國際電力企業轉型發展比較研究報告

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（來源：長城證券產業金融研究院）

產  業  研  究  報  告 

國際電力企業轉型發展比較研究報告

1. 全球能源轉型現狀與趨勢

1.1 2023 年全球可再生能源裝機創新高

2023 年，全球可再生能源新增裝機容量再創新高，達到473GW，同比增長13.9%，可再生能源總裝機容量達到3.87TW。太陽能和風能繼續主導可再生能源擴張，佔2023年可再生能源新增裝機容量的97.6%，達到歷史新高。其中，太陽能發電裝機容量大幅增加346GW（+32.2%），風電增加116GW（+12.9%），水電增加7GW（0.6%），其他包括生物質能新增4.4GW（+3%）、地熱能新增0.2GW。

2023 年，可再生能源在電力新增裝機容量的佔比達到86%，相比2022年的84%進一步提高。可再生能源在總發電裝機中所佔比例也從2022年的40.4%上升到2023 年的43.2%，上升了近三個百分點。可再生能源裝機量仍然不斷增長，但相比COP28設定的2030 年全球可再生能源裝機容量增加兩倍達到11TW 的目標，仍然有一定差距。

從區域分佈來看，亞太地區引領全球增長，歐美地區增速放緩。2023年亞洲地區可再生能源新增裝機容量327.8GW（佔全球 69.3%），使得該地區可再生能源裝機總量達到了1961GW（佔全球50.7%）。亞洲地區的強勁增長主要來自中國，其新增裝機達到297.6GW。2023 年歐洲和北美可再生能源發電裝機容量分別增長 71.2GW（+10.0%）和 34.9GW（+7.0%），非洲地區繼續穩定增長（+4.6%），大洋洲地區增加5.5GW（+9.4%)），南美洲繼續保持上升趨勢增加22.4GW（+8.4%），中東地區創下有記錄以來最高增速，新增裝機5.1GW（+16.6%）。

相比而言，中國依然是全球新能源裝機增長的引擎。但在中國以外地區，新能源增速有所放緩，尤其是風電裝機增長顯著放慢。

美國是全球風電增速降低的主要因素。2023 年，美國新增風電裝機容量只有 6.4GW，是近十年來美國新增風電裝機最少的一年，也是風美國電裝機容量連續第四年下降。美國風電發電量也在2023年出現了至少自2001年以來的首次下降（-9.1GWh，-2.1%）。低風速條件使負荷率接近過去五年來的最低水平，同時，在《通貨膨脹削減法案》的預期提升之前，預計新增發電量也有所放緩。

2023 年歐洲風電裝機容量為18.3GW，低於2022年（18.9GW）和 2021 年（18.4GW）。速度的放緩主要歸因於政策的不確定性、設備成本上升、融資成本上升、漫長的許可流程、選址障礙以及新輸電設施建設進展緩慢等。

1.2 全球能源系統清潔轉型面臨挑戰

地緣政治事件引發並加深了全球能源危機。由於地緣政治事件頻發和能源市場大幅波動，清潔能源發展的良好態勢一度受阻。由於可再生能源的產能尚無法在短期內滿足急劇增加的能源需求，部分國家不得不臨時迴歸使用煤炭等高碳排放的能源。 

化石能源需求有望 2030 年前達峰。地緣衝突在過去幾年導致了化石能源需求的短期增加，但隨着新能能源供應鏈的建立，化石能源需求將趨於穩定。IEA既定政策情景預測，清潔能源轉型強勁勢頭將使全球煤炭、石油和天然氣需求在 2030 年前達到峰值，預計2030 年化石能源佔比將從80%左右降至73%。但同時也應看到，特朗普競選成功，中東局勢等地緣政治因素，仍將影響清潔能源轉型進程。

可再生能源將持續擴張，並補充化石能源需求減弱的影響。隨着成本持續下降和政策的不斷支持，可在再生能源仍將佔據新增一次能源供應的絕大多數。但中國能源需求增長放緩、新能源消納受阻，以及各國在新能源發展過程中遇到的經濟、政策、供應鏈等領域的困難，可能使得可再生能源擴張進程放慢。

太陽能和風能發電將主導可再生能源擴張。隨着成本持續下降和政策的不斷支持，可在再生能源仍將佔據新增一次能源供應的絕大多數。持續降本將使得太陽能部署保持高增速。而隨着制約風電發展的成本因素、宏觀經濟因素和政策因素的逐漸寬松，歐美地區風電裝機速度也有望重新提升。水電、核電受制於地理條件、技術條件和投資規模等因素，增長速度將相對平穩，生物質能、潮汐能、地熱能等其他類型可再生能源在技術和成本上尚不具備大規模擴張的條件。根據IEA《可再生能源2023》報告，到2028年風光將佔全球可再生能源新增容量的近95%。未來五年光伏將創紀錄增長，並佔可再生能源裝機增量的60%以上，到2028年光伏裝機容量將超過煤電佔據全球最大份額，風電也將迅速擴張超過水電，成為僅次於光伏的第二大可再生能源電力來源。

能源系統電氣化水平將持續提升。根據IRENA預測，到2050年電力將成為主要的能源載體，在全球終端能源消費總量佔比將超過50%，可再生能源部署、能效提高以及終端用能部門電氣化將是主要驅動力。幾乎所有終端用能部門都將提高電氣化水平，電動汽車、電池、儲能、可再生能源供熱、大型熱泵以及數字化等技術應用，將推動建築、交通、工業部門深度節能減排。

低碳氫能將在能源轉型中發揮重要作用。氫能將在終端用能部門脱碳和電力系統靈活性方面發揮關鍵作用。根據IRENA預測，到2050年氫能佔終端能源消費總量的比例將從當前的忽略不計增至14%，且全球94%的氫氣將通過可再生能源製取。

2. 美國能源轉型發展概況

2.1 美國的碳中和與能源轉型

美國温室氣體排放於 2007 年達峰，之后持續降低。主要原因是由於其工業生產基本飽和，轉向發展第三產業。而同時頁岩氣革命支撐起其電力系統的快速轉型，煤電加快退役。

從目標看，美國2030年目標將温室氣體排放減至2005年排放水平的50%，2035年實現電力系統零排放，2050年實現碳中和目標。從目前預測看，儘管在政策刺激下（IRA法案、IIJA法案），美國的低碳化進程將加速，但即便是最樂觀的預測，至2050年美國也很難實現淨零排放，仍有20~30億噸的温室氣體需要用造林和CCUS等負碳技術手段吸收。

以一次能源消耗看，美國的煤炭、石油、天然氣用量都將繼續快速減少。主要是由於運輸的電氣化引領石油需求的大幅下降，而由於太陽能和風能的興起，煤炭在電力部門被逐步減少。到 2050 年，北美石油需求量的減少幾乎佔全球石油需求量減少的近一半。從實際情況看，美國的煤炭在2000年已達到峰值，石油需求基本在2021年達到峰值，天然氣需求則預計在2025年左右達到峰值。

2.2 美國的電力系統轉型

就發電行業而言，美國過去 10 余年的減碳路徑主要是通過激進的退役煤電並同時快速發展天然氣發電完成的。

從新能源發展看，美國的風電和光伏分別從2000年和2010年起進入快速發展期，截至2023 年底風電裝機已超過140GW，光伏裝機接近120GW。

從增量看，2015年起美國光伏的年新增裝機超過風電且持續領先，目前仍保持年新增裝機超過20GW 的速度快速發展。而風電則受高融資成本的影響，自2020年起新增裝機量呈下降狀態。從未來發展看，2022年至2030年，美國的光伏裝機還將加速，至2025年后年新增裝機超過 40GW，且集中式光伏佔比越來越高，預計至 2030 年美國光伏裝機可達370GW，約為2022年底累計裝機的3倍。美國的風電年度裝機從2020年的高峰增速15GW 已腰斬至不足7GW。隨着IRA法案逐步生效以及電網接入問題的環節，其風電裝機速度可能從今年起緩慢恢復。

總用電量方面的預測表明，在交通、建築等用能部門的加速電氣化情況下，美國的發用電量將持續提升，最終將在終端用能中佔比超過 40%，甚至達到 50%以上。發電量從約目前的5萬億度增加至接近9萬億度。而風電、光伏不僅將支撐起全部新增的發電量，還將補充退役的煤電和氣電的發電量。核電和水電的發電量將保持當前規模。

2.3 政策措施

《降低通脹法案》（IRA）和《基礎設施投資和就業法案》（IIJA）等政策是支持美國能源轉型和應對氣候變化的最重要法案。2030年前相關法案將支持風電、光伏、儲能、氫能、電動車、碳捕集、工業電氣化相關的投資和生產，另外包括家庭部門的電氣化以及低收入社區的公正能源轉型。據相關機構預測，在政策的支持下，至2030年美國的CO2排放將比2005年水平低37%，甲烷排放將比2020年降低24%。

不過根據諮詢機構伍德麥肯齊的最新報告，雖然大部分共和黨佔優的區域都受惠於 IRA與新能源發展，但特朗普上臺后給IRA后續的實施仍將帶來一定程度的不確定性。特朗普擬任內閣人選已對外宣稱要調整不合理的激進環境目標，制定更寬松的碳排放目標，並改變相關支持政策。

2.4 投資

在政策帶動和可再生能源成本持續降低的刺激下，2022年投入到光伏和風電基礎設施的投資分別達到300億美元和400億美元。BloombergNEF預計2050 年之前將有超30 萬億美元的基礎設施投資投向電網建設、風電、光伏、儲能、低碳氫氣以及碳捕獲等技術和設施。

但對比化石能源與非化石能源投資，在當前及今后的至少十年之內，美國的化石能源投資仍將超過非化石能源投資。這主要是由於美國的石油天然氣除滿足自身需求，還主要用於出口滿足全球其他國家的需求，需要持續的基礎設施投資。

2.5 其他快速增長的產業

2.5.1 儲能

能源、特別是電力的儲存對於可再生能源滲透率較高的電網穩定運行與電力市場至關重要。雖然主導技術可能會隨着時間的推移而改變，但主要的儲能規模增長將由鋰離子所主導。到 2030 年，預計電力系統儲能容量將從當前的 12GW/25GWh 增長十倍至約120GW/360GWh。與此同時，長時儲能（8小時以上）會隨着技術進步、成本降低不斷擴大裝機規模。到2050年，美國電網系統的儲能預計將超過500GW/2TWh。這種增長得到了成本削減、電動汽車部署和根據《2022年通脹降低法案》提供的新投資税收抵免的支持。

2.5.2 氫能和CCUS

作為能源使用的氫能，在政策和資本的支持下，將有機會快速發展。能源相關的用氫量可能從目前的幾乎為零增加至接近 5000 萬噸，同時在交通、建築、製造等多個用能部門發揮減碳作用。大量部署的電解槽同時在電力系統中發揮吸收光伏、風電峰值出力的作用。

政策支持方面主要由《降低通貨膨脹法案》（IRA）根據其45V條款的二氧化碳氫排放閾值，引入了清潔氫生產税收抵免（PTC）或投資税收抵免（ITC）。

CCUS 方面，如前所述，至2050年美國仍有超過20 億噸的CO2排放。要達到零碳的目標，除林業等自然碳匯外，一定還需要部署人工的碳補集裝置。儘管有IRA法案的支持和促進，但目前看這一技術本身成熟度不足且成本較為高昂。從預測看，CCUS 裝置部署的過程將不會那麼快。在美國已經有近千萬噸/年CCUS 補集能力的情況下，至2030年，補集能力纔有可能超過6000萬噸，2040年超過1億噸，2050年超過2.5億噸。

但由於美國目前仍沒有全國性的強制碳市場，各區域的碳市場對氫能和CCUS相關行業的減碳預期和強度要求不同，極度依賴碳價格才能形成商業閉環的氫能與CCUS產業的發展仍有較大不確定性。總體看，2030年前美國氫能發展和CCUS的部署都不會有特別大的加速。

2.6 問題與挑戰

2.6.1 大量風電光伏接入帶來的系統性問題

大量的風光接入作為主力電源的規模化電力系統是全球任何地區都沒有實現過的。爲了管理每小時和每日的波動，包括抽水蓄能、電池儲能、可調度發電、需求側響應管理以及電力系統之間的互連都將發揮作用。在高電力需求與低風能和太陽能出力同時出現的極端情況下，天然氣聯合循環發電站將在提供備用容量以確保系統可靠性方面發揮關鍵作用。電力制氫氣技術也將通過吸收剩余的可再生電力，為降低長期低電價或零電價的情況而發揮重要作用。但所有這些的實現都是基於理論，並需要大量的新基礎設施投資。此外，這樣的系統如何應對更長時間的極端天氣也是要謹慎研究的重要問題。

2.6.2 電網的挑戰

當前情況是，由於電網線路限制和接入審批流程問題，截至 2023 年底美國新能源發電併網排隊容量已超過1450GW，儲能併網排隊容量超過500GW，累計超過2300GW，併網周期由2015年的3年左右增至當前的5年左右，甚至有2010年申請的項目仍在排隊中。儘管美國政府已意識到電網投資建設相關問題的嚴重性，FERC正通過制定新的規章和促進National Environmental Policy Act（NEPA）和利用 IIJA 等法案，緩解排隊並加速電網投資不足和新能源併網困難等問題。但總體進展仍不樂觀。據BENF預測，到2030年美國電網將增加至少380GW併網容量。然而，考慮到2030年前新能源裝機的快速發展，目前輸電線路建設的節奏仍將限制未來十年可再生能源發展速度。

