国际电力企业转型发展比较研究报告

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（来源：长城证券产业金融研究院）

产  业  研  究  报  告 

国际电力企业转型发展比较研究报告

1. 全球能源转型现状与趋势

1.1 2023 年全球可再生能源装机创新高

2023 年，全球可再生能源新增装机容量再创新高，达到473GW，同比增长13.9%，可再生能源总装机容量达到3.87TW。太阳能和风能继续主导可再生能源扩张，占2023年可再生能源新增装机容量的97.6%，达到历史新高。其中，太阳能发电装机容量大幅增加346GW（+32.2%），风电增加116GW（+12.9%），水电增加7GW（0.6%），其他包括生物质能新增4.4GW（+3%）、地热能新增0.2GW。

2023 年，可再生能源在电力新增装机容量的占比达到86%，相比2022年的84%进一步提高。可再生能源在总发电装机中所占比例也从2022年的40.4%上升到2023 年的43.2%，上升了近三个百分点。可再生能源装机量仍然不断增长，但相比COP28设定的2030 年全球可再生能源装机容量增加两倍达到11TW 的目标，仍然有一定差距。

从区域分布来看，亚太地区引领全球增长，欧美地区增速放缓。2023年亚洲地区可再生能源新增装机容量327.8GW（占全球 69.3%），使得该地区可再生能源装机总量达到了1961GW（占全球50.7%）。亚洲地区的强劲增长主要来自中国，其新增装机达到297.6GW。2023 年欧洲和北美可再生能源发电装机容量分别增长 71.2GW（+10.0%）和 34.9GW（+7.0%），非洲地区继续稳定增长（+4.6%），大洋洲地区增加5.5GW（+9.4%)），南美洲继续保持上升趋势增加22.4GW（+8.4%），中东地区创下有记录以来最高增速，新增装机5.1GW（+16.6%）。

相比而言，中国依然是全球新能源装机增长的引擎。但在中国以外地区，新能源增速有所放缓，尤其是风电装机增长显著放慢。

美国是全球风电增速降低的主要因素。2023 年，美国新增风电装机容量只有 6.4GW，是近十年来美国新增风电装机最少的一年，也是风美国电装机容量连续第四年下降。美国风电发电量也在2023年出现了至少自2001年以来的首次下降（-9.1GWh，-2.1%）。低风速条件使负荷率接近过去五年来的最低水平，同时，在《通货膨胀削减法案》的预期提升之前，预计新增发电量也有所放缓。

2023 年欧洲风电装机容量为18.3GW，低于2022年（18.9GW）和 2021 年（18.4GW）。速度的放缓主要归因于政策的不确定性、设备成本上升、融资成本上升、漫长的许可流程、选址障碍以及新输电设施建设进展缓慢等。

1.2 全球能源系统清洁转型面临挑战

地缘政治事件引发并加深了全球能源危机。由于地缘政治事件频发和能源市场大幅波动，清洁能源发展的良好态势一度受阻。由于可再生能源的产能尚无法在短期内满足急剧增加的能源需求，部分国家不得不临时回归使用煤炭等高碳排放的能源。 

化石能源需求有望 2030 年前达峰。地缘冲突在过去几年导致了化石能源需求的短期增加，但随着新能能源供应链的建立，化石能源需求将趋于稳定。IEA既定政策情景预测，清洁能源转型强劲势头将使全球煤炭、石油和天然气需求在 2030 年前达到峰值，预计2030 年化石能源占比将从80%左右降至73%。但同时也应看到，特朗普竞选成功，中东局势等地缘政治因素，仍将影响清洁能源转型进程。

可再生能源将持续扩张，并补充化石能源需求减弱的影响。随着成本持续下降和政策的不断支持，可在再生能源仍将占据新增一次能源供应的绝大多数。但中国能源需求增长放缓、新能源消纳受阻，以及各国在新能源发展过程中遇到的经济、政策、供应链等领域的困难，可能使得可再生能源扩张进程放慢。

太阳能和风能发电将主导可再生能源扩张。随着成本持续下降和政策的不断支持，可在再生能源仍将占据新增一次能源供应的绝大多数。持续降本将使得太阳能部署保持高增速。而随着制约风电发展的成本因素、宏观经济因素和政策因素的逐渐宽松，欧美地区风电装机速度也有望重新提升。水电、核电受制于地理条件、技术条件和投资规模等因素，增长速度将相对平稳，生物质能、潮汐能、地热能等其他类型可再生能源在技术和成本上尚不具备大规模扩张的条件。根据IEA《可再生能源2023》报告，到2028年风光将占全球可再生能源新增容量的近95%。未来五年光伏将创纪录增长，并占可再生能源装机增量的60%以上，到2028年光伏装机容量将超过煤电占据全球最大份额，风电也将迅速扩张超过水电，成为仅次于光伏的第二大可再生能源电力来源。

能源系统电气化水平将持续提升。根据IRENA预测，到2050年电力将成为主要的能源载体，在全球终端能源消费总量占比将超过50%，可再生能源部署、能效提高以及终端用能部门电气化将是主要驱动力。几乎所有终端用能部门都将提高电气化水平，电动汽车、电池、储能、可再生能源供热、大型热泵以及数字化等技术应用，将推动建筑、交通、工业部门深度节能减排。

低碳氢能将在能源转型中发挥重要作用。氢能将在终端用能部门脱碳和电力系统灵活性方面发挥关键作用。根据IRENA预测，到2050年氢能占终端能源消费总量的比例将从当前的忽略不计增至14%，且全球94%的氢气将通过可再生能源制取。

2. 美国能源转型发展概况

2.1 美国的碳中和与能源转型

美国温室气体排放于 2007 年达峰，之后持续降低。主要原因是由于其工业生产基本饱和，转向发展第三产业。而同时页岩气革命支撑起其电力系统的快速转型，煤电加快退役。

从目标看，美国2030年目标将温室气体排放减至2005年排放水平的50%，2035年实现电力系统零排放，2050年实现碳中和目标。从目前预测看，尽管在政策刺激下（IRA法案、IIJA法案），美国的低碳化进程将加速，但即便是最乐观的预测，至2050年美国也很难实现净零排放，仍有20~30亿吨的温室气体需要用造林和CCUS等负碳技术手段吸收。

以一次能源消耗看，美国的煤炭、石油、天然气用量都将继续快速减少。主要是由于运输的电气化引领石油需求的大幅下降，而由于太阳能和风能的兴起，煤炭在电力部门被逐步减少。到 2050 年，北美石油需求量的减少几乎占全球石油需求量减少的近一半。从实际情况看，美国的煤炭在2000年已达到峰值，石油需求基本在2021年达到峰值，天然气需求则预计在2025年左右达到峰值。

2.2 美国的电力系统转型

就发电行业而言，美国过去 10 余年的减碳路径主要是通过激进的退役煤电并同时快速发展天然气发电完成的。

从新能源发展看，美国的风电和光伏分别从2000年和2010年起进入快速发展期，截至2023 年底风电装机已超过140GW，光伏装机接近120GW。

从增量看，2015年起美国光伏的年新增装机超过风电且持续领先，目前仍保持年新增装机超过20GW 的速度快速发展。而风电则受高融资成本的影响，自2020年起新增装机量呈下降状态。从未来发展看，2022年至2030年，美国的光伏装机还将加速，至2025年后年新增装机超过 40GW，且集中式光伏占比越来越高，预计至 2030 年美国光伏装机可达370GW，约为2022年底累计装机的3倍。美国的风电年度装机从2020年的高峰增速15GW 已腰斩至不足7GW。随着IRA法案逐步生效以及电网接入问题的环节，其风电装机速度可能从今年起缓慢恢复。

总用电量方面的预测表明，在交通、建筑等用能部门的加速电气化情况下，美国的发用电量将持续提升，最终将在终端用能中占比超过 40%，甚至达到 50%以上。发电量从约目前的5万亿度增加至接近9万亿度。而风电、光伏不仅将支撑起全部新增的发电量，还将补充退役的煤电和气电的发电量。核电和水电的发电量将保持当前规模。

2.3 政策措施

《降低通胀法案》（IRA）和《基础设施投资和就业法案》（IIJA）等政策是支持美国能源转型和应对气候变化的最重要法案。2030年前相关法案将支持风电、光伏、储能、氢能、电动车、碳捕集、工业电气化相关的投资和生产，另外包括家庭部门的电气化以及低收入社区的公正能源转型。据相关机构预测，在政策的支持下，至2030年美国的CO2排放将比2005年水平低37%，甲烷排放将比2020年降低24%。

不过根据咨询机构伍德麦肯齐的最新报告，虽然大部分共和党占优的区域都受惠于 IRA与新能源发展，但特朗普上台后给IRA后续的实施仍将带来一定程度的不确定性。特朗普拟任内阁人选已对外宣称要调整不合理的激进环境目标，制定更宽松的碳排放目标，并改变相关支持政策。

2.4 投资

在政策带动和可再生能源成本持续降低的刺激下，2022年投入到光伏和风电基础设施的投资分别达到300亿美元和400亿美元。BloombergNEF预计2050 年之前将有超30 万亿美元的基础设施投资投向电网建设、风电、光伏、储能、低碳氢气以及碳捕获等技术和设施。

但对比化石能源与非化石能源投资，在当前及今后的至少十年之内，美国的化石能源投资仍将超过非化石能源投资。这主要是由于美国的石油天然气除满足自身需求，还主要用于出口满足全球其他国家的需求，需要持续的基础设施投资。

2.5 其他快速增长的产业

2.5.1 储能

能源、特别是电力的储存对于可再生能源渗透率较高的电网稳定运行与电力市场至关重要。虽然主导技术可能会随着时间的推移而改变，但主要的储能规模增长将由锂离子所主导。到 2030 年，预计电力系统储能容量将从当前的 12GW/25GWh 增长十倍至约120GW/360GWh。与此同时，长时储能（8小时以上）会随着技术进步、成本降低不断扩大装机规模。到2050年，美国电网系统的储能预计将超过500GW/2TWh。这种增长得到了成本削减、电动汽车部署和根据《2022年通胀降低法案》提供的新投资税收抵免的支持。

2.5.2 氢能和CCUS

作为能源使用的氢能，在政策和资本的支持下，将有机会快速发展。能源相关的用氢量可能从目前的几乎为零增加至接近 5000 万吨，同时在交通、建筑、制造等多个用能部门发挥减碳作用。大量部署的电解槽同时在电力系统中发挥吸收光伏、风电峰值出力的作用。

政策支持方面主要由《降低通货膨胀法案》（IRA）根据其45V条款的二氧化碳氢排放阈值，引入了清洁氢生产税收抵免（PTC）或投资税收抵免（ITC）。

CCUS 方面，如前所述，至2050年美国仍有超过20 亿吨的CO2排放。要达到零碳的目标，除林业等自然碳汇外，一定还需要部署人工的碳补集装置。尽管有IRA法案的支持和促进，但目前看这一技术本身成熟度不足且成本较为高昂。从预测看，CCUS 装置部署的过程将不会那么快。在美国已经有近千万吨/年CCUS 补集能力的情况下，至2030年，补集能力才有可能超过6000万吨，2040年超过1亿吨，2050年超过2.5亿吨。

但由于美国目前仍没有全国性的强制碳市场，各区域的碳市场对氢能和CCUS相关行业的减碳预期和强度要求不同，极度依赖碳价格才能形成商业闭环的氢能与CCUS产业的发展仍有较大不确定性。总体看，2030年前美国氢能发展和CCUS的部署都不会有特别大的加速。

2.6 问题与挑战

2.6.1 大量风电光伏接入带来的系统性问题

大量的风光接入作为主力电源的规模化电力系统是全球任何地区都没有实现过的。为了管理每小时和每日的波动，包括抽水蓄能、电池储能、可调度发电、需求侧响应管理以及电力系统之间的互连都将发挥作用。在高电力需求与低风能和太阳能出力同时出现的极端情况下，天然气联合循环发电站将在提供备用容量以确保系统可靠性方面发挥关键作用。电力制氢气技术也将通过吸收剩余的可再生电力，为降低长期低电价或零电价的情况而发挥重要作用。但所有这些的实现都是基于理论，并需要大量的新基础设施投资。此外，这样的系统如何应对更长时间的极端天气也是要谨慎研究的重要问题。

2.6.2 电网的挑战

当前情况是，由于电网线路限制和接入审批流程问题，截至 2023 年底美国新能源发电并网排队容量已超过1450GW，储能并网排队容量超过500GW，累计超过2300GW，并网周期由2015年的3年左右增至当前的5年左右，甚至有2010年申请的项目仍在排队中。尽管美国政府已意识到电网投资建设相关问题的严重性，FERC正通过制定新的规章和促进National Environmental Policy Act（NEPA）和利用 IIJA 等法案，缓解排队并加速电网投资不足和新能源并网困难等问题。但总体进展仍不乐观。据BENF预测，到2030年美国电网将增加至少380GW并网容量。然而，考虑到2030年前新能源装机的快速发展，目前输电线路建设的节奏仍将限制未来十年可再生能源发展速度。

从长远看，由于美国的当前及未来的负荷中心主要在东部各州（除加州），而风电光伏资源富集的区域位于中部及南部，资源与负荷地理上的不匹配使得电网建设的要求十分巨大，这与我国的情况较为类似。据NERL预测，至2035年电力系统碳中和年，美国至少要增加2000英里至10000英里的高压输电线路。

2.6.3 供应链

《减少通货膨胀法案》鼓励美国国内清洁能源制造业发展。根据公布的项目，美国将在电池领域投资至少70亿美元，目标是至2030年美国国内生产的电动汽车、充电桩、储能电池和制氢电解槽能够满足国内几乎全部需求。光伏供应链方面，美国政策不断加码同时推动生产转移至本土，计划到2030年投资约80亿美元，目标本土太阳能产能两年内达到10GW、三年内达到15GW、五年内满足25GW、2030年达到40GW的目标。风电供应链方面，希望本土陆上风电供应链从目前10-15GW，2030 年增加至30GW。与此同时，美国不断对中国出口至美国的光伏组件、风机和电池产品加税，甚至对已将产能转移至东南亚地区的中国厂商光伏组件加税。特朗普上台后，预计将针对中国进口产品征收60%关税，这将进一步拉高美国本土的通胀率与新能源设备的融资成本，相比中国光伏等产品极佳的性价比，美国无法通过其本土制造满足其碳中和所需要的新能源能装机目标。

