特征。会计政策则是定性评估企业目标信用水平、规划资本结构，以及企业达成上述目标的实际能力，同时考量企业经营架构复杂度与信息披露透明度、风险及流动性管控过往实绩、对外公开承诺，以及企业过往兑现该类承诺的履约记录等。 通过以上四个维度加权打分得到初步打分结果后，穆迪采用“建设、开发和资本项目风险”这一调整因素，重点考察项目的技术复杂性、合同分担机制以及历史超支记录。这一调整因素用于反映企业在建项目与储备开发管线项目对应的整体经营、财务风险，如项目的复杂程度、投资规模超出企业自身技术能力与财务承载水平，带来以上 基础打分卡未能覆盖的新增风险，穆迪会在初步打分结果的基础下调0~3个子级。极端情形下，调整幅度将超出这一阈值，评级会出现大幅下调。经级别调整后，得到打分卡指示结果；在此基础上考虑含ESG因素在内的其他影响因素、债务工具因素以及适用的跨级别方法论，最终得到企业的信用评级结果。 整体来看，穆迪的评级框架体现出“重现金流、重合同保护、严控扩张风险”的特点。另外，穆迪引入项目风险作为重要的级别调整因素，评估项目施工、开发及资本运营等多方面风险，如遇重大风险，允许进行大幅度级别调整。 （二）标普 标普使用其《企业通用评级方法》，并结合《无监管电力与天然气行业关键信用因素》（Key Credit Factors forthe Unregulated Power And Gas Industry）进行评估。标普遵循工商企业评级总框架：通过国别风险、行业风险、竞争优势确定企业业务风险状况，以业务风险状况与财务风险状况交叉定位锚定级别，再经多元化、资本结构、流动性、财务政策、管理与治理等多重级别调整因素修正得到个体信用状况，随后评估集团或政府影响，最终得到发行人评级。 行业风险方面，标普将无监管电力与天然气行业评估“中等偏高风险”。在业务风险状况部分，标普重点评估竞争优势，规模、范围与多样性，运营效率以及盈利能力四个方面。竞争优势覆盖三个二级指标：市场结构与吸引力主要评估经营所在区域的市场化程度、政策环境（如环保及能源政策）、供需平衡状况、市场透明度以及互联互通质量；收入结构与稳定性的评估重点在于价格波动与合同保护机制，利用长期合约锁定价格或具备容量机制的企业具有更高的可预测性；资产组合与技术优势则关注燃料类型、碳强度、在调度曲线中的位置（基荷、中荷或峰荷）、资产寿命及地理位置。规模、范围与多样性重点评估绝对经营规模、地理多元化、客户与供应商集中度、资产