從長遠看，由於美國的當前及未來的負荷中心主要在東部各州（除加州），而風電光伏資源富集的區域位於中部及南部，資源與負荷地理上的不匹配使得電網建設的要求十分巨大，這與我國的情況較為類似。據NERL預測，至2035年電力系統碳中和年，美國至少要增加2000英里至10000英里的高壓輸電線路。

2.6.3 供應鏈

《減少通貨膨脹法案》鼓勵美國國內清潔能源製造業發展。根據公佈的項目，美國將在電池領域投資至少70億美元，目標是至2030年美國國內生產的電動汽車、充電樁、儲能電池和制氫電解槽能夠滿足國內幾乎全部需求。光伏供應鏈方面，美國政策不斷加碼同時推動生產轉移至本土，計劃到2030年投資約80億美元，目標本土太陽能產能兩年內達到10GW、三年內達到15GW、五年內滿足25GW、2030年達到40GW的目標。風電供應鏈方面，希望本土陸上風電供應鏈從目前10-15GW，2030 年增加至30GW。與此同時，美國不斷對中國出口至美國的光伏組件、風機和電池產品加税，甚至對已將產能轉移至東南亞地區的中國廠商光伏組件加税。特朗普上臺后，預計將針對中國進口產品徵收60%關税，這將進一步拉高美國本土的通脹率與新能源設備的融資成本，相比中國光伏等產品極佳的性價比，美國無法通過其本土製造滿足其碳中和所需要的新能源能裝機目標。

2.6.4 風電發展不及預期

由於高融資利率的影響，美國的陸上風電裝機已連續三年下降，從2021年的13GW 下降至2023年的7GW。IRA法案會逐步改變這一趨勢，但預計陸風裝機恢復增長要到2025之后。海上風電發展的面臨的挑戰更大，以紐約州為例，目前紐約州已取消的海上風電合同已高達6.5GW，相當於8成合同容量已取消，目前未取消的項目只有約1.7GW，遠低於紐約州提出的2035年實現海上風電9GW的裝機目標。此外全球最大的風電開發商Orsted 也於去年取消了其新澤西州的兩個海風項目，形成了超過30億美元的資產減值。美國海風的發展困難是由於供應鏈、高成本、高利率作用下的共同結果。如2024 年，由於GE Vernova 取消計劃中的18MW 機型，美國紐約州相應取消其拍賣中的4GW海上風電項目。此外，美國東海岸複雜的海況條件和嚴格的環評和接入要求，也增加了建造成本。最重要的是，對於海上風電這樣的資本密集型產業，美國目前的高利率融資環境對開發商簽署 PPA，獲取合理的收益十分不利。不同機構對 2030 年的美國海風裝機目標最少下調了30%。

3.歐盟能源轉型發展概況

3.1 歐盟能源轉型趨勢

歐盟27國早在1990年就已經實現了整體碳達峰目標，此后二氧化碳總排放量開始下降，2014年后趨勢發生逆轉並小幅增加，2015年《巴黎協定》的簽署有效遏制了碳增長勢頭。截至2022年，歐盟27國年温室氣體排放量由1990年的46.49億噸二氧化碳當量下降至31.38億噸，比1990年峰值時期減排約32.5%。

根據歐盟統計局公佈的數據，2022年歐盟27國能源消費結構中石油佔比約為37%，佔據首要地位，天然氣消費佔比約為21%，石油和天然氣消費佔比接近六成，其余可再生能源佔比接近18%，核能佔比11.7%，煤炭佔比11%。

回顧歐盟能源轉型過程，從供給側看，1990-2007 年，歐盟的碳減排的主要貢獻來源於天然氣對煤炭等高排放燃料的替代。從下圖中給出的1990-2021年歐盟天然氣消費需求中可以看到，歐盟天然氣需求在1990-2005年由不到12000拍焦（PJ，10的15 次方焦耳，等於1000TJ）快速增長至超過16000拍焦。2005 年后天然氣消費量則在13000至16000 拍焦間徘徊。

2007 年后，風電光伏的快速發展成爲了歐盟碳減排的主要推動力。根據歐洲統計局的數據，歐盟的可再生能源及生物質消費在 2007 年為 5777 拍焦，至2022 年快速增長至10453 拍焦，在總能源消費中的佔比也由8.4%增長至17.9%。

而從需求側看，歐洲碳達峰背后經歷了深刻的的產業結構調整，歐盟第二產業在總GDP中佔比從1990 年的28.8%最低降至 2014 年的約 22.4%，然后小幅回升至 2022 年的23.47%。

具體來看，高能耗產業的典型代表鋼鐵、水泥產量均在 2007 年達峰。根據歐洲鋼鐵協會（EUROFER）的數據，歐盟的粗鋼產量在2007 年達峰至 2.094 億噸，而 2022 年則僅有1.363 億噸，其中德國佔比27%大幅領先其他成員國。

歐盟的水泥產量也經歷了相似的過程，在2007年其產量達峰至超過2.7億噸后快速下降至2013 年的不到1.6億噸，其后緩慢回升至1.8億噸左右的水平。

歐盟水泥的單噸生產排放在此期間也有顯著改善，根據歐洲水泥協會（cembureau）公佈的數據，從1990年到2020年，歐盟27 國的水泥行業每噸灰質熟料的二氧化碳總排放量減少了11.1%，每噸灰質熟料的二氧化碳淨排放量減少了22.3%。

當前，歐洲主要國家德國、法國、瑞士仍然以石油、天然氣等化石能源為主，消費佔比超50%。雖然近年來，歐洲國家在覈能、水電等能源方面的投入力度不斷加大，但從中短期來看，歐洲對傳統能源的依賴程度仍然較高。

當前歐盟化石能源進口依賴度較高，2015～2022年，歐盟石油對外依存度在95%以上，2022 年，達到了96.7%。歐盟天然氣對外依存度也持續走高，從75.7%增至88.0%。煤炭對外依存度一直維持在40%左右，2022年為41.7%。

3.2 歐盟在能源領域發展政策

早在 2007 年，歐盟即提出「20-20-20」目標，該目標是一個重要的氣候和能源一攬子計劃，其主要目標是到2020 年實現三個20%的目標：將温室氣體排放量在1990 年的基礎上降低 20%，將能源使用效率提高 20%，以及將可再生能源在能源消費中的比重增至20%。

2014 年 10 月，歐洲理事會通過《2030 年氣候與能源政策框架》，初步確定歐盟2030年氣候和能源發展目標，即將温室氣體排放量在1990年基礎上降低40%，將可再生能源在終端能源消費中的比重增至27%，將能源效率提高27%。

2021 年7月14 日，歐盟正式公佈綠色經濟法案，提出了包括能源、工業、交通、建築等在內的12項更為積極的系列舉措，承諾歐洲2030年底温室氣體排放量較1990年將減少55%，並取名「Fit for 55」計劃。31 年時間，歐洲將自己的減排目標從1990年碳達峰時的 20%提高至 55%，這一法案的提出引起了全球各國的關注。該計劃中的一些關鍵措施包括：

歐盟碳排放交易體系（EU ETS）的改革：這包括降低排放權交易體系中的碳排放上限，逐步減少免費配額，提升碳價和企業的成本。此外，該體系將擴展到海運、航空、建築供暖和道路交通行業。

減排分擔條例（ESR）的修訂：這涉及與2005年水平相比，至2030年總排放量減少至少40%。在此框架下，各成員國的減排目標將從10%提升至50%，並將覆蓋建築和交通行業。

其他領域的新舉措：包括社會氣候基金、碳邊界調整機制（CBAM）等，這些措施旨在支持受新排放交易系統影響的脆弱家庭、微型企業和運輸用户，以及監測和減少高碳行業的進口產品。

總體而言，「Fit for 55」計劃旨在確保歐盟在實現其氣候目標方面的法律義務，同時確保轉型過程中的公正和社會公平。這一攬子計劃將影響多個行業和消費者，甚至對弱勢家庭與微型企業也將帶來一定衝擊。

3.3 歐盟電力結構

歐洲統計局給出的1990-2022年歐盟27國曆史年淨發電量如下圖所示。從圖中可以看到，早在2007年歐盟淨發電量就進入了2700-2800TWh的平臺期。

而從2000年至2023年歐盟電力結構按一次能源來源分類中可以看到，2023年歐盟風力發電量首次超過了燃氣發電量。

風能和太陽能是推動歐盟可再生能源增長的主要力量，在2023年首次提供了歐盟27%的電力，其中，風力發電量475TWh，佔總發電量18%，佔比首次超過發電量為452TWh的天然氣，創歷史新高。

早在2007 年，歐盟化石能源發電量就已達峰，而自2007年以來，歐盟化石能源發電量已下降了44%。2023 年，歐盟煤炭發電量下較上一年降了26%，達到歷史新低，天然氣發電量也連續四年下降。電力部門的碳排放量下降了19%，是歷史上最大年度降幅。

3.4 歐盟能源轉型現狀及短期挑戰

3.4.1 俄烏衝突衝擊能源供應

2023 年，歐盟在擺脫化石燃料方面取得了重要進展，煤炭和天然氣發電量大幅下降，可再生能源發電量大幅上升。另一方面，高電價導致電力需求在2023年下降了3.4%，俄烏衝突對歐盟天然氣供應帶來了巨大沖擊，進而極大的影響了2022-2023年歐盟地區電力上網成本。歐盟吸取的關鍵教訓是天然氣供應來源多樣化非常重要。為應對俄羅斯進口天然氣的減少，歐盟增加了液化天然氣進口以及來自其他國家的天然氣供應，並實施「AggregateEU」等機制來聚合需求並聯合採購天然氣，同時實施市場修正機制來解決天然氣稀缺時期價格過高的問題。

3.4.2 激進的綠色轉型目標受到挑戰

2022 年6 月，在夏季乾旱、俄烏衝突的背景下，歐盟一度出現了大規模的電力短缺，德國不得不批准10GW的燃煤發電裝置重新併網，以填補天然氣短缺下的電力需求。而在此之前德國僅有31.4GW 的燃煤發電機組還在併網發電。

出於對經濟放緩的擔憂，歐洲兩大碳價自2023年下半年起就持續承壓。歐盟碳價在2024年2月23 日創新低，跌至54.21歐元/噸，進入3月雖有所回升，但仍然僅維持略高於60 歐元/噸的水平。2024 年以來，在氣候温和、工業用户需求放緩、製造業活躍度持續萎縮等因素共同作用下，碳密集型行業不急於購買更多碳排放配額，從而導致市場供過於求。

煤電重啟和碳價暴跌的背后，是激進的能源轉型目標，與現實的能源需求及經濟發展需求之間的矛盾。

3.4.3 高成本是阻礙歐洲能源綠色轉型的一大障礙

轉向綠色能源需要大規模投資，包括建設可再生能源設施、升級電網和能源儲存系統等。這些成本哪怕對發達國家和大型電力能源企業來説也是個重大挑戰。

2023 年，發達經濟體的可再生能源新產能融資基準利率首次高於中國和全球平均水平。自2022 年以來，歐盟央行基準利率從低於1%上升到4%，可再生能源發電項目作為重資產行業，對資金成本非常敏感，當前歐盟可再生能源開發商面臨着更高的利率，導致成本上升，阻礙了可再生能源的快速擴張。此外，2023-2024 年初紅海地區的緊張局勢導致大量跨國海運不得不繞行好望角，拉長了貨運周期和貨運成本，導致歐洲光伏組件存貨水平持續下降。短期內，加息周期和地緣政治都極大地阻礙了可再生能源發電項目的投資建設。

3.5 長期展望

德國於2024年4月初關閉了總計3.1GW的15 座燃煤發電機組，2024年下半年，可以預見，全球主要發達經濟體的降息預期也將越來越強烈。因此，短期的地緣政治衝突和經濟周期還難以動搖歐盟對於能源轉型的決心。

歐盟正朝着建立以風能和太陽能為主體的新型電力系統邁進，但經過 2022 年夏季極端高温乾旱，可再生能源的穩定性再次遭受質疑。可再生能源如太陽能和風能的產生受天氣條件的限制，不穩定的能源供應可能影響到能源系統的穩定性和可靠性，而當前歐盟仍要依靠化石能源發電作為主要的調峰能力。因此，在優質可再生能源開發資源已充分開發、新型儲能技術暫時無法滿足新能源調節需求的背景下，更值得擔憂的是，歐盟未來可再生能源滲透率提高的難度越來越大。

4.世界500強能源企業概況

世界500強企業是推動全球經濟持續增長的重要組成部分，2023年，《財富》世界500強排行榜企業的營業收入總和約為40.96萬億美元，利潤總和約為2.97萬億美元。過去十年期間（2014年-2023 年）世界500強企業的營業收入總額佔全球GDP的比例總體在40%的平均水平，在36.8%～40.9%之間波動，是推動全球經濟持續增長的重要主體。進入排行榜的門檻（銷售收入）也從286億美元躍升至320億美元。