2.6.4 风电发展不及预期

由于高融资利率的影响，美国的陆上风电装机已连续三年下降，从2021年的13GW 下降至2023年的7GW。IRA法案会逐步改变这一趋势，但预计陆风装机恢复增长要到2025之后。海上风电发展的面临的挑战更大，以纽约州为例，目前纽约州已取消的海上风电合同已高达6.5GW，相当于8成合同容量已取消，目前未取消的项目只有约1.7GW，远低于纽约州提出的2035年实现海上风电9GW的装机目标。此外全球最大的风电开发商Orsted 也于去年取消了其新泽西州的两个海风项目，形成了超过30亿美元的资产减值。美国海风的发展困难是由于供应链、高成本、高利率作用下的共同结果。如2024 年，由于GE Vernova 取消计划中的18MW 机型，美国纽约州相应取消其拍卖中的4GW海上风电项目。此外，美国东海岸复杂的海况条件和严格的环评和接入要求，也增加了建造成本。最重要的是，对于海上风电这样的资本密集型产业，美国目前的高利率融资环境对开发商签署 PPA，获取合理的收益十分不利。不同机构对 2030 年的美国海风装机目标最少下调了30%。

3.欧盟能源转型发展概况

3.1 欧盟能源转型趋势

欧盟27国早在1990年就已经实现了整体碳达峰目标，此后二氧化碳总排放量开始下降，2014年后趋势发生逆转并小幅增加，2015年《巴黎协定》的签署有效遏制了碳增长势头。截至2022年，欧盟27国年温室气体排放量由1990年的46.49亿吨二氧化碳当量下降至31.38亿吨，比1990年峰值时期减排约32.5%。

根据欧盟统计局公布的数据，2022年欧盟27国能源消费结构中石油占比约为37%，占据首要地位，天然气消费占比约为21%，石油和天然气消费占比接近六成，其余可再生能源占比接近18%，核能占比11.7%，煤炭占比11%。

回顾欧盟能源转型过程，从供给侧看，1990-2007 年，欧盟的碳减排的主要贡献来源于天然气对煤炭等高排放燃料的替代。从下图中给出的1990-2021年欧盟天然气消费需求中可以看到，欧盟天然气需求在1990-2005年由不到12000拍焦（PJ，10的15 次方焦耳，等于1000TJ）快速增长至超过16000拍焦。2005 年后天然气消费量则在13000至16000 拍焦间徘徊。

2007 年后，风电光伏的快速发展成为了欧盟碳减排的主要推动力。根据欧洲统计局的数据，欧盟的可再生能源及生物质消费在 2007 年为 5777 拍焦，至2022 年快速增长至10453 拍焦，在总能源消费中的占比也由8.4%增长至17.9%。

而从需求侧看，欧洲碳达峰背后经历了深刻的的产业结构调整，欧盟第二产业在总GDP中占比从1990 年的28.8%最低降至 2014 年的约 22.4%，然后小幅回升至 2022 年的23.47%。

具体来看，高能耗产业的典型代表钢铁、水泥产量均在 2007 年达峰。根据欧洲钢铁协会（EUROFER）的数据，欧盟的粗钢产量在2007 年达峰至 2.094 亿吨，而 2022 年则仅有1.363 亿吨，其中德国占比27%大幅领先其他成员国。

欧盟的水泥产量也经历了相似的过程，在2007年其产量达峰至超过2.7亿吨后快速下降至2013 年的不到1.6亿吨，其后缓慢回升至1.8亿吨左右的水平。

欧盟水泥的单吨生产排放在此期间也有显著改善，根据欧洲水泥协会（cembureau）公布的数据，从1990年到2020年，欧盟27 国的水泥行业每吨灰质熟料的二氧化碳总排放量减少了11.1%，每吨灰质熟料的二氧化碳净排放量减少了22.3%。

当前，欧洲主要国家德国、法国、瑞士仍然以石油、天然气等化石能源为主，消费占比超50%。虽然近年来，欧洲国家在核能、水电等能源方面的投入力度不断加大，但从中短期来看，欧洲对传统能源的依赖程度仍然较高。

当前欧盟化石能源进口依赖度较高，2015～2022年，欧盟石油对外依存度在95%以上，2022 年，达到了96.7%。欧盟天然气对外依存度也持续走高，从75.7%增至88.0%。煤炭对外依存度一直维持在40%左右，2022年为41.7%。

3.2 欧盟在能源领域发展政策

早在 2007 年，欧盟即提出“20-20-20”目标，该目标是一个重要的气候和能源一揽子计划，其主要目标是到2020 年实现三个20%的目标：将温室气体排放量在1990 年的基础上降低 20%，将能源使用效率提高 20%，以及将可再生能源在能源消费中的比重增至20%。

2014 年 10 月，欧洲理事会通过《2030 年气候与能源政策框架》，初步确定欧盟2030年气候和能源发展目标，即将温室气体排放量在1990年基础上降低40%，将可再生能源在终端能源消费中的比重增至27%，将能源效率提高27%。

2021 年7月14 日，欧盟正式公布绿色经济法案，提出了包括能源、工业、交通、建筑等在内的12项更为积极的系列举措，承诺欧洲2030年底温室气体排放量较1990年将减少55%，并取名“Fit for 55”计划。31 年时间，欧洲将自己的减排目标从1990年碳达峰时的 20%提高至 55%，这一法案的提出引起了全球各国的关注。该计划中的一些关键措施包括：

欧盟碳排放交易体系（EU ETS）的改革：这包括降低排放权交易体系中的碳排放上限，逐步减少免费配额，提升碳价和企业的成本。此外，该体系将扩展到海运、航空、建筑供暖和道路交通行业。

减排分担条例（ESR）的修订：这涉及与2005年水平相比，至2030年总排放量减少至少40%。在此框架下，各成员国的减排目标将从10%提升至50%，并将覆盖建筑和交通行业。

其他领域的新举措：包括社会气候基金、碳边界调整机制（CBAM）等，这些措施旨在支持受新排放交易系统影响的脆弱家庭、微型企业和运输用户，以及监测和减少高碳行业的进口产品。

总体而言，“Fit for 55”计划旨在确保欧盟在实现其气候目标方面的法律义务，同时确保转型过程中的公正和社会公平。这一揽子计划将影响多个行业和消费者，甚至对弱势家庭与微型企业也将带来一定冲击。

3.3 欧盟电力结构

欧洲统计局给出的1990-2022年欧盟27国历史年净发电量如下图所示。从图中可以看到，早在2007年欧盟净发电量就进入了2700-2800TWh的平台期。

而从2000年至2023年欧盟电力结构按一次能源来源分类中可以看到，2023年欧盟风力发电量首次超过了燃气发电量。

风能和太阳能是推动欧盟可再生能源增长的主要力量，在2023年首次提供了欧盟27%的电力，其中，风力发电量475TWh，占总发电量18%，占比首次超过发电量为452TWh的天然气，创历史新高。

早在2007 年，欧盟化石能源发电量就已达峰，而自2007年以来，欧盟化石能源发电量已下降了44%。2023 年，欧盟煤炭发电量下较上一年降了26%，达到历史新低，天然气发电量也连续四年下降。电力部门的碳排放量下降了19%，是历史上最大年度降幅。

3.4 欧盟能源转型现状及短期挑战

3.4.1 俄乌冲突冲击能源供应

2023 年，欧盟在摆脱化石燃料方面取得了重要进展，煤炭和天然气发电量大幅下降，可再生能源发电量大幅上升。另一方面，高电价导致电力需求在2023年下降了3.4%，俄乌冲突对欧盟天然气供应带来了巨大冲击，进而极大的影响了2022-2023年欧盟地区电力上网成本。欧盟吸取的关键教训是天然气供应来源多样化非常重要。为应对俄罗斯进口天然气的减少，欧盟增加了液化天然气进口以及来自其他国家的天然气供应，并实施“AggregateEU”等机制来聚合需求并联合采购天然气，同时实施市场修正机制来解决天然气稀缺时期价格过高的问题。

3.4.2 激进的绿色转型目标受到挑战

2022 年6 月，在夏季干旱、俄乌冲突的背景下，欧盟一度出现了大规模的电力短缺，德国不得不批准10GW的燃煤发电装置重新并网，以填补天然气短缺下的电力需求。而在此之前德国仅有31.4GW 的燃煤发电机组还在并网发电。

出于对经济放缓的担忧，欧洲两大碳价自2023年下半年起就持续承压。欧盟碳价在2024年2月23 日创新低，跌至54.21欧元/吨，进入3月虽有所回升，但仍然仅维持略高于60 欧元/吨的水平。2024 年以来，在气候温和、工业用户需求放缓、制造业活跃度持续萎缩等因素共同作用下，碳密集型行业不急于购买更多碳排放配额，从而导致市场供过于求。

煤电重启和碳价暴跌的背后，是激进的能源转型目标，与现实的能源需求及经济发展需求之间的矛盾。

3.4.3 高成本是阻碍欧洲能源绿色转型的一大障碍

转向绿色能源需要大规模投资，包括建设可再生能源设施、升级电网和能源储存系统等。这些成本哪怕对发达国家和大型电力能源企业来说也是个重大挑战。

2023 年，发达经济体的可再生能源新产能融资基准利率首次高于中国和全球平均水平。自2022 年以来，欧盟央行基准利率从低于1%上升到4%，可再生能源发电项目作为重资产行业，对资金成本非常敏感，当前欧盟可再生能源开发商面临着更高的利率，导致成本上升，阻碍了可再生能源的快速扩张。此外，2023-2024 年初红海地区的紧张局势导致大量跨国海运不得不绕行好望角，拉长了货运周期和货运成本，导致欧洲光伏组件存货水平持续下降。短期内，加息周期和地缘政治都极大地阻碍了可再生能源发电项目的投资建设。

3.5 长期展望

德国于2024年4月初关闭了总计3.1GW的15 座燃煤发电机组，2024年下半年，可以预见，全球主要发达经济体的降息预期也将越来越强烈。因此，短期的地缘政治冲突和经济周期还难以动摇欧盟对于能源转型的决心。

欧盟正朝着建立以风能和太阳能为主体的新型电力系统迈进，但经过 2022 年夏季极端高温干旱，可再生能源的稳定性再次遭受质疑。可再生能源如太阳能和风能的产生受天气条件的限制，不稳定的能源供应可能影响到能源系统的稳定性和可靠性，而当前欧盟仍要依靠化石能源发电作为主要的调峰能力。因此，在优质可再生能源开发资源已充分开发、新型储能技术暂时无法满足新能源调节需求的背景下，更值得担忧的是，欧盟未来可再生能源渗透率提高的难度越来越大。

4.世界500强能源企业概况

世界500强企业是推动全球经济持续增长的重要组成部分，2023年，《财富》世界500强排行榜企业的营业收入总和约为40.96万亿美元，利润总和约为2.97万亿美元。过去十年期间（2014年-2023 年）世界500强企业的营业收入总额占全球GDP的比例总体在40%的平均水平，在36.8%～40.9%之间波动，是推动全球经济持续增长的重要主体。进入排行榜的门槛（销售收入）也从286亿美元跃升至320亿美元。

能源电力是国民经济的先行产业，是反映一国经济和发展道路的重要行业样本。过去十年中，世界 500 强中能源电力企业数量为 68～88 家，占世界 500 强的比重大约为14~18%。这其中的企业，排名较为靠前的主要是与原油生产、采矿、炼油、油气设备和公共事业（涵盖天然气与电力）相关的企业。

中国的能源电力企业（不含中国台湾地区企业）以中央与地方国有企业为主体，中央企业占主导地位，地方能源电力企业发展迅速。其中，2024年能源电力央企上榜18家，国家电网、中国石油、中国石化位列前十；地方国有能源电力企业上榜6家，分布在山东、山西、陕西三省，山东能源是唯一进入前100名的地方能源电力国企。

入榜的中国能源电力企业中，2001年至2024年，中国能源电力企业数量从3家增加到29 家，占500强能源电力企业数量的比重从4.5%增加到30.2%；营业收入从1296亿美元增加到3.3万亿美元。

聚焦到电力企业，过去二十年的增长尤为显著。2004～2024 年，中国上榜电力企业从仅有的两家电网企业增长到“两网+5大发电+中核集团”共8家企业，占500强电力企业数量的比重从16.8%增加到50%，营业收入占世界500强电力企业比重从35.7%增至60.1%，利润占比从2.9%增至52.3%，总资产占比从11.7%增至52.5%。

通过分析1996年以来500强及其中电力企业的财务数据，在2008年以前，500强中电力企业的平均净利润率与500强整体均值大体相当，平均资产收益率更是高过整体均值。而在 2010 年以后，500 强中电力企业无论是平均净利润率还是平均资产收益率均显著低于500强整体均值。

究其原因，能源绿色转型的趋势一方面推动电力企业对新能源项目新增了大量投资，也意味着大量资本开支与财务成本；另一方面国际电力企业纷纷提前关停传统化石能源发电项目，进而导致国际电力企业净利润率和资产收益率下滑。

本次研究选取了7个典型的国际电力公司，它们分别是法国电力集团（EDF）、ENGIE公司、西班牙伊维尔德罗拉公司（Iberdrola）、美国南方电力公司（Southern Company）、爱克斯龙电力公司（Exelon Corporation）、韩国电力公社（KEPCO）以及美国新世纪能源公司（NEE）。他们的基本情况如下表：

具体分析500强国际电力公司和我国五大电力企业过去五年的装机和发电量数据，可以看到两个趋势：

一是国内外的主要电力企业都在进行结构转型，零碳装机和发电量占比均有显著上升，且我国电力企业的零碳装机和发电量增长率都显著领先国际电力企业。

二是国际传统电力公司在过去五年中，部分出现装机容量、发电量双降的趋势。其新建新能源装机规模不足以弥补火电机组退役的容量，新能源发电的利用小时数也无法与燃煤、燃气机组相比。在发达经济体电力需求总体稳定的背景下，海外电力市场特别是欧美发电市场的集中度下降，新能源业主更加多元化。相比火电、核电等传统能源，大型发电集团在新能源中的占比较低。

5.法国电力公司（EDF）

5.1 公司基本情况

法国电力集团（EDF）成立于1946年，总部位于巴黎，是全球领先的低碳能源企业与世界最大的核电运营商。公司于2023年6月份实现完全国有化，由法国政府100%控股，以保证法国能源安全独立自主，加速实现能源转型目标。

截止2023 年年底，公司总装机1.19 亿千瓦，其中清洁能源装机为1.02 亿千瓦，占比86.5%，其中核电、水电、新能源占比分别为57.9%、18.4%、10.5%。过去5年公司装机增长停滞不前，总装机下降了500MW。公司不断剥离火电资产，2019-2023年，公司燃油、煤电装机绝对值与占比双双下降，占总装机比例从3.3%、3.1%下降到2.6%、1.0%，包含天然气在内的化石能源装机合计下降了3个百分点。新能源装机绝对值提升了444MW，装机占比从6.4%上升到10.5%。

5.2 业务分布

5.2.1 垂直一体化电力巨头，业务涵盖电力行业全领域

在私有化之前，EDF是垂直一体化电力巨头，业务涵盖发电、输配电、能源销售全领域。公司通过下属企业为全球超过 4000 万用户提供能源电力服务。在发电领域，公司拥有包括核电、水电、新能源在内的多元化电源组合。EDF是法国境内唯一的核电运营商，负责运营法国境内全部的核电机组。法国电力新能源集团（EDF Renewables）是 EDF旗下可再生能源和储能运营商，整合了法电集团主要的非水可再生能源装机，在全球20多个国家开展包括开发、投资、建造和运营在内的可再生能源业务；在输电网领域，公司通过控股平台CTE间接持有法国输电系统运营商（RTE）50.1%的股份，RTE管理着欧盟境内最长的输电线路；在配电网领域，公司旗下法国配电公司（Enedis）管理了法国95%的配电网；在能源服务和其他活动领域，公司子公司Dalkia致力于为用户提供低碳节能能源解决方案，管理着全法超过9万个能源设施，2023 年营收达到64 亿欧元。公司在核电制造领域也有布局，法电在 2017 年对核电巨头阿海珐公司核反应堆业务（AREVA NP）75%的股权的收购，并更名为法玛通公司（Framatome），这使得法电拥有设计和制造了核反应堆、相关设备与燃料组件的能力。

5.2.2 法国国资控股企业，集团规划紧随国家战略方向

核电是法国电力工业最为重要的组成部分，同时是法国工业领域第三大行业，法国的核电发电量常年占全国发电量的70%以上。作为法国唯一的核电运营商，法国电力集团负责运行及维护法国境内全部 56 座核反应堆。过去几年，受到地区冲突影响，化石燃料成本波动性较大，占公司装机近60%的核电机组成为公司唯一可靠的稳定出力电源，因此核反应堆的检修与不可预见的意外均会对公司、乃至整个法国的发电量产生巨大影响。

2023 年公司全年发电量为467.6TWh，同比2022年有所回升，但依旧低于2019-2021年的水平。如无其他意外，随着受到应力侵蚀影响的机组逐步并网恢复运行，法国2024年的核电发电量占比有望进一步提高，同时稳定发法国国内的电力供给。

近些年来，法国政府在核电上的态度历经反复。法国政府曾在2014 年出台绿色增长能源转型法案（The French Energy Transition for Green Growth Act–LTECV），定下到2025年将核电发电量占比降低到50%的目标，这与时任法国总统奥朗德在2012年的竞选承诺一致。在2019年，法国总统马克龙签署气候与能源法案（Law No. 2019-1147 of 8 November 2019 Regarding Energy and Climate）颁布，核电发电量占比下调至50%的目标年份由2025年延长至2035年。2024年，法国“能源主权”草案发布，草案重申了核电作为法国主力电源的重要性，规划了14个新反应堆项目。核电将在未来继续作为法国电源结构中主体电源，而风光机组将助力法国完成碳中和的“最后一公里”，草案也标志着法国政府调整了核电发展战略，正式放弃之前的核电削减计划。完全国有化的EDF将承担法国能源自主战略，在未来全力运营与建设核电资产。

EDF目前在法国境内共拥有56座反应堆，总装机达到6137万千瓦。到2024年底，公司核反应堆的平均年龄将达到39岁，其中40岁及以上年龄组的反应堆26个，占反应堆总数的46.4%。这部分反应堆的装机容量达到2355万千瓦，占公司法国境内核电总装机的38.4%，占公司2023年总装机的20.1%。

5.3 低碳能源转型战略与资本运作

5.3.1 EDF 完成对GE 蒸汽动力公司的收购

2024 年 5 月末，EDF 完成对 GE Vernova 包括常规岛技术在内的核蒸汽业务的收购，Arabelle Solutions 成为 EDF 的全资子公司，将为EDF新的核电站建设与存量核电站的升级维护提供设备。此项收购最早由两家公司与2022 年2 月签订，作为法国能源主权行动的一个重要标志，具有相当的政治意义。根据官网信息，ARABELLE 1700汽轮机是世界上最为强劲的汽轮机，功率输出可达1200-1900MW。公司同时也能提供契合SMRs（小型模块化反应堆）的蒸汽轮机，SMR技术也正契合未来核电领域的发展方向与EDF下一步的重点战略。

阿拉贝拉（Arabelle）核电汽轮机是当今世界最大、效率最高的核电汽轮机，在2015年被 GE 收购之前属于法国阿尔斯通公司，是法国高端制造业的明珠。我国宁德、福清、方家山、岭澳以及台山核电站均有采用这一技术。

5.3.2 EDF 收购阿海珐（AREVA）核反应堆相关业务

2017年 12 月，法国电力集团作价24.6亿欧元收购了AREVA子公司AREVA NP（现更名为Framatome）75.5%股权，将阿海珐公司的核反应堆业务收入麾下。根据新华社报道法国经济部长布鲁诺∙勒梅尔的说法，这次交易使得EDF成为核电行业的领军者，对法国能源独立、核电原材料安全和非碳发电至关重要。在本次收购之前，阿海珐公司已经同EDF拥有大量业务合作，本次收购既能强化EDF在上游制造端的成本控制能力，也能让资金周转困难的阿海珐获取雄厚的资金支持。

5.3.3 资产剥离计划

在2016年4月22日董事会会议上，公司根据预期的财务前景适时提出了在2015-2020年剥离 100 亿欧元资产的计划，以获取更多的资金来助力公司发展，服务于 CAP2030目标。资产出售计划最早在2015年提出，并在此次董事会上升级并确定了最新规模。

(1) 2017 年11月13 日，EDF将下属公司EDF Polska的资产（热电联产发电设备）作价14 亿欧元出售给了Polska Grupa Energetyczna，此次交易将减少公司10 亿欧元的负债与23%的碳足迹。

(2) 2017 年3月31 日，公司将法国输电系统运营商（RTE）控股平台CTE 49.9%的股份正式出售给了法国存托银行（Caisse des Dépôts）与法国国家人寿保险公司（CNP Assurances）， RTE 的全部股份在此次交易中估值82亿欧元。 

(3) 2018年6月29日，EDF全部其已完成对敦刻尔克液化天然气公司（Dunkerque LNG）65.1%股权的出售，Dunkerque LNG 的全部股权在此次交易中作价24亿欧元。 

(4) 2018 年11 月28 日，EDF将所属200 多处、合计43 万平方米位于法国的地产与商业资产打包卖给了著名房地产私募基金科罗尼资本（Colony Capital）。本次交易也意味着公司于2016年提出的100亿欧元资产剥离计划提前两年正式完成。

5.4 经验启示与借鉴意义

EDF 在完成对阿海珐公司的收购后，在产业链上补全了反应堆制造的业务，今年5月对阿拉贝拉的收购又增加了常规岛制造能力。以国资控股公司身份运作的EDF在投资布局上始终是围绕法国国家能源战略运作的，2022年7月私有化后，EDF已经由原来发输配售垂直一体化的电力公司转型化专营核电研发、设计、制造、建设与运营的核电集团。当前，在法国与欧洲部分国家重拾核电计划的背景下，被法国政府全资控股的EDF在战略投资上“不断保护性并购法国所需的核电核心技术，以实现法国能源主权”，更加突出了EDF在未来一段时间将是法国甚至欧洲核电复兴的实施主体。

在俄气退出欧洲，能源安全受到挑战的情况下，法国因其技术路径依赖与其对铀资源的掌控，重新押注核电。尽管在欧盟内部拥核力量与弃核力量依然在不断博弈，但欧盟也意识到核电已经成为其实现碳中和目标难以放弃的选项。核电低碳绿色属性得到欧洲议会的承认，EDF可以更为低廉的资金以维持其核电资产运行和升级。

随着AI算力对电力需求的急剧上升，微软、亚马逊、谷歌等科技巨头纷纷通过购买核电直供电量或投资核电项目，降低其算力服务的碳足迹，核电的绿电价值将进一步得到市场认可。短期内，直接收益的是类似EDF的核电资产运营商；从长期看，AI对绿电的需求会利好核电全产业链。全球的电力企业会重新关注核电资产的配置与投资。

6 Engie

6.1 Engie 公司基本情况

前身为法国燃气集团与苏伊士集团合并而成的苏伊士环能集团，2015 年正式更名为ENGIE，2022 年位列世界500 强第 159 位。截至 2023 年，Engie集团在31 个国家开展业务，总装机规模达到104.7GW，其中可再生能源装机规模45.2GW，可再生能源发电量达到3855亿千瓦时。实现收入826亿欧元。ENGIE近年来一直致力于新能源转型，提出了2045 年实现净零碳的战略目标。过去五年，可再生能源装机占比由24%上升至43%，可再生能源发电量占全部发电量的比例由19%上升至38%。

6.2 业务分布

截至2023 年，Engie集团在31个国家开展业务，主要业务分布在北美洲，欧洲，南美洲，亚洲等地。Engie 业务主要分为六大板块，分别为新能源事业、灵活发电及零售业务、电网与综合能源解决方案。收入占比较大的业务板块为电力零售、天然气和可再生能源发电，2023年其息税前利润达到36亿欧元。

6.3 低碳能源转型战略与资本运作

为实现低碳能源转型，Engie 主要制订了五大低碳方案，分别为淘汰煤炭、加速可再生能源发展、加强发展储能、加强可再生气体发展与减少甲烷排放。

6.3.1 淘汰煤炭

2015 年，Engie 承诺不再开发任何新的煤炭项目。2021年，集团更进一步，设定了淘汰煤炭的确切时间表。到2023年底，煤炭在集团发电装机中所占比例低于3%。Engie计划2025 年在欧洲、2027年在世界其他地区全部淘汰煤炭。

6.3.2 加速可再生能源发展

Engie 的目标为2030 年可再生能源装机量占比达到58%，为实现此目标，到2025年实现装机量50GW，到 2030年实现装机量80GW。Engie还计划在2023到2024 年实现年均6GW 容量的可再生能源投产，在2022到2025年期间实现年均4GW 容量的可再生能源投产。

6.3.3 加强发展储能

Engie 计划于2030 年在美国和欧洲拥有10GW的储能，作为天然气发电和抽水蓄能的补充。

6.3.4 加强可再生气体发展

因可再生气体可按需进行储存和分配，所以在能源转型中同样将会发挥重要作用。Engie计划通过使用生物甲烷、氢气、CCUS技术，实现可再生气体绿色化。Engie认为，生物甲烷将作为工业解决方案，实现农业和食品废弃物之间的循环利用，并在不加剧全球变暖的情况下促进当地发展。预计到2030年，Engie每年在欧洲生产10GWh的生物甲烷，包括在法国生产5GWh，总投资额为25亿欧元。同样，Engie认为可再生氢气发展前景广阔，目前正处于工业化进程中。到2030年，建设700公里氢专用网络、50个氢汽车充电设施和1GWh 的氢储存能力投入运营，到2035 年，Engie的目标为开发4000MW电解能力。在2023-2030 年期间，Engie将投资约40 亿欧元，其中10 亿欧元将专门用于氢气传输和储存。

6.3.5 减少甲烷排放

与2017年相比，Engie天然气基础设施的甲烷排放量必须减少30%，且此目标已在2022年实现。

6.3.6 Engie 重点资本运作

2021 年，为加快其在核心业务投资，特别是可再生能源方面投资，Engie以71 亿欧元向Bouygues 公司出售其下技术服务公司Equans，该交易将减少Engie近70亿欧元债务。

6.4 Engie 案例思考

2022 年俄乌战争造成全球能源与通货膨胀冲击，凸显了燃料供应链安全与能源转型的必要性。因对俄罗斯天然气的依赖导致电价大幅飙升。在2022年与2023年冬季，虽然通过签订长期天然气合同，使用液化天然气等措施，减少或取代对俄罗斯天然气的依赖，但大量的燃气发电资产依然需要稳定安全的燃料供应链保障。

未来，Engie 最主要的战略是加快能源转型，实现在2030年将其生产和消耗的能源的碳强度降低三倍（相比2017年水平）。进一步加快零碳电力和可再生燃气以及分散式网络的发展，并支持客户减碳。可再生燃气的发展将建立在现有网络的基础上，从而有助于保障供应，降低成本。

7. Iberdrola

7.1 Iberdrola 基本信息

Iberdrola 是西班牙最大的电力公司，在2024 年财富500 强排行榜中位列第273位，主营业务为输配电业务、可再生能源发电业务，是财富500强中利润和净利润率最高的海外能源电力企业。在过去10年中，Iberdrola的资产增长了60%以上，收入增长了约58%，净利润提高了53%以上——经过 170 多年的历史发展，Iberdrola 集团现如今已成为全球能源领导者之一，世界领先的风能生产商，也是市值最大的电力公司之一，为数十个国家的近1亿人提供能源，雇佣了4万多人，资产超过1600亿欧元。

Iberdrola 的起源可以追溯到1901 年，当时Hidroeléctrica Ibérica 在 Bilbao 成立，现在的Iberdrola 是西班牙公司基于水力发电的一系列合并的结果，最后一次是1992年西班牙Hidroelèctrica（Hidrola）和 Iberduero 之间的合并。面对成熟的西班牙电力市场的产能过剩和迫在眉睫的市场自由化，Iberdrola在20世纪 90 年代开始寻找拉丁美洲的机会，并在巴西完成了几笔区域配电交易，并获得了在墨西哥建造联合循环燃气轮机（CCGT）工厂的三份合同，使其成为拉丁美洲市场的强大参与者；在西班牙，Iberdrola于1996 年开始运营其第一个风电场；1997年，西班牙进行了电力市场化改革，各个公用事业公司经历了一场重要的文化变革，学会了通过更低的价格和更好的服务进行竞争。Iberdrola 与西班牙的石油、天然气和电信集团达成了战略协议，以实现新业务的多元化。到2001 年，Iberdrola 在西班牙拥有16GW 的装机容量和900 万客户，在当地发电市场的份额为 25%，配电市场份额接近 40%；其装机容量一半以上为水电，并已经拥有了800MW 的风力发电能力，是当时西班牙风力发电的领导者。