能源電力是國民經濟的先行產業，是反映一國經濟和發展道路的重要行業樣本。過去十年中，世界 500 強中能源電力企業數量為 68～88 家，佔世界 500 強的比重大約為14~18%。這其中的企業，排名較為靠前的主要是與原油生產、採礦、煉油、油氣設備和公共事業（涵蓋天然氣與電力）相關的企業。

中國的能源電力企業（不含中國臺灣地區企業）以中央與地方國有企業為主體，中央企業占主導地位，地方能源電力企業發展迅速。其中，2024年能源電力央企上榜18家，國家電網、中國石油、中國石化位列前十；地方國有能源電力企業上榜6家，分佈在山東、山西、陝西三省，山東能源是唯一進入前100名的地方能源電力國企。

入榜的中國能源電力企業中，2001年至2024年，中國能源電力企業數量從3家增加到29 家，佔500強能源電力企業數量的比重從4.5%增加到30.2%；營業收入從1296億美元增加到3.3萬億美元。

聚焦到電力企業，過去二十年的增長尤為顯著。2004～2024 年，中國上榜電力企業從僅有的兩家電網企業增長到「兩網+5大發電+中核集團」共8家企業，佔500強電力企業數量的比重從16.8%增加到50%，營業收入佔世界500強電力企業比重從35.7%增至60.1%，利潤佔比從2.9%增至52.3%，總資產佔比從11.7%增至52.5%。

通過分析1996年以來500強及其中電力企業的財務數據，在2008年以前，500強中電力企業的平均淨利潤率與500強整體均值大體相當，平均資產收益率更是高過整體均值。而在 2010 年以后，500 強中電力企業無論是平均淨利潤率還是平均資產收益率均顯著低於500強整體均值。

究其原因，能源綠色轉型的趨勢一方面推動電力企業對新能源項目新增了大量投資，也意味着大量資本開支與財務成本；另一方面國際電力企業紛紛提前關停傳統化石能源發電項目，進而導致國際電力企業淨利潤率和資產收益率下滑。

本次研究選取了7個典型的國際電力公司，它們分別是法國電力集團（EDF）、ENGIE公司、西班牙伊維爾德羅拉公司（Iberdrola）、美國南方電力公司（Southern Company）、愛克斯龍電力公司（Exelon Corporation）、韓國電力公社（KEPCO）以及美國新世紀能源公司（NEE）。他們的基本情況如下表：

具體分析500強國際電力公司和我國五大電力企業過去五年的裝機和發電量數據，可以看到兩個趨勢：

一是國內外的主要電力企業都在進行結構轉型，零碳裝機和發電量佔比均有顯著上升，且我國電力企業的零碳裝機和發電量增長率都顯著領先國際電力企業。

二是國際傳統電力公司在過去五年中，部分出現裝機容量、發電量雙降的趨勢。其新建新能源裝機規模不足以彌補火電機組退役的容量，新能源發電的利用小時數也無法與燃煤、燃氣機組相比。在發達經濟體電力需求總體穩定的背景下，海外電力市場特別是歐美發電市場的集中度下降，新能源業主更加多元化。相比火電、核電等傳統能源，大型發電集團在新能源中的佔比較低。

5.法國電力公司（EDF）

5.1 公司基本情況

法國電力集團（EDF）成立於1946年，總部位於巴黎，是全球領先的低碳能源企業與世界最大的核電運營商。公司於2023年6月份實現完全國有化，由法國政府100%控股，以保證法國能源安全獨立自主，加速實現能源轉型目標。

截止2023 年年底，公司總裝機1.19 億千瓦，其中清潔能源裝機為1.02 億千瓦，佔比86.5%，其中核電、水電、新能源佔比分別為57.9%、18.4%、10.5%。過去5年公司裝機增長停滯不前，總裝機下降了500MW。公司不斷剝離火電資產，2019-2023年，公司燃油、煤電裝機絕對值與佔比雙雙下降，佔總裝機比例從3.3%、3.1%下降到2.6%、1.0%，包含天然氣在內的化石能源裝機合計下降了3個百分點。新能源裝機絕對值提升了444MW，裝機佔比從6.4%上升到10.5%。

5.2 業務分佈

5.2.1 垂直一體化電力巨頭，業務涵蓋電力行業全領域

在私有化之前，EDF是垂直一體化電力巨頭，業務涵蓋發電、輸配電、能源銷售全領域。公司通過下屬企業為全球超過 4000 萬用户提供能源電力服務。在發電領域，公司擁有包括核電、水電、新能源在內的多元化電源組合。EDF是法國境內唯一的核電運營商，負責運營法國境內全部的核電機組。法國電力新能源集團（EDF Renewables）是 EDF旗下可再生能源和儲能運營商，整合了法電集團主要的非水可再生能源裝機，在全球20多個國家開展包括開發、投資、建造和運營在內的可再生能源業務；在輸電網領域，公司通過控股平臺CTE間接持有法國輸電系統運營商（RTE）50.1%的股份，RTE管理着歐盟境內最長的輸電線路；在配電網領域，公司旗下法國配電公司（Enedis）管理了法國95%的配電網；在能源服務和其他活動領域，公司子公司Dalkia致力於為用户提供低碳節能能源解決方案，管理着全法超過9萬個能源設施，2023 年營收達到64 億歐元。公司在覈電製造領域也有佈局，法電在 2017 年對核電巨頭阿海琺公司核反應堆業務（AREVA NP）75%的股權的收購，並更名為法瑪通公司（Framatome），這使得法電擁有設計和製造了核反應堆、相關設備與燃料組件的能力。

5.2.2 法國國資控股企業，集團規劃緊隨國家戰略方向

核電是法國電力工業最為重要的組成部分，同時是法國工業領域第三大行業，法國的核電發電量常年佔全國發電量的70%以上。作為法國唯一的核電運營商，法國電力集團負責運行及維護法國境內全部 56 座核反應堆。過去幾年，受到地區衝突影響，化石燃料成本波動性較大，佔公司裝機近60%的核電機組成為公司唯一可靠的穩定出力電源，因此核反應堆的檢修與不可預見的意外均會對公司、乃至整個法國的發電量產生巨大影響。

2023 年公司全年發電量為467.6TWh，同比2022年有所回升，但依舊低於2019-2021年的水平。如無其他意外，隨着受到應力侵蝕影響的機組逐步併網恢復運行，法國2024年的核電發電量佔比有望進一步提高，同時穩定發法國國內的電力供給。

近些年來，法國政府在覈電上的態度歷經反覆。法國政府曾在2014 年出臺綠色增長能源轉型法案（The French Energy Transition for Green Growth Act–LTECV），定下到2025年將核電發電量佔比降低到50%的目標，這與時任法國總統奧朗德在2012年的競選承諾一致。在2019年，法國總統馬克龍簽署氣候與能源法案（Law No. 2019-1147 of 8 November 2019 Regarding Energy and Climate）頒佈，核電發電量佔比下調至50%的目標年份由2025年延長至2035年。2024年，法國「能源主權」草案發布，草案重申了核電作為法國主力電源的重要性，規劃了14個新反應堆項目。核電將在未來繼續作為法國電源結構中主體電源，而風光機組將助力法國完成碳中和的「最后一公里」，草案也標誌着法國政府調整了核電發展戰略，正式放棄之前的核電削減計劃。完全國有化的EDF將承擔法國能源自主戰略，在未來全力運營與建設核電資產。

EDF目前在法國境內共擁有56座反應堆，總裝機達到6137萬千瓦。到2024年底，公司核反應堆的平均年齡將達到39歲，其中40歲及以上年齡組的反應堆26個，佔反應堆總數的46.4%。這部分反應堆的裝機容量達到2355萬千瓦，佔公司法國境內核電總裝機的38.4%，佔公司2023年總裝機的20.1%。

5.3 低碳能源轉型戰略與資本運作

5.3.1 EDF 完成對GE 蒸汽動力公司的收購

2024 年 5 月末，EDF 完成對 GE Vernova 包括常規島技術在內的核蒸汽業務的收購，Arabelle Solutions 成為 EDF 的全資子公司，將為EDF新的核電站建設與存量核電站的升級維護提供設備。此項收購最早由兩家公司與2022 年2 月簽訂，作為法國能源主權行動的一個重要標誌，具有相當的政治意義。根據官網信息，ARABELLE 1700汽輪機是世界上最為強勁的汽輪機，功率輸出可達1200-1900MW。公司同時也能提供契合SMRs（小型模塊化反應堆）的蒸汽輪機，SMR技術也正契合未來核電領域的發展方向與EDF下一步的重點戰略。

阿拉貝拉（Arabelle）核電汽輪機是當今世界最大、效率最高的核電汽輪機，在2015年被 GE 收購之前屬於法國阿爾斯通公司，是法國高端製造業的明珠。我國寧德、福清、方家山、嶺澳以及台山核電站均有采用這一技術。

5.3.2 EDF 收購阿海琺（AREVA）核反應堆相關業務

2017年 12 月，法國電力集團作價24.6億歐元收購了AREVA子公司AREVA NP（現更名為Framatome）75.5%股權，將阿海琺公司的核反應堆業務收入麾下。根據新華社報道法國經濟部長布魯諾∙勒梅爾的説法，這次交易使得EDF成為核電行業的領軍者，對法國能源獨立、核電原材料安全和非碳發電至關重要。在本次收購之前，阿海琺公司已經同EDF擁有大量業務合作，本次收購既能強化EDF在上游製造端的成本控制能力，也能讓資金周轉困難的阿海琺獲取雄厚的資金支持。

5.3.3 資產剝離計劃

在2016年4月22日董事會會議上，公司根據預期的財務前景適時提出了在2015-2020年剝離 100 億歐元資產的計劃，以獲取更多的資金來助力公司發展，服務於 CAP2030目標。資產出售計劃最早在2015年提出，並在此次董事會上升級並確定了最新規模。

(1) 2017 年11月13 日，EDF將下屬公司EDF Polska的資產（熱電聯產發電設備）作價14 億歐元出售給了Polska Grupa Energetyczna，此次交易將減少公司10 億歐元的負債與23%的碳足跡。

(2) 2017 年3月31 日，公司將法國輸電系統運營商（RTE）控股平臺CTE 49.9%的股份正式出售給了法國存託銀行（Caisse des Dépôts）與法國國家人壽保險公司（CNP Assurances）， RTE 的全部股份在此次交易中估值82億歐元。 

(3) 2018年6月29日，EDF全部其已完成對敦刻爾克液化天然氣公司（Dunkerque LNG）65.1%股權的出售，Dunkerque LNG 的全部股權在此次交易中作價24億歐元。 

(4) 2018 年11 月28 日，EDF將所屬200 多處、合計43 萬平方米位於法國的地產與商業資產打包賣給了著名房地產私募基金科羅尼資本（Colony Capital）。本次交易也意味着公司於2016年提出的100億歐元資產剝離計劃提前兩年正式完成。

5.4 經驗啟示與借鑑意義

EDF 在完成對阿海琺公司的收購后，在產業鏈上補全了反應堆製造的業務，今年5月對阿拉貝拉的收購又增加了常規島製造能力。以國資控股公司身份運作的EDF在投資佈局上始終是圍繞法國國家能源戰略運作的，2022年7月私有化后，EDF已經由原來發輸配售垂直一體化的電力公司轉型化專營核電研發、設計、製造、建設與運營的核電集團。當前，在法國與歐洲部分國家重拾核電計劃的背景下，被法國政府全資控股的EDF在戰略投資上「不斷保護性併購法國所需的核電核心技術，以實現法國能源主權」，更加突出了EDF在未來一段時間將是法國甚至歐洲核電復興的實施主體。

在俄氣退出歐洲，能源安全受到挑戰的情況下，法國因其技術路徑依賴與其對鈾資源的掌控，重新押注核電。儘管在歐盟內部擁核力量與棄核力量依然在不斷博弈，但歐盟也意識到核電已經成為其實現碳中和目標難以放棄的選項。核電低碳綠色屬性得到歐洲議會的承認，EDF可以更為低廉的資金以維持其核電資產運行和升級。

隨着AI算力對電力需求的急劇上升，微軟、亞馬遜、谷歌等科技巨頭紛紛通過購買核電直供電量或投資核電項目，降低其算力服務的碳足跡，核電的綠電價值將進一步得到市場認可。短期內，直接收益的是類似EDF的核電資產運營商；從長期看，AI對綠電的需求會利好核電全產業鏈。全球的電力企業會重新關注核電資產的配置與投資。

6 Engie

6.1 Engie 公司基本情況

前身為法國燃氣集團與蘇伊士集團合併而成的蘇伊士環能集團，2015 年正式更名為ENGIE，2022 年位列世界500 強第 159 位。截至 2023 年，Engie集團在31 個國家開展業務，總裝機規模達到104.7GW，其中可再生能源裝機規模45.2GW，可再生能源發電量達到3855億千瓦時。實現收入826億歐元。ENGIE近年來一直致力於新能源轉型，提出了2045 年實現淨零碳的戰略目標。過去五年，可再生能源裝機佔比由24%上升至43%，可再生能源發電量佔全部發電量的比例由19%上升至38%。

6.2 業務分佈

截至2023 年，Engie集團在31個國家開展業務，主要業務分佈在北美洲，歐洲，南美洲，亞洲等地。Engie 業務主要分為六大板塊，分別為新能源事業、靈活發電及零售業務、電網與綜合能源解決方案。收入佔比較大的業務板塊為電力零售、天然氣和可再生能源發電，2023年其息税前利潤達到36億歐元。

6.3 低碳能源轉型戰略與資本運作

為實現低碳能源轉型，Engie 主要制訂了五大低碳方案，分別為淘汰煤炭、加速可再生能源發展、加強發展儲能、加強可再生氣體發展與減少甲烷排放。

6.3.1 淘汰煤炭

2015 年，Engie 承諾不再開發任何新的煤炭項目。2021年，集團更進一步，設定了淘汰煤炭的確切時間表。到2023年底，煤炭在集團發電裝機中所佔比例低於3%。Engie計劃2025 年在歐洲、2027年在世界其他地區全部淘汰煤炭。

6.3.2 加速可再生能源發展

Engie 的目標為2030 年可再生能源裝機量佔比達到58%，為實現此目標，到2025年實現裝機量50GW，到 2030年實現裝機量80GW。Engie還計劃在2023到2024 年實現年均6GW 容量的可再生能源投產，在2022到2025年期間實現年均4GW 容量的可再生能源投產。

6.3.3 加強發展儲能

Engie 計劃於2030 年在美國和歐洲擁有10GW的儲能，作為天然氣發電和抽水蓄能的補充。

6.3.4 加強可再生氣體發展

因可再生氣體可按需進行儲存和分配，所以在能源轉型中同樣將會發揮重要作用。Engie計劃通過使用生物甲烷、氫氣、CCUS技術，實現可再生氣體綠色化。Engie認為，生物甲烷將作為工業解決方案，實現農業和食品廢棄物之間的循環利用，並在不加劇全球變暖的情況下促進當地發展。預計到2030年，Engie每年在歐洲生產10GWh的生物甲烷，包括在法國生產5GWh，總投資額為25億歐元。同樣，Engie認為可再生氫氣發展前景廣闊，目前正處於工業化進程中。到2030年，建設700公里氫專用網絡、50個氫汽車充電設施和1GWh 的氫儲存能力投入運營，到2035 年，Engie的目標為開發4000MW電解能力。在2023-2030 年期間，Engie將投資約40 億歐元，其中10 億歐元將專門用於氫氣傳輸和儲存。

6.3.5 減少甲烷排放

與2017年相比，Engie天然氣基礎設施的甲烷排放量必須減少30%，且此目標已在2022年實現。

6.3.6 Engie 重點資本運作

2021 年，為加快其在覈心業務投資，特別是可再生能源方面投資，Engie以71 億歐元向Bouygues 公司出售其下技術服務公司Equans，該交易將減少Engie近70億歐元債務。

6.4 Engie 案例思考

2022 年俄烏戰爭造成全球能源與通貨膨脹衝擊，凸顯了燃料供應鏈安全與能源轉型的必要性。因對俄羅斯天然氣的依賴導致電價大幅飆升。在2022年與2023年冬季，雖然通過簽訂長期天然氣合同，使用液化天然氣等措施，減少或取代對俄羅斯天然氣的依賴，但大量的燃氣發電資產依然需要穩定安全的燃料供應鏈保障。

未來，Engie 最主要的戰略是加快能源轉型，實現在2030年將其生產和消耗的能源的碳強度降低三倍（相比2017年水平）。進一步加快零碳電力和可再生燃氣以及分散式網絡的發展，並支持客户減碳。可再生燃氣的發展將建立在現有網絡的基礎上，從而有助於保障供應，降低成本。

7. Iberdrola

7.1 Iberdrola 基本信息

Iberdrola 是西班牙最大的電力公司，在2024 年財富500 強排行榜中位列第273位，主營業務為輸配電業務、可再生能源發電業務，是財富500強中利潤和淨利潤率最高的海外能源電力企業。在過去10年中，Iberdrola的資產增長了60%以上，收入增長了約58%，淨利潤提高了53%以上——經過 170 多年的歷史發展，Iberdrola 集團現如今已成為全球能源領導者之一，世界領先的風能生產商，也是市值最大的電力公司之一，為數十個國家的近1億人提供能源，僱傭了4萬多人，資產超過1600億歐元。

Iberdrola 的起源可以追溯到1901 年，當時Hidroeléctrica Ibérica 在 Bilbao 成立，現在的Iberdrola 是西班牙公司基於水力發電的一系列合併的結果，最后一次是1992年西班牙Hidroelèctrica（Hidrola）和 Iberduero 之間的合併。面對成熟的西班牙電力市場的產能過剩和迫在眉睫的市場自由化，Iberdrola在20世紀 90 年代開始尋找拉丁美洲的機會，並在巴西完成了幾筆區域配電交易，並獲得了在墨西哥建造聯合循環燃氣輪機（CCGT）工廠的三份合同，使其成為拉丁美洲市場的強大參與者；在西班牙，Iberdrola於1996 年開始運營其第一個風電場；1997年，西班牙進行了電力市場化改革，各個公用事業公司經歷了一場重要的文化變革，學會了通過更低的價格和更好的服務進行競爭。Iberdrola 與西班牙的石油、天然氣和電信集團達成了戰略協議，以實現新業務的多元化。到2001 年，Iberdrola 在西班牙擁有16GW 的裝機容量和900 萬客户，在當地發電市場的份額為 25%，配電市場份額接近 40%；其裝機容量一半以上為水電，並已經擁有了800MW 的風力發電能力，是當時西班牙風力發電的領導者。

2001 年，西班牙兩家公用事業公司合併而成現在的 Iberdrola，其持有的資產主要是可持續的能源類型，但同時也包括了一些以石油和煤炭為燃料的發電廠，業務足跡僅限於西班牙和拉丁美洲。隨着2001年新任CEO的到任和新戰略計劃的部署，Iberdrola開始大量投資海外新能源項目，逐步將可再生能源作為其核心發電業務，剝離非戰略資產，計劃對配電業務進行投資並開始收購海外相關企業。2007 年，Iberdrola 收購了英國第六大電力供應商Scottish Power，該公司在當地擁有13%的市場份額。這筆171億歐元的交易使Iberdrola Europe 成為當時歐洲第三大、全球第四大公用事業公司，在歐洲的運營規模和範圍上超過了其西班牙國內競爭對手Endesa；自 2008年開始，Iberdrola每年在英國和美國的收購中投資近30億歐元；此外，2011年，Iberdrola以24億美元收購了巴西電力分銷商Elektro，並在2017 年，將Iberdrola的巴西子公司Neoenergia與Elektro 合併，成為當時巴西服務客户數量最大的電力公司。以上這些收併購運作都為Iberdrola 全球化與可持續的長期增長奠定了基礎，其業務擴展到四大洲的數十個國家，為1億多人提供電力服務。從2001年起，Iberdrola逐步淘汰石油和燃煤發電廠，並於2017 年出售了非能源業務，將注意力集中到國內外的可再生能源、智能電網和儲能。在可再生能源方面，Iberdrola是世界上最大的風能發電公司之一。

7.2 Iberdrola 經營模式

Iberdrola 主要採取分散化投資策略，除西班牙本土外，通過在英國、美國、巴西、墨西哥和Iberdrola Energía Internacional的零售和各個國家的控股子公司來開展業務活動。

Iberdrola 的組織架構類似矩陣式，與集中式管理相比，擁有較為分散的結構和管理模式，通過治理體系和可持續發展體系等一系列措施，賦予了上市子公司較強自主性框架結構，並將決策權交給各主要國家下屬公司的負責人和管理團隊來完成。Iberdrola每個控股子公司都有一名首席執行官和董事會，並根據該國的業務活動特性劃分納入集團子業務，其中，全球企業負責人是相關業務活動的董事會成員，員工有兩條報告線，分別向集團和控股子公司報告。

此外，Iberdrola 有一個相對獨立的創新部門，直接向董事長辦公室報告。這個創新部門管理PERSEO 項目——這是一個專注於能源行業的企業風險投資項目；到2023 年，已有22 個初創企業試點項目，包括投資了京都集團（Kyoto Group）、Exiom太陽能（Exiom Solar）和 LATEM等公司。

Iberdrola 通過以下領域的產品、服務和解決方案向其客户提供電力產品：

(1) 可再生能源發電：風能（陸上和海上）、水力發電、光伏發電。

(2) 電力和天然氣的輸送和分配。

(3) 儲能業務：通過水電站進行大規模存儲（GWh），在電網和使用電池的發電資產中進行中等規模存儲（MWh），以及在終端用户層面進行小規模存儲（kWh）。 

(4) 新技術，如可再生電力生產的綠色氫氣。 

(5) 能源交易：在批發市場買賣電力和天然氣、電力和天然氣零售供應。 

(6) 通過以下領域提供創新的智能解決方案為客户提供能源服務： − 住宅，提供自耗、太陽能、電動交通、熱泵等服務。 − 工業：提供能源設施和供應的綜合管理，如綠色H2、工業熱等。 

(7) 數字化：在其資產中實施數字化，以提高電力供應的質量、效率和安全性  

Iberdrola 於 2020 年出清所有煤電資產，熱電聯產在五年間維持同一水平，並有緩慢退坡趨勢。截至2023年底，Iberdrola全球能源裝機已達63GW（裝機能源結構見下圖）；淨產能169TWh，同比增加3.4%，其中陸上風電、海上風電、水電、光伏、核電、燃機淨產能佔比分別為26.3%、3.0%、14.3%、3.4%、14.1%、35.1%。

2019-2023 年間，陸上風電、海上風電、光伏、燃氣發電四種電源裝機容量的複合增長率分別為6.6%、23.3%、70.5%、8.0%。2019-2023 年，公司新增裝機容量呈下降趨勢，除墨西哥分部的燃機裝機在 2019 年大幅增加外，近三年公司裝機的主要增量來自於光伏和風電。

此外，2023年Iberdrola 的輸配電線路已超過120萬公里——其目前運營的配電系統總體上是世界上最大的配電系統之一，這些系統包括開發和實施具有遠程管理、監控和自動化數字能力的智能電網，並在住宅（儲能、熱泵、光伏電池板自耗和電動出行）和工業領域（智能解決方案、電氣化過程和綠色氫氣）提供智能和創新的解決方案。

Iberdrola認為其持續發展是依靠一種有彈性的商業模式，符合其有助於建立一個更加自給自足、可持續和有競爭力的能源系統的戰略願景，並以穩健的發展策略面對當前的宏觀經濟環境。該公司在2022年實現了43.39億歐元的淨利潤，得益於良好的國際業績，投資比前一年增加了13%，達到10.73億歐元，其中，電網投資增加了44%，可再生能源投資增加了46%。另一方面，地理的多元化進一步推動了公司的增長性，並從積極的貨幣波動中受益，尤其受美元影響，對公司息税折舊攤銷前利潤和淨利潤產生了積極影響。

此外，Iberdrola 還注重資產運營的效率，在其運營的國家以集中和標準化的方式開發了可再生能源運營中心，這些平臺是Iberdrola運營和控制可再生能源發電設施的平臺，系統可以優化資產的操作和維護流程，增加設施的可用性，簡化新資產與電網的集成，並實現集中統一的信息管理。日益增長的電氣化也需要電網加固和性能提高。數字化在電網改造中發揮了關鍵作用，使電網運營商能夠通過更好地管理基礎設施（如維護）、更高效的電網運營（如允許通過實時數據管理實現電網平衡）以及改進向最終客户提供的服務（包括優化用電的服務）來創造商業價值。

7.3 Iberdrola 戰略轉型途徑

20 多年前，Iberdrola 就已堅定地致力於可再生能源的發展佈局，並調整了其商業模式，目標是實現更安全、更具競爭力和更脱碳的能源模式。在此背景下，Iberdrola的願景實現基於四大支柱：

(1) 通過對電網、可再生能源、儲能和綠色產品的投資，將經濟的脱碳過程與提高能源自給自足相結合； 

(2) 保持健全的財務結構； 

(3) 持續關注其所有活動領域的技術創新； 

(4) 滿足消費者的新需求——需要清潔和負擔得起的能源以及增值能源服務。數字化帶來的機遇將使這成為可能。

Iberdrola 的商業模式具有以下特點和優勢：

(1) 旨在通過將ESG+F因素納入公司戰略和管理來滿足利益相關者的期望。

(2) 投資特別側重於網絡（輸配電網）業務，該業務具有可預測的監管框架和投資激勵措施，是應對能源轉型的重要基礎設施。輔以對可再生能源的選擇性投資，從而優化了風險回報狀況。這些投資主要包括海上風電、光伏、陸上風電、水電、儲能和綠色氫氣生產項目，所有這些都是實現脱碳能源和經濟模式所必需的。 

(3) 地域多樣化，重點關注信用評級高的國家。 

(4) 由於投資計劃與歐盟分類法高度一致，加之穩健的財務狀況和歷史承諾的兑現，其優先依賴綠色金融工具。 

(5) 股息政策：根據公司利潤的增長建立了強勁且不斷增長的股息。

Iberdrola 認為資本是公司價值創造的來源。公司投資主要集中在收入與現金流穩定的輸配電業務和可再生能源上；所在國家與市場的選擇上充分考慮當地監管環境的穩定性及該國家的長期信用評級；制定適當的股息政策，提出強有力的最低股息，且該股息隨着公司業績的增長而增長。新的投資聚焦脱碳轉型方，並確保供應的安全和質量，具體表現在：