2001 年，西班牙两家公用事业公司合并而成现在的 Iberdrola，其持有的资产主要是可持续的能源类型，但同时也包括了一些以石油和煤炭为燃料的发电厂，业务足迹仅限于西班牙和拉丁美洲。随着2001年新任CEO的到任和新战略计划的部署，Iberdrola开始大量投资海外新能源项目，逐步将可再生能源作为其核心发电业务，剥离非战略资产，计划对配电业务进行投资并开始收购海外相关企业。2007 年，Iberdrola 收购了英国第六大电力供应商Scottish Power，该公司在当地拥有13%的市场份额。这笔171亿欧元的交易使Iberdrola Europe 成为当时欧洲第三大、全球第四大公用事业公司，在欧洲的运营规模和范围上超过了其西班牙国内竞争对手Endesa；自 2008年开始，Iberdrola每年在英国和美国的收购中投资近30亿欧元；此外，2011年，Iberdrola以24亿美元收购了巴西电力分销商Elektro，并在2017 年，将Iberdrola的巴西子公司Neoenergia与Elektro 合并，成为当时巴西服务客户数量最大的电力公司。以上这些收并购运作都为Iberdrola 全球化与可持续的长期增长奠定了基础，其业务扩展到四大洲的数十个国家，为1亿多人提供电力服务。从2001年起，Iberdrola逐步淘汰石油和燃煤发电厂，并于2017 年出售了非能源业务，将注意力集中到国内外的可再生能源、智能电网和储能。在可再生能源方面，Iberdrola是世界上最大的风能发电公司之一。

7.2 Iberdrola 经营模式

Iberdrola 主要采取分散化投资策略，除西班牙本土外，通过在英国、美国、巴西、墨西哥和Iberdrola Energía Internacional的零售和各个国家的控股子公司来开展业务活动。

Iberdrola 的组织架构类似矩阵式，与集中式管理相比，拥有较为分散的结构和管理模式，通过治理体系和可持续发展体系等一系列措施，赋予了上市子公司较强自主性框架结构，并将决策权交给各主要国家下属公司的负责人和管理团队来完成。Iberdrola每个控股子公司都有一名首席执行官和董事会，并根据该国的业务活动特性划分纳入集团子业务，其中，全球企业负责人是相关业务活动的董事会成员，员工有两条报告线，分别向集团和控股子公司报告。

此外，Iberdrola 有一个相对独立的创新部门，直接向董事长办公室报告。这个创新部门管理PERSEO 项目——这是一个专注于能源行业的企业风险投资项目；到2023 年，已有22 个初创企业试点项目，包括投资了京都集团（Kyoto Group）、Exiom太阳能（Exiom Solar）和 LATEM等公司。

Iberdrola 通过以下领域的产品、服务和解决方案向其客户提供电力产品：

(1) 可再生能源发电：风能（陆上和海上）、水力发电、光伏发电。

(2) 电力和天然气的输送和分配。

(3) 储能业务：通过水电站进行大规模存储（GWh），在电网和使用电池的发电资产中进行中等规模存储（MWh），以及在终端用户层面进行小规模存储（kWh）。 

(4) 新技术，如可再生电力生产的绿色氢气。 

(5) 能源交易：在批发市场买卖电力和天然气、电力和天然气零售供应。 

(6) 通过以下领域提供创新的智能解决方案为客户提供能源服务： − 住宅，提供自耗、太阳能、电动交通、热泵等服务。 − 工业：提供能源设施和供应的综合管理，如绿色H2、工业热等。 

(7) 数字化：在其资产中实施数字化，以提高电力供应的质量、效率和安全性  

Iberdrola 于 2020 年出清所有煤电资产，热电联产在五年间维持同一水平，并有缓慢退坡趋势。截至2023年底，Iberdrola全球能源装机已达63GW（装机能源结构见下图）；净产能169TWh，同比增加3.4%，其中陆上风电、海上风电、水电、光伏、核电、燃机净产能占比分别为26.3%、3.0%、14.3%、3.4%、14.1%、35.1%。

2019-2023 年间，陆上风电、海上风电、光伏、燃气发电四种电源装机容量的复合增长率分别为6.6%、23.3%、70.5%、8.0%。2019-2023 年，公司新增装机容量呈下降趋势，除墨西哥分部的燃机装机在 2019 年大幅增加外，近三年公司装机的主要增量来自于光伏和风电。

此外，2023年Iberdrola 的输配电线路已超过120万公里——其目前运营的配电系统总体上是世界上最大的配电系统之一，这些系统包括开发和实施具有远程管理、监控和自动化数字能力的智能电网，并在住宅（储能、热泵、光伏电池板自耗和电动出行）和工业领域（智能解决方案、电气化过程和绿色氢气）提供智能和创新的解决方案。

Iberdrola认为其持续发展是依靠一种有弹性的商业模式，符合其有助于建立一个更加自给自足、可持续和有竞争力的能源系统的战略愿景，并以稳健的发展策略面对当前的宏观经济环境。该公司在2022年实现了43.39亿欧元的净利润，得益于良好的国际业绩，投资比前一年增加了13%，达到10.73亿欧元，其中，电网投资增加了44%，可再生能源投资增加了46%。另一方面，地理的多元化进一步推动了公司的增长性，并从积极的货币波动中受益，尤其受美元影响，对公司息税折旧摊销前利润和净利润产生了积极影响。

此外，Iberdrola 还注重资产运营的效率，在其运营的国家以集中和标准化的方式开发了可再生能源运营中心，这些平台是Iberdrola运营和控制可再生能源发电设施的平台，系统可以优化资产的操作和维护流程，增加设施的可用性，简化新资产与电网的集成，并实现集中统一的信息管理。日益增长的电气化也需要电网加固和性能提高。数字化在电网改造中发挥了关键作用，使电网运营商能够通过更好地管理基础设施（如维护）、更高效的电网运营（如允许通过实时数据管理实现电网平衡）以及改进向最终客户提供的服务（包括优化用电的服务）来创造商业价值。

7.3 Iberdrola 战略转型途径

20 多年前，Iberdrola 就已坚定地致力于可再生能源的发展布局，并调整了其商业模式，目标是实现更安全、更具竞争力和更脱碳的能源模式。在此背景下，Iberdrola的愿景实现基于四大支柱：

(1) 通过对电网、可再生能源、储能和绿色产品的投资，将经济的脱碳过程与提高能源自给自足相结合； 

(2) 保持健全的财务结构； 

(3) 持续关注其所有活动领域的技术创新； 

(4) 满足消费者的新需求——需要清洁和负担得起的能源以及增值能源服务。数字化带来的机遇将使这成为可能。

Iberdrola 的商业模式具有以下特点和优势：

(1) 旨在通过将ESG+F因素纳入公司战略和管理来满足利益相关者的期望。

(2) 投资特别侧重于网络（输配电网）业务，该业务具有可预测的监管框架和投资激励措施，是应对能源转型的重要基础设施。辅以对可再生能源的选择性投资，从而优化了风险回报状况。这些投资主要包括海上风电、光伏、陆上风电、水电、储能和绿色氢气生产项目，所有这些都是实现脱碳能源和经济模式所必需的。 

(3) 地域多样化，重点关注信用评级高的国家。 

(4) 由于投资计划与欧盟分类法高度一致，加之稳健的财务状况和历史承诺的兑现，其优先依赖绿色金融工具。 

(5) 股息政策：根据公司利润的增长建立了强劲且不断增长的股息。

Iberdrola 认为资本是公司价值创造的来源。公司投资主要集中在收入与现金流稳定的输配电业务和可再生能源上；所在国家与市场的选择上充分考虑当地监管环境的稳定性及该国家的长期信用评级；制定适当的股息政策，提出强有力的最低股息，且该股息随着公司业绩的增长而增长。新的投资聚焦脱碳转型方，并确保供应的安全和质量，具体表现在：

(1) 对输电和配电网络的投资，以满足对可再生能源发电的需求； 

(2) 经济上可行，以满足不同市场的电力需求与购买力； 

(3) 提升在数字化和供应灵活性方面的投资。

2023 年，Iberdrola 在研发方面总共投资了近 4 亿欧元，围绕以下关键领域推动行业转型：发电脱碳、通过智能电网和数字化实现系统集成，以及通过电动汽车和热泵等无排放技术实现需求电气化。

7.4 Iberdrola 未来转型方向与措施

公司2024-2026 年的战略计划重申了其2022年宣布的支柱：扩大电网，选择性的关注可再生能源，并关注高信用评级国家；加强对财务实力和分工的承诺。根据该计划，2024年的投资计划已达到 41 亿欧元，重点是输电和配电网络的扩张、加固和数字化；高附加值可再生技术的选择性增长；以及致力于将储能作为清洁能源渗透率高的系统性支柱，以面对新的能源需求，加快经济性的电气化。

业务分布层面，上述投资的60%（21.5亿欧元）用于电网：三分之二用于配电网，三分之一用于输电网——电网业务正成为Iberdrola新的增长载体。基于这项投资，Iberdrola受监管的资产将增长38%，达到54亿欧元；可再生能源投资将占总投资的30%，重点关注海上风电，并将投入其中的一半以上；此外，Iberdrola将在法国、德国、英国和美国的技术示范项目都在按计划建设中。在可管理的可再生能源和储能方面，Iberdrola除了已经运行的1亿千瓦时外，还将提供2000 万千瓦时的新容量，同时还有一系列总计1.5 亿千瓦时的规划项目。

区域分布方面，Iberdrola持续专注于高投资需求和高信用评级地区的地域多元化（85%的投资将在A级国家）。美国将继续是最大的投资目的地（35%），其次是英国（24%）、西班牙、巴西和墨西哥，占 30%；剩下的 11%将流向澳大利亚和其他欧洲国家，主要是德国和法国。具体到电网业务，投资将主要用于电网的扩展、加固或现代化，其中，美国将吸收总投资的 45%，其次是英国和巴西，各占约 25%，其余分配给西班牙。输电投资将达到 65 亿欧元，占电网业务总投资的三分之一，将在美国（NECEC）、英国（Eastern Green Link）和巴西的新项目推动下大幅增长。

此外，Iberdrola 在工业脱碳方面将持续发挥积极作用，一方面提供可持续的产品来改变消费密集型工艺，另一方面寻求难以通电工艺的替代解决方案。目前，绿氢被定位为变革的主要方向，预计2025年的年产量将达到3.5万吨，2030年将超过35万吨。

7.5 Iberdrola 对国内电力企业的启示

1）电网+新能源+国际化：Iberdrola将电网视为能源转型的关键因素，因为输配电网在确保供应安全和质量以及整合可再生能源和消纳设施方面发挥着重要作用。如今，Iberdrola 运营着世界上最大、最高效的配电系统之一，拥有130万公里的配电和输电线路、4500 多个变电站和160多万台变压器，已建成并运营，为3000多万个供电点提供可靠、高质量的服务。Iberdrola也是当今可再生能源的世界领导者，海上风电是公司在新能源领域的核心发展方向。此外，Iberdrola在选择地区时还考虑了适用于该地区行业的监管环境的稳定性及其长期信用评级。 

 2）开放式创新模式：通过与外部实体合作，开展能源转型领域的技术研发与示范。Iberdrola 拥有一个推动创新的卓越中心网络，包括全球智能电网创新中心、智能移动实验室、人工智能卓越中心和研究与培训园区。例如，全球智能电网创新中心在运营的第一年就成功地将80多家公司、国内外机构聚集在一起，开展了120多个研发项目。15年多来，Iberdrola 一直致力于支持初创企业，PERSEO国际初创企业计划项目为能源行业树立了标杆。2023年，共有22个初创企业试点项目。

8. 美国南方电力公司（SOUTHERN COMPANY）

8.1 公司基本情况

美国南方电力公司（Southern Company）（以下简称“南方电力”）是一家位于美国南方的电力控股公司，总部目前位于佐治亚州亚特兰大，美国本土拥有约27,000名员工。现在是世界排名第十六大电力公司，在美国排名第二，也是美国第五大新能源发电企业。南方电力拥有的装机规模达44GW，电力覆盖面积总和约有31万平方公里，输电线总长度4.3 万公里，为美国东南部的近1000万客户直接提供电力服务。

8.2 业务分布

南方电力通过旗下供电公司（Electric Utilities）、电力公司（Southern Power）、天然气公司（Southern Company Gas）进行三大业务板块的运营。供电公司负责垂直整合公用事业,拥有发电、输电和配电设施,并在阿拉巴马州、佐治亚州、密西西比州提供电力服务。电力公司负责建设、收购、拥有和管理发电资产，例如可再生能源项目，并在批发市场中出售电力。天然气公司通过伊利诺伊州、佐治亚州、弗吉尼亚州、新泽西州、田纳西州和马里兰州的天然气分配设施提供天然气。

8.3 低碳能源转型战略与资本运作

8.3.1 制定明确的2050年净零排放路线图

作为一家电力能源公司，温室气体排放是南方电力面临的主要环境问题之一。为了降低温室气体排放，2018年南方电力制定了清晰的净零路线图，即相较于2007年，到2030年温室气体排放下降50%，到2050年达到净零排放。

按净零路线图规划，南方电力通过淘汰煤电（Coal）、夯实基础能源（Foundational）、扩充新能源（Expanding）、开发新型技术（Emerging）以及开展负碳排（Negative Carbon Concepts）等五方面路径，系统性推动碳中和的实现。具体来看，虽然一直以来煤电是其向客户提供经济性能源的关键，但南方电力正在有序地推动煤电装机转型退出。与此同时，还在持续夯实核能、水能、天然气等清洁能源作为低碳转型基础，不断扩大光伏、风电、储能、智能电网等领域的部署。

目前，南方电力基本提前完成2030年中期减排目标。自2007年以来，南方电力大幅减少了对燃煤发电的依赖，增加了低碳能源的发电量，并围绕发展天然气使用做出了战略性决策。2023 年，南方电力公司系统的温室气体（GHG）排放量在2007年基准水平的基础上减少了49%。未来几年，受需求、天气和其他因素的影响，减排量可能会在50%左右波动，但预计到2025年将实现50%或更高的减排量。

8.3.2 加快煤电转型退出，大力推进燃气机组替代

南方电力净零目标阶段性完成的背后，一方面是因为受到温和天气和COVID-19导致的需求减少，另一方面则反映其煤电机组整体利用率降低的趋势。在2020-2023 年期间，其煤电在全年能源供应中所占比例降至21%-17%，而可再生能源则增至14%-15%。相比之下，2007 年，其煤电占比69%，可再生能源占比仅有1%。具体来看，2007至2022年期间，南方电力已累计淘汰或转型煤电机组59台，装机容量超10GW。