(1) 對輸電和配電網絡的投資，以滿足對可再生能源發電的需求； 

(2) 經濟上可行，以滿足不同市場的電力需求與購買力； 

(3) 提升在數字化和供應靈活性方面的投資。

2023 年，Iberdrola 在研發方面總共投資了近 4 億歐元，圍繞以下關鍵領域推動行業轉型：發電脱碳、通過智能電網和數字化實現系統集成，以及通過電動汽車和熱泵等無排放技術實現需求電氣化。

7.4 Iberdrola 未來轉型方向與措施

公司2024-2026 年的戰略計劃重申了其2022年宣佈的支柱：擴大電網，選擇性的關注可再生能源，並關注高信用評級國家；加強對財務實力和分工的承諾。根據該計劃，2024年的投資計劃已達到 41 億歐元，重點是輸電和配電網絡的擴張、加固和數字化；高附加值可再生技術的選擇性增長；以及致力於將儲能作為清潔能源滲透率高的系統性支柱，以面對新的能源需求，加快經濟性的電氣化。

業務分佈層面，上述投資的60%（21.5億歐元）用於電網：三分之二用於配電網，三分之一用於輸電網——電網業務正成為Iberdrola新的增長載體。基於這項投資，Iberdrola受監管的資產將增長38%，達到54億歐元；可再生能源投資將佔總投資的30%，重點關注海上風電，並將投入其中的一半以上；此外，Iberdrola將在法國、德國、英國和美國的技術示範項目都在按計劃建設中。在可管理的可再生能源和儲能方面，Iberdrola除了已經運行的1億千瓦時外，還將提供2000 萬千瓦時的新容量，同時還有一系列總計1.5 億千瓦時的規劃項目。

區域分佈方面，Iberdrola持續專注於高投資需求和高信用評級地區的地域多元化（85%的投資將在A級國家）。美國將繼續是最大的投資目的地（35%），其次是英國（24%）、西班牙、巴西和墨西哥，佔 30%；剩下的 11%將流向澳大利亞和其他歐洲國家，主要是德國和法國。具體到電網業務，投資將主要用於電網的擴展、加固或現代化，其中，美國將吸收總投資的 45%，其次是英國和巴西，各佔約 25%，其余分配給西班牙。輸電投資將達到 65 億歐元，佔電網業務總投資的三分之一，將在美國（NECEC）、英國（Eastern Green Link）和巴西的新項目推動下大幅增長。

此外，Iberdrola 在工業脱碳方面將持續發揮積極作用，一方面提供可持續的產品來改變消費密集型工藝，另一方面尋求難以通電工藝的替代解決方案。目前，綠氫被定位為變革的主要方向，預計2025年的年產量將達到3.5萬噸，2030年將超過35萬噸。

7.5 Iberdrola 對國內電力企業的啟示

1）電網+新能源+國際化：Iberdrola將電網視為能源轉型的關鍵因素，因為輸配電網在確保供應安全和質量以及整合可再生能源和消納設施方面發揮着重要作用。如今，Iberdrola 運營着世界上最大、最高效的配電系統之一，擁有130萬公里的配電和輸電線路、4500 多個變電站和160多萬台變壓器，已建成並運營，為3000多萬個供電點提供可靠、高質量的服務。Iberdrola也是當今可再生能源的世界領導者，海上風電是公司在新能源領域的核心發展方向。此外，Iberdrola在選擇地區時還考慮了適用於該地區行業的監管環境的穩定性及其長期信用評級。 

 2）開放式創新模式：通過與外部實體合作，開展能源轉型領域的技術研發與示範。Iberdrola 擁有一個推動創新的卓越中心網絡，包括全球智能電網創新中心、智能移動實驗室、人工智能卓越中心和研究與培訓園區。例如，全球智能電網創新中心在運營的第一年就成功地將80多家公司、國內外機構聚集在一起，開展了120多個研發項目。15年多來，Iberdrola 一直致力於支持初創企業，PERSEO國際初創企業計劃項目為能源行業樹立了標杆。2023年，共有22個初創企業試點項目。

8. 美國南方電力公司（SOUTHERN COMPANY）

8.1 公司基本情況

美國南方電力公司（Southern Company）（以下簡稱「南方電力」）是一家位於美國南方的電力控股公司，總部目前位於佐治亞州亞特蘭大，美國本土擁有約27,000名員工。現在是世界排名第十六大電力公司，在美國排名第二，也是美國第五大新能源發電企業。南方電力擁有的裝機規模達44GW，電力覆蓋面積總和約有31萬平方公里，輸電線總長度4.3 萬公里，為美國東南部的近1000萬客户直接提供電力服務。

8.2 業務分佈

南方電力通過旗下供電公司（Electric Utilities）、電力公司（Southern Power）、天然氣公司（Southern Company Gas）進行三大業務板塊的運營。供電公司負責垂直整合公用事業,擁有發電、輸電和配電設施,並在阿拉巴馬州、佐治亞州、密西西比州提供電力服務。電力公司負責建設、收購、擁有和管理發電資產，例如可再生能源項目，並在批發市場中出售電力。天然氣公司通過伊利諾伊州、佐治亞州、弗吉尼亞州、新澤西州、田納西州和馬里蘭州的天然氣分配設施提供天然氣。

8.3 低碳能源轉型戰略與資本運作

8.3.1 制定明確的2050年淨零排放路線圖

作為一家電力能源公司，温室氣體排放是南方電力面臨的主要環境問題之一。爲了降低温室氣體排放，2018年南方電力制定了清晰的淨零路線圖，即相較於2007年，到2030年温室氣體排放下降50%，到2050年達到淨零排放。

按淨零路線圖規劃，南方電力通過淘汰煤電（Coal）、夯實基礎能源（Foundational）、擴充新能源（Expanding）、開發新型技術（Emerging）以及開展負碳排（Negative Carbon Concepts）等五方面路徑，系統性推動碳中和的實現。具體來看，雖然一直以來煤電是其向客户提供經濟性能源的關鍵，但南方電力正在有序地推動煤電裝機轉型退出。與此同時，還在持續夯實核能、水能、天然氣等清潔能源作為低碳轉型基礎，不斷擴大光伏、風電、儲能、智能電網等領域的部署。

目前，南方電力基本提前完成2030年中期減排目標。自2007年以來，南方電力大幅減少了對燃煤發電的依賴，增加了低碳能源的發電量，並圍繞發展天然氣使用做出了戰略性決策。2023 年，南方電力公司系統的温室氣體（GHG）排放量在2007年基準水平的基礎上減少了49%。未來幾年，受需求、天氣和其他因素的影響，減排量可能會在50%左右波動，但預計到2025年將實現50%或更高的減排量。

8.3.2 加快煤電轉型退出，大力推進燃氣機組替代

南方電力淨零目標階段性完成的背后，一方面是因為受到温和天氣和COVID-19導致的需求減少，另一方面則反映其煤電機組整體利用率降低的趨勢。在2020-2023 年期間，其煤電在全年能源供應中所佔比例降至21%-17%，而可再生能源則增至14%-15%。相比之下，2007 年，其煤電佔比69%，可再生能源佔比僅有1%。具體來看，2007至2022年期間，南方電力已累計淘汰或轉型煤電機組59台，裝機容量超10GW。

未來，南方電力在淘汰老舊煤電機組方面已經制定了具體的計劃。到2030 年，公司計劃將其煤電裝機容量從超過20GW、近70個煤電機組，減少2.7GW、6個機組，這相當於減少了近90%的煤電裝機。

其中，計劃退役的煤電單位包括阿拉巴馬州的Barry電廠的75號機組、喬治亞州的Bowen電廠的1號和2號機組、喬治亞州的Scherer電廠的860兆瓦 3號機組，以及佐治亞州的Wansley 電廠的兩個1,744MW 機組。此外，公司還計劃退役阿拉巴馬州E.C. Gaston電廠的四個燃氣發電機組，這些機組均約有60年的歷史。

基於天然氣在美國國內的豐富性、經濟性和低碳排放性，南方電力將繼續將天然氣作為實現 2050 目標的重要燃料來源，同時考慮將現有的燃煤電廠逐步轉換為燃氣電廠，以應對冬季、夏季的高峰負荷。包括將對Gaston電廠的5號機組（現為832MW）和 Barry電廠的362兆瓦4號機組進行改造。

退役老舊煤電裝機還將減少運營和維護成本，南方電力計劃利用這些節省下來的資金來支持新的發電項目，以保持客户的電費盡可能低。

8.3.3 推動新能源持續增長

南方電力繼續增加其能源組合中的可再生能源資源，以滿足客户對清潔能源日益增長的需求。南方電力的子公司Southern Power 已在全美推進燃氣機組、風能、太陽能和儲能等資源佈局，其在 15 個州擁有或運營 50 余個設施，裝機容量超過 13GW，包括約7,380MW 的燃氣機組，2,533MW 的風能和3,050MW 的太陽能。

通過鎖定擁有長期售電協議新能源項目，穩固電力批發業務盈利水平。2023年9月，南方電力的子公司，宣佈從Qcells USA Corp.收購其第30 個太陽能項目——150MW 南夏延光伏項目。該項目位於懷俄明州，是南方電力在該州的第一個太陽能設施，助力其從加州到緬因州不斷增長的可再生能源資產。該項目正在建設中，預計將於2024 年第一季度實現商業運營。一旦投入運營，該項目產生的電力和相關的可再生能源信用額度將根據一項為期20年的電力購買協議出售，進而強化其電力批發業務。

8.3.4 推動核電投運，獲得長期穩定且可預測的零碳能源供應

南方電力在佐治亞州奧古斯塔附近新建造了兩座核反應堆（沃格特勒Vogtle 3、4 號），這是美國 30 多年來首次新建的核電機組，兩座反應堆的建成將為南方電力提供數十年的零碳能源，支持其實現淨零排放目標發揮重要作用。

沃格特勒3號機組已於2023年7月31日投入商業運營。4號機組已達到滿功率運行狀態，預計商業運營日期為2024 年第二季度。南方電力估算，在沃格特勒4號機組投產后，南方電力將額外產生7億美元的現金流。

沃格特勒核電站是幾十年來美國第一個新建的核電站，也是有史以單體投資最大的發電項目。截至2023年底，南方電力對兩臺機組的預計投資額為106億美元，考慮到項目涉及多個業主的投資，以及美國能源部在原建造商西屋電氣（Westinghouse Electric）破產后提供了37億美元融資等因素，所以很難確定沃格特勒核電站項目的總成本。

沃格特勒 3、4 號機組投入商運所得現金收入將消除南方電力多年來因項目拖期和成本超支面臨的不利局面，並最終實現擴建項目的全部價值。獲得穩定且可預測的低碳能源供應，有助於南方電力更好地管理能源成本和市場價格波動，AP1000的設計壽命為60年，一旦投入運營，可以為公司帶來長期可持續的收益。

8.3.5 完成系列資產交易運作，以滿足70億美元的資本需求

(1) 2017年10月16日，Southern Company Gas宣佈，其子公司Pivotal Utility Holdings， Inc.已達成協議，以全現金交易將其下屬子公司Elizabethtown Gas和Elkton Gas的資產出售給South Jersey Industries，交易價格約為 17 億美元。 

(2) 2019 年1 月1 日，南方電力完成了向NextEra Energy,Inc.（以下簡稱「NextEra」）的全資子公司出售海灣電力公司（Gulf Power Company）全部股本的交易，現金收購價格約為45億美元。

兩項交易幫助南方電力滿足2018至2022年350億美元資本投資計劃中的部分資本需求，還將使南方電力的電力公用事業產品重新集中於密西西比、阿拉巴馬和佐治亞三個州。

8.4 經驗啟示與借鑑意義

為應對北美地區的失業和高通脹等一系列社會問題和經濟問題，美國2022年通過的《通脹削減法案》，驅動着北美電力公用事業的投資保持高增長態勢，為一些項目經濟性提供了更大的可預見性。

退煤+低碳零碳的穩健轉型，1.南方電力實現淨零排放的路徑是根據本地資源稟賦與政策支持，通過多種能源組合方案、加快新能源開發，有序推進煤電退役，持續推動煤改燃，穩步發展核電。2.新增投資聚焦於提升主營業務經營質效和能與主業形成互補性的創新性項目，高效利用原有煤電廠電源點優勢，發展新能源、燃機與儲能。

通過這些系列措施，南方電力公司不僅減少了温室氣體排放，還促進了能源結構的多樣化，增強了公司的可持續性，併爲客户提供了可負擔的更清潔的能源選擇。

9 Exelon Corporation 愛克斯龍電力公司

9.1 公司基本情況

愛克斯龍電力公司（Exelon Corporation）（以下簡稱「愛克斯龍」）是由芝加哥的電力公司（Unicom）與費城的電力公司（Peco）在2000 年合併而成，目前是美國最大的輸配電公用事業公司，擁有約19,500名員工，業務覆蓋特拉華州、哥倫比亞特區、伊利諾伊州、馬里蘭州、新澤西州和賓夕法尼亞州的大片主要城市服務區。

9.2 業務分佈

公司通過旗下的大西洋城電力公司（ACE）、巴爾的摩天然氣和電力公司（BGE）、聯邦愛迪生公司（ComEd）、德爾馬瓦電力和照明公司（DPL）、 PECO 能源公司（PECO）和波托馬克電力公司（Pepco）六家子公司，為美國一千多萬客户提供輸配電和天然氣銷售服務。

9.3 低碳能源轉型戰略及資本運作

9.3.1 制定「清潔發展之路」戰略，明確到2050年實現淨零排放

愛克斯龍已經制定了應對氣候變化的公司戰略，確立了公司立場，還制定了一項「清潔發展之路」計劃，概述了其温室氣體減排目標以及實現這些目標的路徑，計劃使其子公司ACE、BGE、ComEd、DPL、PECO 和 PEPCO 能夠在2030 年前將排放量減少50%（相較2015 年水平），並在2050年前實現淨零排放。2021全年已實現25.3萬噸二氧化碳減排。

目前最新的「清潔發展之路」計劃包括擴大其電動汽車使用、提高可再生能源佔比和消費者能源效率等方面。此外，愛克斯龍正在推動增加對電網現代化和智能電網技術的投資。

在實現戰略目標過程中，愛克斯龍低碳轉型目標納入經營層績效考覈。愛克斯龍已經將年度温室氣體里程碑目標作為與經營層薪酬掛鉤的關鍵績效指標，添加到「2030年清潔發展之路」目標中。

董事會的公司治理委員會負責監督審查公司在可持續發展和環境問題（包括氣候變化）上的戰略規劃和完成情況，公司可持續發展委員會為經營層提供決策諮詢，負責為公司整體的ESG計劃和ESG信息披露出謀劃策。愛克斯龍經營層每季度都會關注温室氣體減排目標的進展情況，每年向董事會的公司治理委員會至少報告一次應對氣候變化相關計劃及進展。

9.3.2 分拆發電部門專注公用事業,進一步平滑穩定經營效益

2021 年2月24 日，愛克斯龍宣佈將愛克斯龍公用事業公司（RemainCo）與愛克斯龍發電公司（SpinCo）分拆為兩家上市公司，前者由公司旗下六家受監管的電力和天然氣公用事業公司組成，后者由公司旗下具有競爭力的發電和麪向客户的能源業務組成。

2022 年2 月，愛克斯龍完成了與Constellation 公司（CEG）的拆分，這使得其在實現一流的電力公用事業公司的目標上更進一步。拆分出的Constellation公司正式成為一家獨立的上市公司，同時也成為美國最大的無碳能源生產商和為數百萬家庭和企業提供清潔能源解決方案的領先供應商。Constellation 在納斯達克全球精選市場進行交易，交易代碼為「CEG」，其總部位於巴爾的摩，分拆后已成為美國財富200強企業，在美國本土、加拿大和英國運營電站，擁有約13,000 名員工。

自2022年2月CEG從愛克斯龍分離出去后，愛克斯龍已經不再擁有任何電站資源。對於電力公用事業公司來説，收益穩定性非常重要。美國的電力公用事業公司是可預測的，利益相關方和投資者都鼓勵它們規避風險，同時還擁有壟斷性的區域市場，可以集中並控制運營。這些受監管的資產為其提供了更高的穩定性和更低的風險，這反過來又會使它們對投資者更具吸引力。這也是為什麼愛克斯龍將其不受監管的能源供應商CEG分拆出來。

在分拆之前，該公司的每股收益每年都在波動，市盈率僅為12倍。隨着CEG的分拆，公司收益將更加穩定，進一步優化公司報表，預計到 2025 年，公司的年增長率將達到7%，而市盈率將達到18倍。愛克斯龍還可以使用本要劃撥給CEG的資金，專注於改善其輸配電業務。

9.3.3 公用事業領域投資進一步擴大，電網的可靠性和效率得到提高

2022 年，愛克斯龍在公用事業領域投資近72 億美元，並計劃在2023年至2026年期間投資313億美元，比一年前的四年滾動目標增加21億美元。

在愛克斯龍旗下六家公用事業公司超過310億美元的投資計劃中，三分之二將用於配電項目，67億美元將用於建設公司的輸電組合，其余將用於天然氣輸送項目。配電項目在計劃總支出中所佔的份額比一年前略有增加。這些投資預計將幫助愛克斯龍實現收入基礎以8%每年持續增長。

9.3.4 持續強化技術投資監測與評估

愛克斯龍致力於電網現代化和智能電網技術，以提高能源效率和利用清潔能源。戰略團隊採用業務和技術監測，以確定可能對其的業務和行業產生積極或消極影響的趨勢和技術。其持續關注的技術主題包括：可再生能源信用額度（REC）和碳抵消、氫氣輸送和存儲、網絡化地熱、甲烷泄漏監控和家庭能源管理。

愛克斯龍跨企業團隊進一步評估新興技術和趨勢，就如何最好地利用這些技術和趨勢為客户、社區和企業謀福利建立業務案例。來自愛克斯龍各部門的代表與行業協會、國家實驗室、頂尖大學以及在每個團隊所評估的趨勢或技術方面擁有專業領域知識的新興商業領袖開展合作。通過這些努力，評估了電氣化、燃料和電池存儲等方面的機遇。

9.4 經驗啟示與借鑑意義

像愛克斯龍這樣的大型電力公司正在轉向輸配電，部分原因是美國需要輸電，同時也是因為至 2050 年能源轉型所帶來的未來市場機遇。對可再生能源的需求將持續存在，投資輸電是大勢所趨——提供必要的工具，讓更多的可再生能源落地。挪威能源諮詢公司挪威船級社（DNV）的一份報告稱，如果美國和加拿大要實現其脱碳目標，那麼至2050年將需要將輸電和電網基礎設施從2022年的175TW-km 快速提升至417TW-km。而無論是高壓長距離輸電線路還是較小的配電網，都需要花費巨資來建設。

輸電基礎設施還能為大型電力公司「降低風險」，因為它不受市場波動的影響，而市場波動會影響可再生能源發電的收入。對長期輸電基礎設施的鉅額投資為大型電力公司提供了安全保障，並有助於進一步鞏固受監管市場，增強投資者信心，具體表現在：

1）根據市場監管環境與股東需求，靈活調整公司經營目標與資產，最大化股東利益。專注在能源轉型過程中收益較為穩定的電網與管網業務。

2）強調技術創新在智能電網實現低碳轉型中的核心作用。

10 韓國電力

10.1 公司基本情況

韓國電力公社（한국전력공사，KEPCO）（以下簡稱「韓國電力」），總部位於全羅南道羅州市，是韓國最大的電力公司，擁有近2.34萬名員工。2022年，其營業收入為565億美元.2023 年發電量達391.6TWh。

10.2 低碳能源轉型戰略及資本運作

10.2.1 國家層面缺乏低碳轉型的魄力，在發達國家中處落后地位

根據韓國政府2023年1月發佈的最新兩年期總體規劃《長期電力供需基本規劃》（2022-2036年），韓國的可再生能源擴張仍將保持温和態勢。

該計劃的目標是到2030年和2036年，可再生能源在全國發電組合中的比例分別達到21.6%和30.6%。這些目標並不具有魄力，也不足以趕上其他發達國家。

10.2.2 韓國電力裝機結構過度依賴化石能源

儘管韓國電力設定了到2030年將其範圍1和範圍2排放量相比2018年下降40%的目標，還計劃到2050年將其範圍1和2排放量相比2018年下降100%。但從目前來看，其對燃煤發電項目依舊存在依賴，並持續在本地和海外投資建設燃煤電站，這也阻礙了韓國整體的脱碳進程。

2023 年，韓國電力約 60%的裝機為燃煤、燃氣機組。由於其對化石燃料的持續高度依賴，預計韓國電力將在 2023-2037 年期間大大超過其1.5℃的碳排放預算。2017 年至2022 年期間，韓國電力的碳排放強度有所下降，因為其煤電份額減少和核能增加。預計到 2027 年，該公司的燃煤發電比例將略有下降，而燃氣發電量預計將增加。據測算，爲了與2027年的1.5℃目標保持一致，韓國電力每年至少將其排放強度降低約11%。

10.2.3 綠色投資在韓國電力公司資本支出總額中所佔比例仍然很小

韓國電力一直依靠公司債券為其發電擴張提供資金。2018/2019年，韓國電力朝着積極方向邁出了一步，成功發行綠色債券，資金用於其包括可再生能源在內的綠色項目。然而，儘管韓國電力繼續開發綠色債券市場，但其綠色債券的發行量卻微不足道，其綠色項目與傳統項目相比投資規模較小，這與其減少碳排放的戰略並不相符。

10.2.4 巨量債券發行造成市場扭曲

2022 年，韓國電力淨發行了超過27 萬億韓元的公司債券來籌集資金。但這些債務擾亂了韓國的債券市場。據該公司稱，2022年KEPCO的債券佔韓國整個國內公司債券市場的46%。其發行的債券被視為一項穩定的投資，獲得了專注購買國有企業債券的買家的青睞，從而導致其他公司發行的債券無人問津。

10.3 經驗啟示及借鑑意義

10.3.1 燃料受國際市場價格波動影響大，盈利狀況極不穩定

韓國長期以來依賴化石燃料，尤其是煤炭和石油，這在一定程度上限制了其能源轉型的速度。煤炭在韓國的能源結構中佔有重要地位，因此淘汰煤炭發電機組和減少對化石燃料的依賴是一個長期且複雜的過程。

近些年來受燃料成本上漲的影響，其2022年營業虧損了32.6萬億韓元（摺合246億美元），虧損創歷史新高。與2021年虧損 5.8萬億韓元相比，經營狀況急劇惡化。雖然2022年其營業收入增至71萬億韓元，但購買燃料和電力的成本飆升86%至77萬億韓元。韓國電力出售的電力越多，其損失就越嚴重。其中，低電價是其虧損的重要原因之一。韓國官方歷來通過保持低電價來刺激工業增長。但近年來通貨膨脹帶動大宗商品價格上漲，使得公用事業公司深陷虧損。

因此，煤電轉型需要處理好短期和中長期之間的關係，明確不同時期煤電的功能定位與價值，並據此制定轉型時間表和路線圖。各個國家整體自然資源稟賦、開發規模，以及煤電氣電總體規模、機組結構、服役年限等水平參差不齊，應結合不同區域煤電氣電特徵、電力供需平衡條件，因地制宜的確定轉型路徑。

10.3.2 電價與經濟考量的博弈

作為一個工業發達國家，韓國需要平衡經濟增長和能源轉型的需求（低電價模式）。在保持工業競爭力的同時，逐步減少温室氣體排放是一個重大的挑戰。

【2023 年電價經歷了幾輪漲價】自2022年4月以來，韓電已經上調了五次電費，累計漲幅39.6%。2023 年一季度，該公司將電價上調13.1韓元/千瓦時（約合0.07元人民幣/千瓦時），隨后二季度又上調了8韓元/千瓦時（約合0.04元人民幣/千瓦時）。2023年全年，電費上漲了29.8%。藉助電價上漲和燃料價格下降，韓國電力2023 年第三季度當季實現了扭虧。但此次電費上調幅度不足以使韓國電力的債務降至可持續水平，而且疊加中東衝突導致油氣價格波動，盈利水平將很難維持下去。

10.3.3 環境稟賦受限

韓國的地理環境和資源稟賦也對可再生能源的發展產生影響。韓國的土地面積相對較小，這限制了大規模地面光伏和風力發電項目的實施。

11 NextEra Energy

11.1 NextEra 基本信息

NextEra Energy（NEE）股份有限公司（紐約證券交易所：NEE）總部位於佛羅里達州，是北美最大的電力和能源基礎設施公司之一，也是北美最大的新能源發電商。截至2023年底，NEE 及其子公司的員工總數約為 16800 人。NEE 擁有佛羅里達電力和照明公司（FPL），是佛羅里達州最大的電力公司，也是美國最大的電力公司之一，為約590萬客户（即佛羅里達州 1200 多萬人）提供清潔、負擔得起、可靠的電力，其戰略重點是投資發電、輸電和配電設施，以低成本、高可靠性、卓越的客户服務和清潔能源。NextEra Energy Capital Holdings（NEECH）是 NEE 的全資子公司，擁有併爲除FPL 及其子公司外的NEE運營子公司提供資金。

NEE 通過其清潔能源子公司NEECH，投資運營包括核電、新能源、燃氣發電等清潔電力資產，其新能源子公司NextEra Energy Resources（NEER），成立於 1998 年，運營集團在佛羅里達州以外的所有新能源資產包括風電、光伏和儲能設施。NEET 擁有並運營佛羅里達州以外的監管市場的輸電設施。

11.2 NextEra 經營模式

NEE 的兩大運營主體FPL和NEER，前者為佛羅里達州約590萬客户提供服務，是美國最大的電力公司之一，后者是世界上最大的風能和太陽能可再生能源發電商，同時也是儲能領域的世界領導者。2023年，歸屬於NEE的淨收入比2022年增加31.63億美元；其中，FPL 的淨收入增加了8.51 億美元，NEER 在 2023 年的業績也有所增長。過去五年NEE淨收入結構組合與變化如下圖所示。

從平均度電成本（Levelized cost of energy, LCOE）來看，目前以太陽能和風能為代表的可再生能源已經成為美國最具備經濟性的電源類型。根據Lazard 的評估，2023 年剔除補貼前電網級光伏（60美元/MWh）和陸上風電（50 美元/MWh）的平均度電成本已經低於燃氣發電（70美元/MWh）、核電（126美元/MWh）和燃煤發電（109美元/MWh）等傳統能源類型，現階段具備更好的經濟性。