未来，南方电力在淘汰老旧煤电机组方面已经制定了具体的计划。到2030 年，公司计划将其煤电装机容量从超过20GW、近70个煤电机组，减少2.7GW、6个机组，这相当于减少了近90%的煤电装机。

其中，计划退役的煤电单位包括阿拉巴马州的Barry电厂的75号机组、乔治亚州的Bowen电厂的1号和2号机组、乔治亚州的Scherer电厂的860兆瓦 3号机组，以及佐治亚州的Wansley 电厂的两个1,744MW 机组。此外，公司还计划退役阿拉巴马州E.C. Gaston电厂的四个燃气发电机组，这些机组均约有60年的历史。

基于天然气在美国国内的丰富性、经济性和低碳排放性，南方电力将继续将天然气作为实现 2050 目标的重要燃料来源，同时考虑将现有的燃煤电厂逐步转换为燃气电厂，以应对冬季、夏季的高峰负荷。包括将对Gaston电厂的5号机组（现为832MW）和 Barry电厂的362兆瓦4号机组进行改造。

退役老旧煤电装机还将减少运营和维护成本，南方电力计划利用这些节省下来的资金来支持新的发电项目，以保持客户的电费尽可能低。

8.3.3 推动新能源持续增长

南方电力继续增加其能源组合中的可再生能源资源，以满足客户对清洁能源日益增长的需求。南方电力的子公司Southern Power 已在全美推进燃气机组、风能、太阳能和储能等资源布局，其在 15 个州拥有或运营 50 余个设施，装机容量超过 13GW，包括约7,380MW 的燃气机组，2,533MW 的风能和3,050MW 的太阳能。

通过锁定拥有长期售电协议新能源项目，稳固电力批发业务盈利水平。2023年9月，南方电力的子公司，宣布从Qcells USA Corp.收购其第30 个太阳能项目——150MW 南夏延光伏项目。该项目位于怀俄明州，是南方电力在该州的第一个太阳能设施，助力其从加州到缅因州不断增长的可再生能源资产。该项目正在建设中，预计将于2024 年第一季度实现商业运营。一旦投入运营，该项目产生的电力和相关的可再生能源信用额度将根据一项为期20年的电力购买协议出售，进而强化其电力批发业务。

8.3.4 推动核电投运，获得长期稳定且可预测的零碳能源供应

南方电力在佐治亚州奥古斯塔附近新建造了两座核反应堆（沃格特勒Vogtle 3、4 号），这是美国 30 多年来首次新建的核电机组，两座反应堆的建成将为南方电力提供数十年的零碳能源，支持其实现净零排放目标发挥重要作用。

沃格特勒3号机组已于2023年7月31日投入商业运营。4号机组已达到满功率运行状态，预计商业运营日期为2024 年第二季度。南方电力估算，在沃格特勒4号机组投产后，南方电力将额外产生7亿美元的现金流。

沃格特勒核电站是几十年来美国第一个新建的核电站，也是有史以单体投资最大的发电项目。截至2023年底，南方电力对两台机组的预计投资额为106亿美元，考虑到项目涉及多个业主的投资，以及美国能源部在原建造商西屋电气（Westinghouse Electric）破产后提供了37亿美元融资等因素，所以很难确定沃格特勒核电站项目的总成本。

沃格特勒 3、4 号机组投入商运所得现金收入将消除南方电力多年来因项目拖期和成本超支面临的不利局面，并最终实现扩建项目的全部价值。获得稳定且可预测的低碳能源供应，有助于南方电力更好地管理能源成本和市场价格波动，AP1000的设计寿命为60年，一旦投入运营，可以为公司带来长期可持续的收益。

8.3.5 完成系列资产交易运作，以满足70亿美元的资本需求

(1) 2017年10月16日，Southern Company Gas宣布，其子公司Pivotal Utility Holdings， Inc.已达成协议，以全现金交易将其下属子公司Elizabethtown Gas和Elkton Gas的资产出售给South Jersey Industries，交易价格约为 17 亿美元。 

(2) 2019 年1 月1 日，南方电力完成了向NextEra Energy,Inc.（以下简称“NextEra”）的全资子公司出售海湾电力公司（Gulf Power Company）全部股本的交易，现金收购价格约为45亿美元。

两项交易帮助南方电力满足2018至2022年350亿美元资本投资计划中的部分资本需求，还将使南方电力的电力公用事业产品重新集中于密西西比、阿拉巴马和佐治亚三个州。

8.4 经验启示与借鉴意义

为应对北美地区的失业和高通胀等一系列社会问题和经济问题，美国2022年通过的《通胀削减法案》，驱动着北美电力公用事业的投资保持高增长态势，为一些项目经济性提供了更大的可预见性。

退煤+低碳零碳的稳健转型，1.南方电力实现净零排放的路径是根据本地资源禀赋与政策支持，通过多种能源组合方案、加快新能源开发，有序推进煤电退役，持续推动煤改燃，稳步发展核电。2.新增投资聚焦于提升主营业务经营质效和能与主业形成互补性的创新性项目，高效利用原有煤电厂电源点优势，发展新能源、燃机与储能。

通过这些系列措施，南方电力公司不仅减少了温室气体排放，还促进了能源结构的多样化，增强了公司的可持续性，并为客户提供了可负担的更清洁的能源选择。

9 Exelon Corporation 爱克斯龙电力公司

9.1 公司基本情况

爱克斯龙电力公司（Exelon Corporation）（以下简称“爱克斯龙”）是由芝加哥的电力公司（Unicom）与费城的电力公司（Peco）在2000 年合并而成，目前是美国最大的输配电公用事业公司，拥有约19,500名员工，业务覆盖特拉华州、哥伦比亚特区、伊利诺伊州、马里兰州、新泽西州和宾夕法尼亚州的大片主要城市服务区。

9.2 业务分布

公司通过旗下的大西洋城电力公司（ACE）、巴尔的摩天然气和电力公司（BGE）、联邦爱迪生公司（ComEd）、德尔马瓦电力和照明公司（DPL）、 PECO 能源公司（PECO）和波托马克电力公司（Pepco）六家子公司，为美国一千多万客户提供输配电和天然气销售服务。

9.3 低碳能源转型战略及资本运作

9.3.1 制定“清洁发展之路”战略，明确到2050年实现净零排放

爱克斯龙已经制定了应对气候变化的公司战略，确立了公司立场，还制定了一项“清洁发展之路”计划，概述了其温室气体减排目标以及实现这些目标的路径，计划使其子公司ACE、BGE、ComEd、DPL、PECO 和 PEPCO 能够在2030 年前将排放量减少50%（相较2015 年水平），并在2050年前实现净零排放。2021全年已实现25.3万吨二氧化碳减排。

目前最新的“清洁发展之路”计划包括扩大其电动汽车使用、提高可再生能源占比和消费者能源效率等方面。此外，爱克斯龙正在推动增加对电网现代化和智能电网技术的投资。

在实现战略目标过程中，爱克斯龙低碳转型目标纳入经营层绩效考核。爱克斯龙已经将年度温室气体里程碑目标作为与经营层薪酬挂钩的关键绩效指标，添加到“2030年清洁发展之路”目标中。

董事会的公司治理委员会负责监督审查公司在可持续发展和环境问题（包括气候变化）上的战略规划和完成情况，公司可持续发展委员会为经营层提供决策咨询，负责为公司整体的ESG计划和ESG信息披露出谋划策。爱克斯龙经营层每季度都会关注温室气体减排目标的进展情况，每年向董事会的公司治理委员会至少报告一次应对气候变化相关计划及进展。

9.3.2 分拆发电部门专注公用事业,进一步平滑稳定经营效益

2021 年2月24 日，爱克斯龙宣布将爱克斯龙公用事业公司（RemainCo）与爱克斯龙发电公司（SpinCo）分拆为两家上市公司，前者由公司旗下六家受监管的电力和天然气公用事业公司组成，后者由公司旗下具有竞争力的发电和面向客户的能源业务组成。

2022 年2 月，爱克斯龙完成了与Constellation 公司（CEG）的拆分，这使得其在实现一流的电力公用事业公司的目标上更进一步。拆分出的Constellation公司正式成为一家独立的上市公司，同时也成为美国最大的无碳能源生产商和为数百万家庭和企业提供清洁能源解决方案的领先供应商。Constellation 在纳斯达克全球精选市场进行交易，交易代码为“CEG”，其总部位于巴尔的摩，分拆后已成为美国财富200强企业，在美国本土、加拿大和英国运营电站，拥有约13,000 名员工。

自2022年2月CEG从爱克斯龙分离出去后，爱克斯龙已经不再拥有任何电站资源。对于电力公用事业公司来说，收益稳定性非常重要。美国的电力公用事业公司是可预测的，利益相关方和投资者都鼓励它们规避风险，同时还拥有垄断性的区域市场，可以集中并控制运营。这些受监管的资产为其提供了更高的稳定性和更低的风险，这反过来又会使它们对投资者更具吸引力。这也是为什么爱克斯龙将其不受监管的能源供应商CEG分拆出来。

在分拆之前，该公司的每股收益每年都在波动，市盈率仅为12倍。随着CEG的分拆，公司收益将更加稳定，进一步优化公司报表，预计到 2025 年，公司的年增长率将达到7%，而市盈率将达到18倍。爱克斯龙还可以使用本要划拨给CEG的资金，专注于改善其输配电业务。

9.3.3 公用事业领域投资进一步扩大，电网的可靠性和效率得到提高

2022 年，爱克斯龙在公用事业领域投资近72 亿美元，并计划在2023年至2026年期间投资313亿美元，比一年前的四年滚动目标增加21亿美元。

在爱克斯龙旗下六家公用事业公司超过310亿美元的投资计划中，三分之二将用于配电项目，67亿美元将用于建设公司的输电组合，其余将用于天然气输送项目。配电项目在计划总支出中所占的份额比一年前略有增加。这些投资预计将帮助爱克斯龙实现收入基础以8%每年持续增长。

9.3.4 持续强化技术投资监测与评估

爱克斯龙致力于电网现代化和智能电网技术，以提高能源效率和利用清洁能源。战略团队采用业务和技术监测，以确定可能对其的业务和行业产生积极或消极影响的趋势和技术。其持续关注的技术主题包括：可再生能源信用额度（REC）和碳抵消、氢气输送和存储、网络化地热、甲烷泄漏监控和家庭能源管理。

爱克斯龙跨企业团队进一步评估新兴技术和趋势，就如何最好地利用这些技术和趋势为客户、社区和企业谋福利建立业务案例。来自爱克斯龙各部门的代表与行业协会、国家实验室、顶尖大学以及在每个团队所评估的趋势或技术方面拥有专业领域知识的新兴商业领袖开展合作。通过这些努力，评估了电气化、燃料和电池存储等方面的机遇。

9.4 经验启示与借鉴意义

像爱克斯龙这样的大型电力公司正在转向输配电，部分原因是美国需要输电，同时也是因为至 2050 年能源转型所带来的未来市场机遇。对可再生能源的需求将持续存在，投资输电是大势所趋——提供必要的工具，让更多的可再生能源落地。挪威能源咨询公司挪威船级社（DNV）的一份报告称，如果美国和加拿大要实现其脱碳目标，那么至2050年将需要将输电和电网基础设施从2022年的175TW-km 快速提升至417TW-km。而无论是高压长距离输电线路还是较小的配电网，都需要花费巨资来建设。

输电基础设施还能为大型电力公司“降低风险”，因为它不受市场波动的影响，而市场波动会影响可再生能源发电的收入。对长期输电基础设施的巨额投资为大型电力公司提供了安全保障，并有助于进一步巩固受监管市场，增强投资者信心，具体表现在：

1）根据市场监管环境与股东需求，灵活调整公司经营目标与资产，最大化股东利益。专注在能源转型过程中收益较为稳定的电网与管网业务。

2）强调技术创新在智能电网实现低碳转型中的核心作用。

10 韩国电力

10.1 公司基本情况

韩国电力公社（한국전력공사，KEPCO）（以下简称“韩国电力”），总部位于全罗南道罗州市，是韩国最大的电力公司，拥有近2.34万名员工。2022年，其营业收入为565亿美元.2023 年发电量达391.6TWh。

10.2 低碳能源转型战略及资本运作

10.2.1 国家层面缺乏低碳转型的魄力，在发达国家中处落后地位

根据韩国政府2023年1月发布的最新两年期总体规划《长期电力供需基本规划》（2022-2036年），韩国的可再生能源扩张仍将保持温和态势。

该计划的目标是到2030年和2036年，可再生能源在全国发电组合中的比例分别达到21.6%和30.6%。这些目标并不具有魄力，也不足以赶上其他发达国家。

10.2.2 韩国电力装机结构过度依赖化石能源

尽管韩国电力设定了到2030年将其范围1和范围2排放量相比2018年下降40%的目标，还计划到2050年将其范围1和2排放量相比2018年下降100%。但从目前来看，其对燃煤发电项目依旧存在依赖，并持续在本地和海外投资建设燃煤电站，这也阻碍了韩国整体的脱碳进程。

2023 年，韩国电力约 60%的装机为燃煤、燃气机组。由于其对化石燃料的持续高度依赖，预计韩国电力将在 2023-2037 年期间大大超过其1.5℃的碳排放预算。2017 年至2022 年期间，韩国电力的碳排放强度有所下降，因为其煤电份额减少和核能增加。预计到 2027 年，该公司的燃煤发电比例将略有下降，而燃气发电量预计将增加。据测算，为了与2027年的1.5℃目标保持一致，韩国电力每年至少将其排放强度降低约11%。

10.2.3 绿色投资在韩国电力公司资本支出总额中所占比例仍然很小

韩国电力一直依靠公司债券为其发电扩张提供资金。2018/2019年，韩国电力朝着积极方向迈出了一步，成功发行绿色债券，资金用于其包括可再生能源在内的绿色项目。然而，尽管韩国电力继续开发绿色债券市场，但其绿色债券的发行量却微不足道，其绿色项目与传统项目相比投资规模较小，这与其减少碳排放的战略并不相符。

10.2.4 巨量债券发行造成市场扭曲

2022 年，韩国电力净发行了超过27 万亿韩元的公司债券来筹集资金。但这些债务扰乱了韩国的债券市场。据该公司称，2022年KEPCO的债券占韩国整个国内公司债券市场的46%。其发行的债券被视为一项稳定的投资，获得了专注购买国有企业债券的买家的青睐，从而导致其他公司发行的债券无人问津。

10.3 经验启示及借鉴意义

10.3.1 燃料受国际市场价格波动影响大，盈利状况极不稳定

韩国长期以来依赖化石燃料，尤其是煤炭和石油，这在一定程度上限制了其能源转型的速度。煤炭在韩国的能源结构中占有重要地位，因此淘汰煤炭发电机组和减少对化石燃料的依赖是一个长期且复杂的过程。

近些年来受燃料成本上涨的影响，其2022年营业亏损了32.6万亿韩元（折合246亿美元），亏损创历史新高。与2021年亏损 5.8万亿韩元相比，经营状况急剧恶化。虽然2022年其营业收入增至71万亿韩元，但购买燃料和电力的成本飙升86%至77万亿韩元。韩国电力出售的电力越多，其损失就越严重。其中，低电价是其亏损的重要原因之一。韩国官方历来通过保持低电价来刺激工业增长。但近年来通货膨胀带动大宗商品价格上涨，使得公用事业公司深陷亏损。

因此，煤电转型需要处理好短期和中长期之间的关系，明确不同时期煤电的功能定位与价值，并据此制定转型时间表和路线图。各个国家整体自然资源禀赋、开发规模，以及煤电气电总体规模、机组结构、服役年限等水平参差不齐，应结合不同区域煤电气电特征、电力供需平衡条件，因地制宜的确定转型路径。

10.3.2 电价与经济考量的博弈

作为一个工业发达国家，韩国需要平衡经济增长和能源转型的需求（低电价模式）。在保持工业竞争力的同时，逐步减少温室气体排放是一个重大的挑战。

【2023 年电价经历了几轮涨价】自2022年4月以来，韩电已经上调了五次电费，累计涨幅39.6%。2023 年一季度，该公司将电价上调13.1韩元/千瓦时（约合0.07元人民币/千瓦时），随后二季度又上调了8韩元/千瓦时（约合0.04元人民币/千瓦时）。2023年全年，电费上涨了29.8%。借助电价上涨和燃料价格下降，韩国电力2023 年第三季度当季实现了扭亏。但此次电费上调幅度不足以使韩国电力的债务降至可持续水平，而且叠加中东冲突导致油气价格波动，盈利水平将很难维持下去。

10.3.3 环境禀赋受限

韩国的地理环境和资源禀赋也对可再生能源的发展产生影响。韩国的土地面积相对较小，这限制了大规模地面光伏和风力发电项目的实施。

11 NextEra Energy

11.1 NextEra 基本信息

NextEra Energy（NEE）股份有限公司（纽约证券交易所：NEE）总部位于佛罗里达州，是北美最大的电力和能源基础设施公司之一，也是北美最大的新能源发电商。截至2023年底，NEE 及其子公司的员工总数约为 16800 人。NEE 拥有佛罗里达电力和照明公司（FPL），是佛罗里达州最大的电力公司，也是美国最大的电力公司之一，为约590万客户（即佛罗里达州 1200 多万人）提供清洁、负担得起、可靠的电力，其战略重点是投资发电、输电和配电设施，以低成本、高可靠性、卓越的客户服务和清洁能源。NextEra Energy Capital Holdings（NEECH）是 NEE 的全资子公司，拥有并为除FPL 及其子公司外的NEE运营子公司提供资金。

NEE 通过其清洁能源子公司NEECH，投资运营包括核电、新能源、燃气发电等清洁电力资产，其新能源子公司NextEra Energy Resources（NEER），成立于 1998 年，运营集团在佛罗里达州以外的所有新能源资产包括风电、光伏和储能设施。NEET 拥有并运营佛罗里达州以外的监管市场的输电设施。

11.2 NextEra 经营模式

NEE 的两大运营主体FPL和NEER，前者为佛罗里达州约590万客户提供服务，是美国最大的电力公司之一，后者是世界上最大的风能和太阳能可再生能源发电商，同时也是储能领域的世界领导者。2023年，归属于NEE的净收入比2022年增加31.63亿美元；其中，FPL 的净收入增加了8.51 亿美元，NEER 在 2023 年的业绩也有所增长。过去五年NEE净收入结构组合与变化如下图所示。

从平均度电成本（Levelized cost of energy, LCOE）来看，目前以太阳能和风能为代表的可再生能源已经成为美国最具备经济性的电源类型。根据Lazard 的评估，2023 年剔除补贴前电网级光伏（60美元/MWh）和陆上风电（50 美元/MWh）的平均度电成本已经低于燃气发电（70美元/MWh）、核电（126美元/MWh）和燃煤发电（109美元/MWh）等传统能源类型，现阶段具备更好的经济性。

技术进步带来的度电成本持续下降是驱动美国光伏和风电装机量大幅提升的重要因素之一。根据Lazard 的测算，2009年至 2023 年期间，美国风电补贴前平均度电成本从135美元/MWh下降到49.5 美元/MWh，累计降幅为66%，美国光伏补贴前平均度电成本则从358.5 美元/MWh 下降至60美元/MWh，累计下降84%。

NEE 的发展在很大程度上依赖于联邦政府、美国大多数州政府和加拿大部分地区政府提供激励措施，如税收激励、RPS（Renewable Portfolio Standards，可再生能源配额制）或上网电价，这些政策极大提高了NEE在开发、运营可再生能源的经济性与盈利水平。

11.2.1 FPL

FPL 是 NEE 发展的基石。FPL是一家受费率管制的电力公司，主要从事和投资佛罗里达州的发电、输电、配电和销售。1925年，在美国发电系统整合的全盛时期，佛罗里达电力与照明公司（FPL）合并（成立）。1950年，FPL成为一家在纽约证券交易所上市的独立上市公司，经过近一个世纪以来的成长，截至2023年12月31日，FPL的总装机为33GW，输电和配电线路约90,000 英里（circuit miles），变电站 883 座，通过将其发电设施与客户连接起来的综合输配电系统通过大约590万个客户账户为1,200多万人提供服务。FPL 还拥有一家天然气零售公司，该公司通过3,795 英里的天然气配送管道为佛罗里达州南部八个地区的约119,000名居民和商业天然气客户提供服务。FPL的营业收入结构如下图所示。

对于零售和批发客户，FPL可以收取的价格（或费率）由监管机构批准，零售客户由FPSC（Florida Pubic Service Commission）批准，批发客户由 FERC（Federal Energy Regulatory Commission）批准。根据美国和佛罗里达州的法律，受监管的费率旨在支付提供服务的成本，并包括合理的投资资本回报率。由于监管机构有权确定提供服务的相关成本和适当的资本回报率，因此无法保证FPL能够通过监管费率赚取任何特定的回报率或收回所有成本。由于费率在很大程度上是基于成本的，为了能够达成对于客户具有吸引力的价格，FPL 采取了持续投资低成本发电资产的战略，包括集中式光伏、分布式光伏和电化学储能。

截至2023 年，FPL总装机为33GW，包括24GW 的燃机、4.8GW 光伏、3.5GW核电、469MW 的储能。在 2024 年上半年，PFL 投产 894MW 的光伏项目，正在建设额外的1,341MW 和 894MW 光伏项目，预计将分别于2024年和2025年投入使用。

净资产收益率（ROE）方面，监管授权允许FPL的ROE水平为10.60%，范围在9.70%至11.70%。如果连续六个月美国30年期国债的平均利率为2.49%或更高，FPL有权将监管授权的ROE提高到10.80%，范围为9.80%至11.80%。在2022 年8月期间，该规定被触发，并于2022年9月1日生效，FPL的授权监管ROE和ROE范围增加。如果FPL 赚取的监管ROE低于9.80%，FPL可能会寻求零售基本费率减免。授权监管的ROE水平在一定程度上保证了成本端的压力得以传导，因此FPL的ROE水平表现较为平稳。

11.2.2 NEER

NEER 由NEE 的竞争性能源业务和费率监管输电业务组成，其战略强调的是长期合同资产的开发、建设和运营，重点关注清洁能源。NEER 目前在美国和加拿大的能源市场拥有、开发、建设、管理和运营发电设施，还包括对其他以清洁能源为重点的企业的资产和投资，如储能和可再生燃料。NEER 的大部分电力来自清洁和可再生能源，是世界上最大的风能和太阳能可再生能源发电商。

截至2023 年，NEER 的权益装机为31GW，管理装机为38GW，是美国最大的批发发电商之一。NEER 开发和建设的储能项目，一方面与可再生能源项目相结合，提高了其满足客户公司容量需求的能力，另一方面作为独立储能设施进行运营。NEER 还在北美拥有、开发、建设和运营费率管制的输电设施，截至2023年12月31日，NEER的输电设施和将其发电设施连接到电网的输电线路由大约330个变电站和3585英里的输电线路组成。

NEER 的收入大部分来源于与公用事业、零售电力供应商、电力合作社、市政电力供应商以及商业和工业客户签订的PPA，平均年限为15年。

NEER 还从事与能源相关的商品营销和交易活动，包括签订金融和实物合同。这些合同主要包括电力和燃料商品及其相关产品，目的是提供全面的能源和容量需求服务，主要是向市场上的配电公用事业企业、批发客户提供定制的电力和燃料及相关的风险管理服务，以及对冲未签订PPA发电资产的生产。例如，在PPA无效的情况下，NEER将其发电设施的产出销售到现货市场。在这种情况下，NEER 经常签订期限通常不到三年的短期双边合同，以对冲与向每日现货市场销售相关的价格风险。此类双边合同可能是实物交付或财务（定价）抵消的对冲，用于保护NEER预计从相关发电设施获得的部分收入。

NEER 还通过经营和非经营所有权权益参与天然气、液化天然气和石油生产，并通过全资子公司或非控股或合资权益参与管道基础设施的建设、管理和运营；同时对冲了其天然气基础设施生产资产的预期产量，以防止价格波动。例如，NEER 拥有的天然气管道所有权，主要是位于美国中西部和南部地区的油气页岩地层的所有权，同时其还拥有西弗吉尼亚州和弗吉尼亚州正在建设的303英里天然气管道32.2%的所有权。

此外，NEER 的投资组合还包括对其他以清洁能源为重点业务的资产和投资，如储能和可再生燃料。截至2023年12 月31日，NEER拥有约2,624MW 储能的净所有权权益、29 个沼气项目的投资组合、1个可再生天然气设施以及其他主要运营垃圾填埋的发电设施。

11.2.3 NEP

NEE 及其子公司需要资金来支持和发展业务。这些资金用于日常运营、资本支出、资产和业务的投资或收购、到期债务和相关衍生债务的支付，以及不时赎回或回购未偿债务或权益证券。这就要求NEE将通过经营现金流、短期和长期借款、发行短期和长期债务以及不时的权益证券、来自不同成员投资者的收益、可再生能源税收抵免的出售和向NEP或第三方出售资产的组合来满足。

NEP 于2014 年推出，是一个以收益增长为导向的有限合伙企业，通过有限合伙人在NEP OpCo 的权益收购、管理和拥有具有长期稳定现金流的清洁能源合同项目。NEP 的项目包括NEER 出资或从其收购的能源项目，或从第三方收购的项目，以及从第三方向其收购的合同天然气管道的所有权权益。NEP还不时投资为其某些资产提供动力或扩大其资产。截至2023 年，NEE拥有 NEP的非控股普通合伙人权益，并实际拥有NEP约52.6%的投票权；NEP拥有NEP OpCo 的控股普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益。此外，NEER 在NEP OpCo 的间接有限合伙权益约为51.4%，NEER将其在NEP的所有权按照权益法投资核算，并将其对NEP的项目销售作为第三方销售核算在其合并财务报表中。具体结构如下：

通过NEP OpCo，NEP 拥有或部分拥有可再生能源资产组合的合同，包括风能、太阳能、太阳能+储能和独立储能项目，以及天然气管道资产（管道投资）的合同。NEP 希望利用北美能源行业的趋势，包括随着老化或不经济的发电设施的逐步淘汰，增加清洁能源项目，以提高风能和太阳能项目产生的能源相对于使用其他燃料产生的能源的竞争力。

公司治理与管理层面，NEP没有资产运营人员，仅依靠MSA（Master Service Agreement）向NEE采购运营、管理和行政服务，并向NEE支付管理费。

NEP 的主要业务目标是向普通持有人提供现金分配，通过从NEER或第三方获得清洁能源项目的所有权权益。NEP主要商业战略是：

(1) 专注于签约的清洁能源项目，专注于长期签约的清洁能源项目，这些项目具有更新、更可靠的技术、更低的运营成本和相对稳定的现金流，符合其投资组合的特点。NEP的投资组合包括风能和太阳能发电设施、太阳能+储能项目、独立储能项目和管道资产的投资。多样化的投资组合往往会减少单个项目或区域偏离历史资源条件的程度，从而在长期内提供比非多元化投资组合更稳定的现金流。此外，其投资组合的地理多样性有助于最大限度地减少特定司法管辖区不利监管条件的影响；

(2) 将投资重点放在北美，利用NEE长期的行业资源、知识和经验寻找新的投资标的；

(3) 保持健全的资本结构和财务灵活性。NEP 及其子公司利用了各种融资结构，包括有限追索权的项目融资、出售某些子公司不同成员的权益和股权、优先股、可转换高级无担保票据和高级无担保债券，以及循环信贷和定期贷款等。通过以上低成本融资手段，投资与收购新能源资产，以最大限度地向普通持有人分配现金。

(4) 利用母公司在新能源方面的运营优势，通过委托运营合同为 NEP 的项目提供运维、行政和管理服务，以最大限度地提高其投资组合的运营效率。

(5) 通过选择性收购运营项目或在建项目的所有权权益，特别是存量风电项目的“以大代小”改造等。

11.3 NEE 战略转型路径

NEE 的管理层认为，资本投资一直是该公司快速增长的核心，在不断变化的电力格局中，这些投资是公司自身可持续发展的基石，NEE利用FPL拥有的电网和传统能源资产收入，转而大力投资其新能源旗舰公司 NEER，并将其打造成最大的风能和太阳能可再生能源发电企业；在过去十年中，NEE在清洁能源基础设施方面投资了近900亿美元，使NEE成为美国能源行业最大的基础设施投资者，也是这一时期美国所有行业最大的资本投资者之一。

在过去 15 年里，NEE 有着持续增长的调整后每股收益的良好记录，在此期间的复合年增长率接近8.5%。这些持续的回报使NEE在一年、三年、五年、七年和十年的股东总回报方面跑赢了标准普尔500指数和标准普尔500公用事业指数，表现超过了标准普尔公用事业指数中的所有其他公司和标准普尔500指数中85%的公司，同时两个上市公司股票的总回报率都增加了两倍多。因此，NEE 已经从 15 年前的平均市值公用事业企业成长为当今世界上最大的公用事业企业。