技術進步帶來的度電成本持續下降是驅動美國光伏和風電裝機量大幅提升的重要因素之一。根據Lazard 的測算，2009年至 2023 年期間，美國風電補貼前平均度電成本從135美元/MWh下降到49.5 美元/MWh，累計降幅為66%，美國光伏補貼前平均度電成本則從358.5 美元/MWh 下降至60美元/MWh，累計下降84%。

NEE 的發展在很大程度上依賴於聯邦政府、美國大多數州政府和加拿大部分地區政府提供激勵措施，如税收激勵、RPS（Renewable Portfolio Standards，可再生能源配額制）或上網電價，這些政策極大提高了NEE在開發、運營可再生能源的經濟性與盈利水平。

11.2.1 FPL

FPL 是 NEE 發展的基石。FPL是一家受費率管制的電力公司，主要從事和投資佛羅里達州的發電、輸電、配電和銷售。1925年，在美國發電系統整合的全盛時期，佛羅里達電力與照明公司（FPL）合併（成立）。1950年，FPL成為一家在紐約證券交易所上市的獨立上市公司，經過近一個世紀以來的成長，截至2023年12月31日，FPL的總裝機為33GW，輸電和配電線路約90,000 英里（circuit miles），變電站 883 座，通過將其發電設施與客户連接起來的綜合輸配電系統通過大約590萬個客户賬户為1,200多萬人提供服務。FPL 還擁有一家天然氣零售公司，該公司通過3,795 英里的天然氣配送管道為佛羅里達州南部八個地區的約119,000名居民和商業天然氣客户提供服務。FPL的營業收入結構如下圖所示。

對於零售和批發客户，FPL可以收取的價格（或費率）由監管機構批准，零售客户由FPSC（Florida Pubic Service Commission）批准，批發客户由 FERC（Federal Energy Regulatory Commission）批准。根據美國和佛羅里達州的法律，受監管的費率旨在支付提供服務的成本，幷包括合理的投資資本回報率。由於監管機構有權確定提供服務的相關成本和適當的資本回報率，因此無法保證FPL能夠通過監管費率賺取任何特定的回報率或收回所有成本。由於費率在很大程度上是基於成本的，爲了能夠達成對於客户具有吸引力的價格，FPL 採取了持續投資低成本發電資產的戰略，包括集中式光伏、分佈式光伏和電化學儲能。

截至2023 年，FPL總裝機為33GW，包括24GW 的燃機、4.8GW 光伏、3.5GW核電、469MW 的儲能。在 2024 年上半年，PFL 投產 894MW 的光伏項目，正在建設額外的1,341MW 和 894MW 光伏項目，預計將分別於2024年和2025年投入使用。

淨資產收益率（ROE）方面，監管授權允許FPL的ROE水平為10.60%，範圍在9.70%至11.70%。如果連續六個月美國30年期國債的平均利率為2.49%或更高，FPL有權將監管授權的ROE提高到10.80%，範圍為9.80%至11.80%。在2022 年8月期間，該規定被觸發，並於2022年9月1日生效，FPL的授權監管ROE和ROE範圍增加。如果FPL 賺取的監管ROE低於9.80%，FPL可能會尋求零售基本費率減免。授權監管的ROE水平在一定程度上保證了成本端的壓力得以傳導，因此FPL的ROE水平表現較為平穩。

11.2.2 NEER

NEER 由NEE 的競爭性能源業務和費率監管輸電業務組成，其戰略強調的是長期合同資產的開發、建設和運營，重點關注清潔能源。NEER 目前在美國和加拿大的能源市場擁有、開發、建設、管理和運營發電設施，還包括對其他以清潔能源為重點的企業的資產和投資，如儲能和可再生燃料。NEER 的大部分電力來自清潔和可再生能源，是世界上最大的風能和太陽能可再生能源發電商。

截至2023 年，NEER 的權益裝機為31GW，管理裝機為38GW，是美國最大的批發發電商之一。NEER 開發和建設的儲能項目，一方面與可再生能源項目相結合，提高了其滿足客户公司容量需求的能力，另一方面作為獨立儲能設施進行運營。NEER 還在北美擁有、開發、建設和運營費率管制的輸電設施，截至2023年12月31日，NEER的輸電設施和將其發電設施連接到電網的輸電線路由大約330個變電站和3585英里的輸電線路組成。

NEER 的收入大部分來源於與公用事業、零售電力供應商、電力合作社、市政電力供應商以及商業和工業客户簽訂的PPA，平均年限為15年。

NEER 還從事與能源相關的商品營銷和交易活動，包括簽訂金融和實物合同。這些合同主要包括電力和燃料商品及其相關產品，目的是提供全面的能源和容量需求服務，主要是向市場上的配電公用事業企業、批發客户提供定製的電力和燃料及相關的風險管理服務，以及對衝未簽訂PPA發電資產的生產。例如，在PPA無效的情況下，NEER將其發電設施的產出銷售到現貨市場。在這種情況下，NEER 經常簽訂期限通常不到三年的短期雙邊合同，以對衝與向每日現貨市場銷售相關的價格風險。此類雙邊合同可能是實物交付或財務（定價）抵消的對衝，用於保護NEER預計從相關發電設施獲得的部分收入。

NEER 還通過經營和非經營所有權權益參與天然氣、液化天然氣和石油生產，並通過全資子公司或非控股或合資權益參與管道基礎設施的建設、管理和運營；同時對衝了其天然氣基礎設施生產資產的預期產量，以防止價格波動。例如，NEER 擁有的天然氣管道所有權，主要是位於美國中西部和南部地區的油氣頁岩地層的所有權，同時其還擁有西弗吉尼亞州和弗吉尼亞州正在建設的303英里天然氣管道32.2%的所有權。

此外，NEER 的投資組合還包括對其他以清潔能源為重點業務的資產和投資，如儲能和可再生燃料。截至2023年12 月31日，NEER擁有約2,624MW 儲能的淨所有權權益、29 個沼氣項目的投資組合、1個可再生天然氣設施以及其他主要運營垃圾填埋的發電設施。

11.2.3 NEP

NEE 及其子公司需要資金來支持和發展業務。這些資金用於日常運營、資本支出、資產和業務的投資或收購、到期債務和相關衍生債務的支付，以及不時贖回或回購未償債務或權益證券。這就要求NEE將通過經營現金流、短期和長期借款、發行短期和長期債務以及不時的權益證券、來自不同成員投資者的收益、可再生能源税收抵免的出售和向NEP或第三方出售資產的組合來滿足。

NEP 於2014 年推出，是一個以收益增長為導向的有限合夥企業，通過有限合夥人在NEP OpCo 的權益收購、管理和擁有具有長期穩定現金流的清潔能源合同項目。NEP 的項目包括NEER 出資或從其收購的能源項目，或從第三方收購的項目，以及從第三方向其收購的合同天然氣管道的所有權權益。NEP還不時投資為其某些資產提供動力或擴大其資產。截至2023 年，NEE擁有 NEP的非控股普通合夥人權益，並實際擁有NEP約52.6%的投票權；NEP擁有NEP OpCo 的控股普通合夥人權益和48.6%的有限合夥人權益。此外，NEER 在NEP OpCo 的間接有限合夥權益約為51.4%，NEER將其在NEP的所有權按照權益法投資覈算，並將其對NEP的項目銷售作為第三方銷售覈算在其合併財務報表中。具體結構如下：

通過NEP OpCo，NEP 擁有或部分擁有可再生能源資產組合的合同，包括風能、太陽能、太陽能+儲能和獨立儲能項目，以及天然氣管道資產（管道投資）的合同。NEP 希望利用北美能源行業的趨勢，包括隨着老化或不經濟的發電設施的逐步淘汰，增加清潔能源項目，以提高風能和太陽能項目產生的能源相對於使用其他燃料產生的能源的競爭力。

公司治理與管理層面，NEP沒有資產運營人員，僅依靠MSA（Master Service Agreement）向NEE採購運營、管理和行政服務，並向NEE支付管理費。

NEP 的主要業務目標是向普通持有人提供現金分配，通過從NEER或第三方獲得清潔能源項目的所有權權益。NEP主要商業戰略是：

(1) 專注於簽約的清潔能源項目，專注於長期簽約的清潔能源項目，這些項目具有更新、更可靠的技術、更低的運營成本和相對穩定的現金流，符合其投資組合的特點。NEP的投資組合包括風能和太陽能發電設施、太陽能+儲能項目、獨立儲能項目和管道資產的投資。多樣化的投資組合往往會減少單個項目或區域偏離歷史資源條件的程度，從而在長期內提供比非多元化投資組合更穩定的現金流。此外，其投資組合的地理多樣性有助於最大限度地減少特定司法管轄區不利監管條件的影響；

(2) 將投資重點放在北美，利用NEE長期的行業資源、知識和經驗尋找新的投資標的；

(3) 保持健全的資本結構和財務靈活性。NEP 及其子公司利用了各種融資結構，包括有限追索權的項目融資、出售某些子公司不同成員的權益和股權、優先股、可轉換高級無擔保票據和高級無擔保債券，以及循環信貸和定期貸款等。通過以上低成本融資手段，投資與收購新能源資產，以最大限度地向普通持有人分配現金。

(4) 利用母公司在新能源方面的運營優勢，通過委託運營合同為 NEP 的項目提供運維、行政和管理服務，以最大限度地提高其投資組合的運營效率。

(5) 通過選擇性收購運營項目或在建項目的所有權權益，特別是存量風電項目的「以大代小」改造等。

11.3 NEE 戰略轉型路徑

NEE 的管理層認為，資本投資一直是該公司快速增長的核心，在不斷變化的電力格局中，這些投資是公司自身可持續發展的基石，NEE利用FPL擁有的電網和傳統能源資產收入，轉而大力投資其新能源旗艦公司 NEER，並將其打造成最大的風能和太陽能可再生能源發電企業；在過去十年中，NEE在清潔能源基礎設施方面投資了近900億美元，使NEE成為美國能源行業最大的基礎設施投資者，也是這一時期美國所有行業最大的資本投資者之一。

在過去 15 年里，NEE 有着持續增長的調整后每股收益的良好記錄，在此期間的複合年增長率接近8.5%。這些持續的回報使NEE在一年、三年、五年、七年和十年的股東總回報方面跑贏了標準普爾500指數和標準普爾500公用事業指數，表現超過了標準普爾公用事業指數中的所有其他公司和標準普爾500指數中85%的公司，同時兩個上市公司股票的總回報率都增加了兩倍多。因此，NEE 已經從 15 年前的平均市值公用事業企業成長為當今世界上最大的公用事業企業。

在金融工具方面，YieldCo 是過去十年以來美國能源企業常用的模式之一。早在2013年7 月，NRG Energy 就推出了「NRG Yield」，這其中包括了NRG的光伏和其他常規發電資產。2014 年7月，美國公司Sun Edison 也披露了TerraForm Power 這個YieldCo 平臺，受到6億美元左右的資金追捧。YieldCo的業務通常包括以下幾方面：

(1) 管理服務業務：服務性的功能包括項目開發、EPC管理、運維服務。 

(2) 資產業務：主要是各發電資產的項目公司SPV（Special Purpose Vehicle，特殊目的載體）。包括項目儲備、在建工程、初始經營的電站資產等等。 

(3) 融資平臺：放入 YieldCo 的發電資產應該是已經併網的，沒有開發風險的，滿負荷運營了一段時間的，不存在限電現象，回報比較穩定的資產。

YieldCo 和REITs（不動產投資信託）類似，可以理解為是一種權益性融資工具，都是由母公司發起創立的、持有一定規模營運資產、並將該資產產生的部分現金流以股息形式支付給股東/持有人的實體，並進行了上市。YieldCo 模式獨特之處在於可以持續向目標公司注入資產。因此，NEP嚴格上來説並不能稱為是一家公司，本質是創立的一個收益性融資平臺，引入第三方資金實現項目沉澱資金的回籠。如前所述，NEP並無自有員工，只享有項目的收益權和所有權，並非項目運營實體，實際運營仍由NEER 負責。自上市以來，NEP持續不斷地收購NEER的資產，極大緩解了NEER和其他關聯實體資本支出的壓力。相應的，NEER 之所以營收保持穩定，其背后主要重要原因也在於持續剝離資產至NEP內，從而降低自身合併報表資產總額，這也是NEER控股裝機可低於其權益裝機的重要原因。

11.4 對國內電力企業的啟示

通過覆盤NEE 在過去十年的發展歷程，可以看到NEE作為一家公用事業企業實現業績的持續增長，一方面離不開行業紅利，即政策支持及成本下行背景下美國可再生能源裝機容量迅速增長；另一方面也受益於公司特有的經營優勢，包括佛羅里達州等優質的地區資源，以及出色的資本運營和投資能力。從NEE的經營中主要也可以得到的以下啟示：

(1) 新能源投資佈局優質區位，在技術的疊加下，可以得到更高的增長。通過開拓佈局具備較好資源的區域，不僅能夠享受電力需求的增長，還能夠通過為更多的用户服務來攤薄發電的固定成本，發揮經營槓桿，降低度電成本。