在金融工具方面，YieldCo 是过去十年以来美国能源企业常用的模式之一。早在2013年7 月，NRG Energy 就推出了“NRG Yield”，这其中包括了NRG的光伏和其他常规发电资产。2014 年7月，美国公司Sun Edison 也披露了TerraForm Power 这个YieldCo 平台，受到6亿美元左右的资金追捧。YieldCo的业务通常包括以下几方面：

(1) 管理服务业务：服务性的功能包括项目开发、EPC管理、运维服务。 

(2) 资产业务：主要是各发电资产的项目公司SPV（Special Purpose Vehicle，特殊目的载体）。包括项目储备、在建工程、初始经营的电站资产等等。 

(3) 融资平台：放入 YieldCo 的发电资产应该是已经并网的，没有开发风险的，满负荷运营了一段时间的，不存在限电现象，回报比较稳定的资产。

YieldCo 和REITs（不动产投资信托）类似，可以理解为是一种权益性融资工具，都是由母公司发起创立的、持有一定规模营运资产、并将该资产产生的部分现金流以股息形式支付给股东/持有人的实体，并进行了上市。YieldCo 模式独特之处在于可以持续向目标公司注入资产。因此，NEP严格上来说并不能称为是一家公司，本质是创立的一个收益性融资平台，引入第三方资金实现项目沉淀资金的回笼。如前所述，NEP并无自有员工，只享有项目的收益权和所有权，并非项目运营实体，实际运营仍由NEER 负责。自上市以来，NEP持续不断地收购NEER的资产，极大缓解了NEER和其他关联实体资本支出的压力。相应的，NEER 之所以营收保持稳定，其背后主要重要原因也在于持续剥离资产至NEP内，从而降低自身合并报表资产总额，这也是NEER控股装机可低于其权益装机的重要原因。

11.4 对国内电力企业的启示

通过复盘NEE 在过去十年的发展历程，可以看到NEE作为一家公用事业企业实现业绩的持续增长，一方面离不开行业红利，即政策支持及成本下行背景下美国可再生能源装机容量迅速增长；另一方面也受益于公司特有的经营优势，包括佛罗里达州等优质的地区资源，以及出色的资本运营和投资能力。从NEE的经营中主要也可以得到的以下启示：

(1) 新能源投资布局优质区位，在技术的叠加下，可以得到更高的增长。通过开拓布局具备较好资源的区域，不仅能够享受电力需求的增长，还能够通过为更多的用户服务来摊薄发电的固定成本，发挥经营杠杆，降低度电成本。

(2) 合理利用权益融资工具（YieldCo 或公募 REITs），为新能源发展提供可持续的低成本的资金。

(3) 应用数字化工具，实现降本增效。大数据和AI等数字化工具可以赋能电力企业在电厂选址、运营过程中的决策。我国的电力企业可以借鉴NEE建立自己的数据分析能力，应用数字化工具提升运营效率。

NEE 构建了一个较为稳定的商业模式。在电力供需趋紧且新能源快速增长的背景下，传统电源、输配电基础设施的建设对电力系统的支撑作用将愈发强化，且重要性也将持续凸显。一方面，NEE存量电源资产与管网资产的稳定盈利可持续，另一方面增量电源、储能与管网资产的业绩提振可预期，其同时兼顾了传统公用事业企业的业绩稳定性与新能源发展以及相关配套基础设施投入所带来的成长性，希望这种模式能够对国内传统能源电力企业转型与新能源布局提供一些参考意义。

12 YieldCo

作为全球500强里排名中最前的可再生能源供应商NextEra Energy，在快速发展新能源的过程中，其使用的YieldCo 模式受到了广泛的关注，同时，YieldCo 模式是美国多家能源企业都在使用的融资方式，目的是撬动资金发展低碳能源，也为投资者提供更加稳定的长期收益和享受税收便利，简单来说是一种兼顾税务筹划与融资的架构形式。本报告将从以下几方面简要介绍YieldCo 模式：

12.1 什么是YieldCo模式

YieldCo 是一类以收益增长为导向的上市公司，通常由大型的能源电力企业创建，将具备长期经营性合同的可再生和/或传统资产捆绑在一起，以产生可预测的现金流。收益公司每年或每季度以股息的形式向股东分配可供分配的现金。YieldCo将其绝大多数现金流支付给投资者，利用外部增长资本来源（即债务和股票市场）购买资产，使得作为普通合伙人（GP）和资产管理人的母公司能够收回可再生能源项目的建设成本，同时也能从这些项目产生的未来现金流中受益。通过这种方式，开发商能够收回可再生能源项目的建设成本，同时仍然受益于不断增长的现金流，这些现金流可以再投资于自己的业务并推动股息增长。YieldCo 是能源企业创建的一种上市公司类型，旨在为可再生能源项目的开发筹集资金。这种投资对股东很有吸引力，因为他们可以获得预期风险较低的回报（或收益率），并预计会随着时间的推移而增加。筹集的资金可以用于偿还昂贵的债务，或以低于税收权益融资（tax equity finance）的利率为新项目融资，在2013-2014 年美国推出时，其税收权益融资可能超过 8%。以下将通过介绍两种 YieldCo 架构进一步解析YieldCo 模式。

第一种架构源于NRG Yield，如上图所示：在这种架构中，母公司拥有YieldCo的多数股份（B类普通股），而公众股东有权获得少数股份（A类普通股）。运营子公司拥有和/或运营的项目产生的收入通过该结构传递给股东，以实现回报。具体而言，母公司（Parent Company）NRG Energy 将其拟置入能源资产纳入NRG YieldCo 旗下，然后NRG YieldCo在纽交所公开上市融资。完成后公众股东（Public Shareholders）持有 A 类普通股，享有YieldCo 的收益和少数投票权（Minority voting interest）；母公司则持有 B类普通股，不享有YieldCo 收益但享有多数投票权（Majority voting interest）。再次，YieldCo 通过用募集资金向母公司收购及直接增资的方式获得NRG Yield LLC的100%A类份额，成为YieldCo 下NRG Yield LLC 的独家管理人并享有其少数收益（Minority economic interest），母公司则持有NRG Yield LLC 的100%B类份额并享有其多数收益（Majority economic interest）。最后，实际持有资产的NRG Yield LLC 可将该笔资金用于补充流动资金、置换高成本融资、收购资产等日常经营目的。在这一架构下，母公司通过多数投票权对YieldCo实施控制，同时通过在NRG Yield LLC中的B类份额获得资产的多数收益。YieldCo通过成为NRG Yield LLC 的独家管理人实现对资产的控制，并通过LLC的转嫁税收实体功能（即LLC层面不缴所得税），将其享有的资产少数收益传导给公众股东。

在首次公开募股时，NRG Energy 通过B类股票拥有65%的投票权，到2015年，由于继续发行A类股票为下拉式收购提供资金，这一比例已降至55%。同时，为了保持控制权，NRG Energy 开始进行资本重组，创建了C类和D类股票，并以1比1的比例发行了当时现有的A类和B类股票。然而，与A股和B股相比，新发行的股票只有1/100的投票权。从那时起，公司进一步发行的股权仅为C类股票，这在一定程度上稀释了控制人的投票权。随着NRG Energy 业务持续增长，债务持续增加，NRG Energy 决定剥离其在NRG Yield 的股份，并出售其大部分发电资产，以专注于其零售业务。最终，根据2018年2月公布的交易，基金管理公司Global Infrastructure Partners（GIP）收购了 NRG Yield的控股权以及NRG Energy 的可再生能源开发和运营平台，NRG Yield更名为Clearway Energy，作为发起人的 GIP 拥有 55%的投票权和 44.3%的经济利益，而公众股东控制着45%的投票权，55.7%的经济利益。普通股有四类（A类、B类、C类和D类），其中只有两类（A类和C类）公开交易。A类（CWEN.A）的投票权是C类（CWEN）的100倍。同样，B类的投票权是D类的100倍（但这些都是由GIP持有的），具体重组后的架构在原有架构上进行深化，较原有架构提高了控制权，降低了收益权，具体如下：

第二种架构源于NextEra 的 YieldCo（NEP），如下图所示，与第一种架构相比，通过合伙结构，进一步提升了控制权，同时释放出更多份额的收益权给公众持有人。在其架构中，母公司NextEra Energy 将其拟置入资产纳入NEP下的NextEra Energy Operating Partners（NEP OpCo）旗下，NEP 在纽交所公开上市融资，由母公司间接控制的NextEra Energy Partners GP 担任普通合伙人（不享有经济利益），NEP 拥有NEP OpCo 的控股非经济普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益，NextEra Energy Equity Partners（NEE Equity）作为有限合伙人拥有NEP OpCo 约51.4%的普通股，代表有限合伙权益和NEP OpCo 的100%B类合伙权益，NEE Equity 可以对其NEP OpCo 普通股进行投标，并在一对一的基础上获得NEP普通股，或根据交换协议的条款以现金形式获得此类普通股的价值。公众股东作为有限合伙人（享有YieldCo100%收益）。在这一架构下，YieldCo 通过用募集资金向NEE Equity 收购及直接增资的方式，获得NEP OpCo的收益和投票权，NEE Equity 在交易完成后保留NEP OpCo 的多数收益和投票权，实际持有资产的NEP OpCo可将增资款用于补充流动资金收购等日常经营；母公司通过作为YieldCo 的普通合伙人拥有YieldCo 的多数投票权并实现了对YieldCo 的控制，同时通过在NEE Equity 中的合伙份额获得收益。

YieldCo 的主要业务目标是向普通持有人提供现金分配。可再生能源项目在开发阶段面临一些不确定性，但一旦投入运营，通过通常长达15-30年的PPA签订和/或其他类似的相关协议，创造了相对稳定和低风险的现金流，收益从中支付给投资者。例如，BEP的绝大多数现金流都是通过其位于世界各地的260座水电站大坝的长期PPA产生的，近年来，其YieldCo 一直在将其资产多元化，也涉足风能和太阳能项目。NEP 的资产签订了平均剩余期限为18年的长期合同，充分利用其开发商潜在的可再生能源开发的积压量，足以在未来几年将其产能增加。

为了确保稳定的收入来源，YieldCo 可能会在其投资组合中储备各种资产。资产类型可能包括传统发电、可再生能源（太阳能、风能、生物质、水力、热能等）以及输电线路和天然气管道。例如，Abengoa Yield 在发行当年的投资组合包括 86 英里的输电线路，TerraForm Power 的投资组合包含许多中小型分布式发电项目。TerraForm 初始投资组合中最引人注目的两项资产是46.5MW的2014年美国项目和19.6MW的Summit Solar项目。每个项目分别由42个和50个站点组成，承购方包括公用事业、市政、商业和政府实体。NRG Yield 包含10个州的25 项资产，涵盖大型、传统、公用事业规模的太阳能和热能项目，如36%的传统发电资产、16%的可再生能源和48%的热能/联合发电的初始投资组合——每个 YieldCo 的投资组合都是根据每个能源企业的专业能力，同时还要考虑如何平衡收入与税收优惠的预期。

为了保持有利的税收优惠和稳定的收益率，YieldCo的商业模式要求在初始投资组合资产接近合同到期时收购新一批资产。这种潜在资产，或drop-down，旨在为YieldCo 提供稳定的现金流，以实现高于平均水平的收益增长和低于平均水平的风险。Drop-down时间表对于维持现金流和优惠税收待遇至关重要，因此，对于 YieldCo 作为长期融资结构的未来增长和生存能力也至关重要。为了减少未来现金流的不确定性并确保资产的可及性，通常YieldCo 和母公司之间普遍存在优先发行权或认购权等协议，例如，NEP和NEP OpCo 是与NextEra Energy Resources，LLC（NEER）签订 ROFR（rights of first refusal，优先购买权）协议的一方，该协议授予NEER及其子公司（NEP OpCo及其子公司除外）对任何拟议出售的NEP OpCo ROFR资产的优先购买权。根据ROFR协议的条款，在就NEP OpCo ROFR 资产的任何出售或进行任何谈判之前，NEP OpCo必须首先与NEER进行30 天的谈判，以试图就向NEER或其任何子公司出售该资产达成协议。如果在最初的30 天期限内未能达成协议，NEP OpCo将能够与任何第三方就30天期限的资产出售进行谈判。在接受任何第三方要约之前，NEP OpCo将被要求在未来30天内重新与NEER进行谈判，如果NEER 同意与该第三方提议的条款基本一致，则不允许将适用资产出售给提出要约的第三方。如果在30天期限结束时，NEER和NEP OpCo尚未达成协议，则NEP OpCo 有权在30天内将该资产出售给该第三方。

综上，YieldCo 就是传统公用事业公司创建的一种融资平台，其主要客户就是这些公共事业企业，目的是将其发电资产货币化，以便将资金重新部署到企业业务的其他方面。需要注意的是，YieldCo 的综合融资成本还需视其资本结构和债务融资成本而定，不能与股权融资的较低融资成本直接划等号。

12.2 美国能源企业的YieldCo表现

在能源转型大背景下，YieldCo 模式开始应用于新能源快速发展的投融领域。2013年至2014 年期间，共有5家拥有和运营可再生能源基础设施资产的YieldCo类型公司在美国实现了首次公开募股IPO，这些公司的长期购电协议PPA平均期限为18-20 年，因此这些公司因其相对较高的股息率和稳健的增长而受到投资者的关注。具体来看，2013年7月，NRG Energy 就推出了“NRG Yield”，其含有光伏和其他常规发电资产，上市后，NRG 收益率翻了一倍；2014年6月，美国公司Sun Edison也向外界公布了Terraform Power 的 YieldCo 平台并在纽约证券交易所上市。随后，NextEra Energy 成立的NextEra Energy Partners LP 上市，西班牙 Abengoa SA 的 Abengoa Yield 上市。凯雷/Riverstone集团支持的独立运营公司Pattern Energy 在美国、加拿大和智利持有股份，自2013年10 月上市到2014 年上涨了47%。在 2014年，这5家公司的可再生能源基础设施资产平均每家超过1GW，当时的总市值为150亿美元，企业价值超过200亿美元。

当十年前上市的5个YieldCo 取得成功后，当时世界领先的可再生能源公司都在试图复制这些结构性机会，或是被股东要求去尝试YieldCo模式。在YieldCo发展较快的2013年-2014 年期间，YieldCo 一直是大型市场参与者的子公司，拥有购买第三方资产或自己建设项目所需的资本，它们主要来自大型公用事业公司不受监管的部门，这些公司拥有可再生能源和传统发电资产（例如 NextEra）、独立发电商（IPP）以及纯太阳能或风能开发商。在2014年，共有6家可再生能源发电公司的YieldCo在美国市场运营，包括：NRG Yield、Pattern energy Group（NASDAQ:PEGI）、TransAlta Renewables（TSE:RNW）、Abengoa Yield Plc（NASDAC:ABY）、 Next Era energy Partners，LP（NYSE:NEP）和TerraForm Power（NASDAX:TEP），其当年资产、募集资金和收益率数据的情况如下图所示。

随后几年，YieldCo 模式在电力能源行业的应用快速发展，在2015年时已达到15家上市，2016 年达到24 家。作为收益增长型上市公司，NextEra的YieldCo（NEP）自首次公开募股以来，几乎每季度都提高股息（如下图所示），而Brookfield Renewable Partners（BEP）是该行业延续时间最长的YieldCo 之一，同样也有着出色的增长记录。

12.3 YieldCo 模式的优势

YieldCo 是有潜力释放可再生能源资产的价值，并可能会吸引新的投资者。为了换取投资相对低风险资产的机会，YieldCo 的投资者通常会获得3%至5%的回报和8%至15%的长期股息增长目标。YieldCo 倾向于将现金流的很大一部分作为股息支付。

在美国金融市场，相比传统的电力项目融资方式，YieldCo模式非常有竞争力，作为主有限合伙（MLP）和房地产投资信托（REITs）的替代方案，特别是在美国的税收体系下，相对于MLP和REITs，YieldCo 可在一定程度上避免双重税收，即，通过YieldCo 可以将其免税收益传递给投资者，而不是两次征税（一次在公司层面，另一次在股东层面）。这些净经营亏损减少了公司的应纳税所得额，因此公司的年收入较低，甚至可能不纳税。净经营亏损可以结转未来的应税事项，因此，许多 YieldCo 公司预计在几年内不会缴纳大量所得税。此外，如果股息的回报被视为原始投资的回报，而不是投资回报，那么股息也可以在股东层面获得优惠的税收待遇。当收益只在一个水平上征税时，公司能够更经济地从股东那里筹集资金。

YieldCo 与 MLP 不同，可以安全地拥有在递延税款账户，如IRA和401（k）s。由于YieldCo的几乎所有股息都是按照长期资本收益率作为普通合格股息征税的，因此投资者通常需要支付的税率通常远低于其边际税率。

NEP 自成立起预计在大约 15 年内几乎不缴纳所得税，同时可能从资本回报中产生部分股息。2022 年NextEra的年报中亦显示，2022 年8月16日，《通胀削减法案》（lRA）签署生效后，延长了风能和太阳能税收抵免的期限，并扩大了税收抵免，以支持更广泛的可再生技术。原本NextEra已经是2000 年至2015 年间美国联邦拨款和分配税收抵免的第二大受益者（唯一获得更多的公司是西班牙可再生能源巨头 Iberdrola），获得了近20亿美元，加之其NEP的YieldCo的结构，其整体通过税收所获得的收益已远高于同业。

另一方面，尽管采用YieldCo 模式的杠杆率可能较高，但由于每个YieldCo广泛使用项目公司进行债务的自行摊销，这些债务中的大部分比传统的公司杠杆更安全。具体来说，每个光伏或风电项目都是独立的公司，如果贷款违约，只有与该贷款相关的资产才会提供给贷款人。YieldCo 所持有投资组合的其余部分是安全的。事实上，除非发生自然灾害或天气模式发生极端变化，否则每个项目都有保证的PPA收入，该PPA将用于支付本金和利息，并将分配还给YieldCo；到 PPA完成时，贷款理论上可以全部还清，发电量可按市场价格出售。

12.4 YieldCo 模式的主要风险

YieldCo 的商业模式似乎在很长一段时间内都有坚实的基础，但也有长期的风险，例如，可再生能源价格的快速下降。2015年至2022年七年期间，太阳能等可再生能源的成本下降了约66%，但成本削减远未完成。随着技术的进步和规模经济的实现，IRENA预计未来几年太阳能和风能的成本将继续快速下降。根据彭博新能源财经的报告，到 2040年，太阳能的成本可能会降至0.03美元/kWh，比2015年的水平下降77%。

因为技术创新导致设备成本持续下降，存量新能源项目的经济性可能无法维持，YieldCo的增长状况可能出现恶化。比如，YieldCo 现有的 PPA的数量非常多且十年前的价格相对于目前来说较高。光伏和风电设备的技术寿命为25至30年。而PPA平均年限是15年，当存量PPA到期时，YieldCo 新谈的PPA可能远低于目前的水平。这可能会导致现有资产的现金流大幅减少，并影响长期增长。即使是更稳定的可再生能源，如BEP专门从事的水力发电，也可能受到干旱等不良水文的负面影响。例如，2015 年和 2016 年，BEP 的风电场发电量均低于平均水平；与此同时，其水电站大坝在美国西部遭受干旱，尤其是巴西——这对BEP YieldCo 可用于分配的现金产生了严重的负面影响。

税收政策方面也对可再生能源项目公司的经济性产生影响，可再生能源和YieldCo 模式曾经的繁荣很大程度上是由于有利的税收优惠，而这些优惠在未来远不能得到保证。例如，在YieldCo 应用较多的美国市场，虽然允许项目开发商注销30%项目成本的太阳能投资税收抵免延长至2018年，但随后下降到2022年仅达到10%；2015年底，作为风电行业主要增长动力的每千瓦时2.3 美分的生产税收抵免被延长，但仅限于2016年，到2020 年，税收抵免每年将下降20%。虽然这些税收优惠政策不同程度地再次延期，但这远不能保证未来税收方面的优惠，而且往往取决于哪个政党执政。

资本层面，与任何资本密集型、快速增长的行业一样，试图过快地获得资本、过多的增长、并承担危险的债务都是管理层与投资者需要面对的风险。例如，SunEdison 的Terraform Power（TERP）和 Terraform Global（GLBL），当 SunEdison 为了成长为世界上最大的太阳能供应商之一，背负了超过160亿美元的债务，于2016年破产；同时，对于TerraForm Power 和TerraForm Global的投资者来说，开发商的财务困境导致管理层（同时管理SunEdison 及其YieldCo）迫使YieldCo 不仅为资产支付过高的费用，还承担了高风险的债务水平。加上YieldCo管理团队缺乏独立监督，使TerraForm YieldCo 本身也濒临破产，TerraForm Global最终被 Brookfield 的资产管理公司（BAM）收购。

YieldCo 的另一个主要风险——对外部增长资本的持续需求和低股价。因为YieldCo的商业模式非常像 MLP，增长资本来自债务和股票市场，YieldCo 经常受制于变化无常的投资者情绪。当涉及到股价时尤其如此。如果股价过低，可能会导致缺乏收购开发商资产和以投资者预期的速度增长股息所需的增长资本。例如，SunEdison/TerraForm 的破产对整个行业产生了不利影响，并导致 YieldCo 的大部分股价暴跌，虽然许多公司的股价已经有所恢复，但大多数 YieldCo 的收益率都很高，导致了高股本成本，并使增长具有挑战性。

此外，美国利率的上升，加大了YieldCo提供更高收益率的压力。大多数YieldCo都有太多的财务杠杆和不太稳定的支出比率，利率上升不仅意味着债务成本上升（从而资本成本上升），而且无风险利率上升通常会使高收益股息股票的吸引力相对降低，从而可能导致股价下跌和对收益率要求的上升。

另一方面，母公司在推进 YieldCo 时可能会考虑的一个细节是对信用评级的潜在影响。当母公司将经营资产从资产负债表中转移到 YieldCo 时，它可能会留下相同的债务。如果信用评级机构认为这种资产负债变化是一种风险，他们可能会下调母公司的信用评级。

12.5 YieldCo 模式的应用特点与国内企业的实践和挑战

YieldCo 主要是美国的传统电力公司和公共事业企业为了向低碳未来过渡而共同开发的模式，公用事业可以通过出售完全运营、技术成熟的可再生能源资产，然后将收益重新用于开发风能、太阳能和水力发电领域的新可再生能源项目，从而回收资本，能够避免达到可再生能源领域开发的资产饱和，并可以在不限制股本的情况下继续建设可再生能源项目。

YieldCo 的主要特点包括但不局限于：将风险属性迥异的开发资产与营运资产隔离，理论上其持有的营运资产能够产生长期、稳定、可靠的现金流，风险低于不确定性较高的开发资产；PPA与实力强、信誉好（通常主体信用评级为投资级）的对手方签订，以确保未来现金流的长期、稳定和可靠，强化了YieldCo的安全边际；YieldCo模式通过承诺收益增长以及税务处理等优势增加了对投资者的吸引力；同时，以上市公司形式公开募集资金，降低了流动性溢价，例如，目前美国市场上所有 YieldCo 均为上市公司，公众股东/持有人除享有收益权所对应的收益外，还可以在证券交易所公开转让持股（或合伙份额）。

YieldCo 在海外发展迅速的同时期，国内同类型企业也开展了实践，对YieldCo的模式进行了关注和尝试，如协鑫新能源（00451.HK）曾计划打造的YieldCo 融资平台，向高盛发行了本金总额 1 亿美元的 3 年期零利息可换股债券，将部分优质电站资产作为其YieldCo100%的股权，根据当时可转债的条件，如果高盛进行转股，公司的电站享有20%的溢价，也就是转股后，高盛持有45%，00451.HK持有YieldCo的55%。如果YieldCo独立进行IPO，可以发行不具有投票权的新股，00451.HK仍能控股YieldCo。

但 YieldCo 模式在国内实践还面临诸多挑战，在发展迅速的时期并没有在国内资本市场落地，上述的协鑫也只是在香港进行了尝试。YieldCo在国内最大的挑战来自于政策层面，当对于境内公司同股不同权或是双重股权的认定争议较多，税收体系也相差太多，与美国相比通过税务筹划来吸引投资机构的效果很难实现；另一方面，上市企业对于信息透明的要求非常高，YieldCo 中资产情况、法律情况、政策情况、现金流等全部项目信息都要公开披露；此外，国内部分电站并网后还存在限电、电池衰减速度快、应收账款高、补贴不到位等问题，且用于保障收益之一的长期购电协议PPA在国内市场也几乎没有实际的落地。因此在当时的市场情况下，国内企业只有在海外项目融资时才会考虑使用YieldCo 的模式，在国内市场更多通过公募REITs作为清洁能源项目的新型融资工具。

13 结语

13.1 国际传统电力企业转型发展任重道远

传统发电技术，包括火电、核电、水电是大型发电集团的核心资产，这几类资产技术上有很强的容量边际效应，大机组的运行效率明显高于中小机组。因此传统电力项目投资大、系统复杂，需要匹配复杂精细的管理架构，核心竞争力是投资、建设与运营管理，现有的传统发电集团都是围绕以上特点发展起来的，组织结构与企业文化都高度趋同。但以光伏、风电为主的新能源有很强的模块化与分布式特点，大到上百万千瓦，小到几万千瓦的项目都能干，资产的运营也相对简单，单个项目的容量边际效率不明显，这大大降低了进入新能源投资运营的难度。很多发达国家与新兴发展中国家的新能源项目甚至是由几十人的私募基金团队进行开发与运营。传统发电集团开发新能源的优势并不明显。另一方面，随着各发达国家纷纷提出较为激进的碳中和目标，在能源政策与行业监管方面加大了火电的运营压力与成本，很多国际电力集团加速退役退出煤电资产，而新能源新增发电装机与发电量又不能填补煤电缺口，出现“减量转型”的现象。

2008 年金融危机后，国际地缘政治变化加快，黑天鹤、灰犀牛事件频出，中东局势、俄乌战争、新冠大流行等造成的供应链安全、大宗商品价格剧烈波动，对高度依靠燃料的火电资产形成重大经营风险，欧洲、韩国、日本的发电企业承压巨大，部分企业被国有化或面临破产风险。发电企业一方面要维持存量火电资产安全稳定经营，一方面又要面对竞争激烈的新能源建设，转型发展任重道远。

从本报告重点分析的西班牙伊维尔德罗拉公司（Iberdrola）、法国电力（EDF）、新世纪能源（NEE）等案例可以看出，传统发电集团在转型过程中，必须走好存量资产高效稳定运营，增量新能源资产择优发展的路径，才能平衡经营与发展，实现企业健康可持续的转型。

13.2 合适金融工具在能源转型过程中能够发挥强有力的作用

相比传统的火电，新能源、核电、水电是以初投资为主的发电资产，发电集团在转型过程中面临巨大的资本开支，权益融资能力往往决定了资产转型的速度。NEE等公司的案例充分说明，新能源发电成本不受燃料影响，通过深度参与电力市场或签署长期供电协议（PPA）实现稳定收益，并在此基础上合理利用权益融资工具（YieldCo或公募REITs等），可以获得可持续的权益融资，为发电集团的新能源投资提供低成本可持续的资金，加快资产转型速度。

13.3 燃料成本管理是传统电力企业转型发展的基础

传统电力企业持有较大的火电资产，如果因为政策或市场原因不能有效传导燃料成本，其经营与净资产将面临极大的不确定性。韩国电力的案例说明，如不能有效经营好存量火电资产，企业将面临极大的现金流压力，转型发展也就无从谈起。火电企业如能通过持有燃料资产、持有长期供应合同或金融对冲工具，长期锁定燃料供应与价格，建立类似煤电联营、气电联营模式，形成可持续的燃料成本管理机制，稳定存量火电资产收益，支持资产的结构转型。

13.4 核电是清洁能源的重要组成部分

核电资产在发达国家都普遍面临初投资大、项目建设期长的挑战，存量核电资产在法国EDF、美国南方电力、佛罗里达电力、韩国电力的发电资产中起到了压舱石的作用。从长期看，特别是在风光资源有限，用电负荷集中的区域，核电仍是具有竞争力的清洁能源发电形式。在满足安全的前提下，在我国经济发达的沿海地区，核电相比火电有一定的度电优势，是新型电力系统中基荷的优势电源。叠加AI算力对核电的需求，核电的稳定性和绿电价值将进一步得到市场认可。全球的电力企业都在重视核电资产的配置与投资。大型核电项目初投资大、监管严格、运营复杂，也比较适合我国大型国有发电集团。

风险提示：全球能源转型政策可能不及预期、新能源产业发展可能不及预期、光伏储能等新能源技术发展可能不及预期、报告研究相关电力公司未来发展可能不及预期