(2) 合理利用權益融資工具（YieldCo 或公募 REITs），為新能源發展提供可持續的低成本的資金。

(3) 應用數字化工具，實現降本增效。大數據和AI等數字化工具可以賦能電力企業在電廠選址、運營過程中的決策。我國的電力企業可以借鑑NEE建立自己的數據分析能力，應用數字化工具提升運營效率。

NEE 構建了一個較為穩定的商業模式。在電力供需趨緊且新能源快速增長的背景下，傳統電源、輸配電基礎設施的建設對電力系統的支撐作用將愈發強化，且重要性也將持續凸顯。一方面，NEE存量電源資產與管網資產的穩定盈利可持續，另一方面增量電源、儲能與管網資產的業績提振可預期，其同時兼顧了傳統公用事業企業的業績穩定性與新能源發展以及相關配套基礎設施投入所帶來的成長性，希望這種模式能夠對國內傳統能源電力企業轉型與新能源佈局提供一些參考意義。

12 YieldCo

作為全球500強里排名中最前的可再生能源供應商NextEra Energy，在快速發展新能源的過程中，其使用的YieldCo 模式受到了廣泛的關注，同時，YieldCo 模式是美國多家能源企業都在使用的融資方式，目的是撬動資金發展低碳能源，也為投資者提供更加穩定的長期收益和享受税收便利，簡單來説是一種兼顧税務籌劃與融資的架構形式。本報告將從以下幾方面簡要介紹YieldCo 模式：

12.1 什麼是YieldCo模式

YieldCo 是一類以收益增長為導向的上市公司，通常由大型的能源電力企業創建，將具備長期經營性合同的可再生和/或傳統資產捆綁在一起，以產生可預測的現金流。收益公司每年或每季度以股息的形式向股東分配可供分配的現金。YieldCo將其絕大多數現金流支付給投資者，利用外部增長資本來源（即債務和股票市場）購買資產，使得作為普通合夥人（GP）和資產管理人的母公司能夠收回可再生能源項目的建設成本，同時也能從這些項目產生的未來現金流中受益。通過這種方式，開發商能夠收回可再生能源項目的建設成本，同時仍然受益於不斷增長的現金流，這些現金流可以再投資於自己的業務並推動股息增長。YieldCo 是能源企業創建的一種上市公司類型，旨在為可再生能源項目的開發籌集資金。這種投資對股東很有吸引力，因為他們可以獲得預期風險較低的回報（或收益率），並預計會隨着時間的推移而增加。籌集的資金可以用於償還昂貴的債務，或以低於税收權益融資（tax equity finance）的利率為新項目融資，在2013-2014 年美國推出時，其税收權益融資可能超過 8%。以下將通過介紹兩種 YieldCo 架構進一步解析YieldCo 模式。

第一種架構源於NRG Yield，如上圖所示：在這種架構中，母公司擁有YieldCo的多數股份（B類普通股），而公眾股東有權獲得少數股份（A類普通股）。運營子公司擁有和/或運營的項目產生的收入通過該結構傳遞給股東，以實現回報。具體而言，母公司（Parent Company）NRG Energy 將其擬置入能源資產納入NRG YieldCo 旗下，然后NRG YieldCo在紐交所公開上市融資。完成后公眾股東（Public Shareholders）持有 A 類普通股，享有YieldCo 的收益和少數投票權（Minority voting interest）；母公司則持有 B類普通股，不享有YieldCo 收益但享有多數投票權（Majority voting interest）。再次，YieldCo 通過用募集資金向母公司收購及直接增資的方式獲得NRG Yield LLC的100%A類份額，成為YieldCo 下NRG Yield LLC 的獨家管理人並享有其少數收益（Minority economic interest），母公司則持有NRG Yield LLC 的100%B類份額並享有其多數收益（Majority economic interest）。最后，實際持有資產的NRG Yield LLC 可將該筆資金用於補充流動資金、置換高成本融資、收購資產等日常經營目的。在這一架構下，母公司通過多數投票權對YieldCo實施控制，同時通過在NRG Yield LLC中的B類份額獲得資產的多數收益。YieldCo通過成為NRG Yield LLC 的獨家管理人實現對資產的控制，並通過LLC的轉嫁税收實體功能（即LLC層面不繳所得税），將其享有的資產少數收益傳導給公眾股東。

在首次公開募股時，NRG Energy 通過B類股票擁有65%的投票權，到2015年，由於繼續發行A類股票為下拉式收購提供資金，這一比例已降至55%。同時，爲了保持控制權，NRG Energy 開始進行資本重組，創建了C類和D類股票，並以1比1的比例發行了當時現有的A類和B類股票。然而，與A股和B股相比，新發行的股票只有1/100的投票權。從那時起，公司進一步發行的股權僅為C類股票，這在一定程度上稀釋了控制人的投票權。隨着NRG Energy 業務持續增長，債務持續增加，NRG Energy 決定剝離其在NRG Yield 的股份，並出售其大部分發電資產，以專注於其零售業務。最終，根據2018年2月公佈的交易，基金管理公司Global Infrastructure Partners（GIP）收購了 NRG Yield的控股權以及NRG Energy 的可再生能源開發和運營平臺，NRG Yield更名為Clearway Energy，作為發起人的 GIP 擁有 55%的投票權和 44.3%的經濟利益，而公眾股東控制着45%的投票權，55.7%的經濟利益。普通股有四類（A類、B類、C類和D類），其中只有兩類（A類和C類）公開交易。A類（CWEN.A）的投票權是C類（CWEN）的100倍。同樣，B類的投票權是D類的100倍（但這些都是由GIP持有的），具體重組后的架構在原有架構上進行深化，較原有架構提高了控制權，降低了收益權，具體如下：

第二種架構源於NextEra 的 YieldCo（NEP），如下圖所示，與第一種架構相比，通過合夥結構，進一步提升了控制權，同時釋放出更多份額的收益權給公眾持有人。在其架構中，母公司NextEra Energy 將其擬置入資產納入NEP下的NextEra Energy Operating Partners（NEP OpCo）旗下，NEP 在紐交所公開上市融資，由母公司間接控制的NextEra Energy Partners GP 擔任普通合夥人（不享有經濟利益），NEP 擁有NEP OpCo 的控股非經濟普通合夥人權益和48.6%的有限合夥人權益，NextEra Energy Equity Partners（NEE Equity）作為有限合夥人擁有NEP OpCo 約51.4%的普通股，代表有限合夥權益和NEP OpCo 的100%B類合夥權益，NEE Equity 可以對其NEP OpCo 普通股進行投標，並在一對一的基礎上獲得NEP普通股，或根據交換協議的條款以現金形式獲得此類普通股的價值。公眾股東作為有限合夥人（享有YieldCo100%收益）。在這一架構下，YieldCo 通過用募集資金向NEE Equity 收購及直接增資的方式，獲得NEP OpCo的收益和投票權，NEE Equity 在交易完成后保留NEP OpCo 的多數收益和投票權，實際持有資產的NEP OpCo可將增資款用於補充流動資金收購等日常經營；母公司通過作為YieldCo 的普通合夥人擁有YieldCo 的多數投票權並實現了對YieldCo 的控制，同時通過在NEE Equity 中的合夥份額獲得收益。

YieldCo 的主要業務目標是向普通持有人提供現金分配。可再生能源項目在開發階段面臨一些不確定性，但一旦投入運營，通過通常長達15-30年的PPA簽訂和/或其他類似的相關協議，創造了相對穩定和低風險的現金流，收益從中支付給投資者。例如，BEP的絕大多數現金流都是通過其位於世界各地的260座水電站大壩的長期PPA產生的，近年來，其YieldCo 一直在將其資產多元化，也涉足風能和太陽能項目。NEP 的資產簽訂了平均剩余期限為18年的長期合同，充分利用其開發商潛在的可再生能源開發的積壓量，足以在未來幾年將其產能增加。

爲了確保穩定的收入來源，YieldCo 可能會在其投資組合中儲備各種資產。資產類型可能包括傳統發電、可再生能源（太陽能、風能、生物質、水力、熱能等）以及輸電線路和天然氣管道。例如，Abengoa Yield 在發行當年的投資組合包括 86 英里的輸電線路，TerraForm Power 的投資組合包含許多中小型分佈式發電項目。TerraForm 初始投資組合中最引人注目的兩項資產是46.5MW的2014年美國項目和19.6MW的Summit Solar項目。每個項目分別由42個和50個站點組成，承購方包括公用事業、市政、商業和政府實體。NRG Yield 包含10個州的25 項資產，涵蓋大型、傳統、公用事業規模的太陽能和熱能項目，如36%的傳統發電資產、16%的可再生能源和48%的熱能/聯合發電的初始投資組合——每個 YieldCo 的投資組合都是根據每個能源企業的專業能力，同時還要考慮如何平衡收入與税收優惠的預期。

爲了保持有利的税收優惠和穩定的收益率，YieldCo的商業模式要求在初始投資組合資產接近合同到期時收購新一批資產。這種潛在資產，或drop-down，旨在為YieldCo 提供穩定的現金流，以實現高於平均水平的收益增長和低於平均水平的風險。Drop-down時間表對於維持現金流和優惠税收待遇至關重要，因此，對於 YieldCo 作為長期融資結構的未來增長和生存能力也至關重要。爲了減少未來現金流的不確定性並確保資產的可及性，通常YieldCo 和母公司之間普遍存在優先發行權或認購權等協議，例如，NEP和NEP OpCo 是與NextEra Energy Resources，LLC（NEER）簽訂 ROFR（rights of first refusal，優先購買權）協議的一方，該協議授予NEER及其子公司（NEP OpCo及其子公司除外）對任何擬議出售的NEP OpCo ROFR資產的優先購買權。根據ROFR協議的條款，在就NEP OpCo ROFR 資產的任何出售或進行任何談判之前，NEP OpCo必須首先與NEER進行30 天的談判，以試圖就向NEER或其任何子公司出售該資產達成協議。如果在最初的30 天期限內未能達成協議，NEP OpCo將能夠與任何第三方就30天期限的資產出售進行談判。在接受任何第三方要約之前，NEP OpCo將被要求在未來30天內重新與NEER進行談判，如果NEER 同意與該第三方提議的條款基本一致，則不允許將適用資產出售給提出要約的第三方。如果在30天期限結束時，NEER和NEP OpCo尚未達成協議，則NEP OpCo 有權在30天內將該資產出售給該第三方。

綜上，YieldCo 就是傳統公用事業公司創建的一種融資平臺，其主要客户就是這些公共事業企業，目的是將其發電資產貨幣化，以便將資金重新部署到企業業務的其他方面。需要注意的是，YieldCo 的綜合融資成本還需視其資本結構和債務融資成本而定，不能與股權融資的較低融資成本直接劃等號。

12.2 美國能源企業的YieldCo表現

在能源轉型大背景下，YieldCo 模式開始應用於新能源快速發展的投融領域。2013年至2014 年期間，共有5家擁有和運營可再生能源基礎設施資產的YieldCo類型公司在美國實現了首次公開募股IPO，這些公司的長期購電協議PPA平均期限為18-20 年，因此這些公司因其相對較高的股息率和穩健的增長而受到投資者的關注。具體來看，2013年7月，NRG Energy 就推出了「NRG Yield」，其含有光伏和其他常規發電資產，上市后，NRG 收益率翻了一倍；2014年6月，美國公司Sun Edison也向外界公佈了Terraform Power 的 YieldCo 平臺並在紐約證券交易所上市。隨后，NextEra Energy 成立的NextEra Energy Partners LP 上市，西班牙 Abengoa SA 的 Abengoa Yield 上市。凱雷/Riverstone集團支持的獨立運營公司Pattern Energy 在美國、加拿大和智利持有股份，自2013年10 月上市到2014 年上漲了47%。在 2014年，這5家公司的可再生能源基礎設施資產平均每家超過1GW，當時的總市值為150億美元，企業價值超過200億美元。

當十年前上市的5個YieldCo 取得成功后，當時世界領先的可再生能源公司都在試圖複製這些結構性機會，或是被股東要求去嘗試YieldCo模式。在YieldCo發展較快的2013年-2014 年期間，YieldCo 一直是大型市場參與者的子公司，擁有購買第三方資產或自己建設項目所需的資本，它們主要來自大型公用事業公司不受監管的部門，這些公司擁有可再生能源和傳統發電資產（例如 NextEra）、獨立發電商（IPP）以及純太陽能或風能開發商。在2014年，共有6家可再生能源發電公司的YieldCo在美國市場運營，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），其當年資產、募集資金和收益率數據的情況如下圖所示。

隨后幾年，YieldCo 模式在電力能源行業的應用快速發展，在2015年時已達到15家上市，2016 年達到24 家。作為收益增長型上市公司，NextEra的YieldCo（NEP）自首次公開募股以來，幾乎每季度都提高股息（如下圖所示），而Brookfield Renewable Partners（BEP）是該行業延續時間最長的YieldCo 之一，同樣也有着出色的增長記錄。

12.3 YieldCo 模式的優勢

YieldCo 是有潛力釋放可再生能源資產的價值，並可能會吸引新的投資者。爲了換取投資相對低風險資產的機會，YieldCo 的投資者通常會獲得3%至5%的回報和8%至15%的長期股息增長目標。YieldCo 傾向於將現金流的很大一部分作為股息支付。

在美國金融市場，相比傳統的電力項目融資方式，YieldCo模式非常有競爭力，作為主有限合夥（MLP）和房地產投資信託（REITs）的替代方案，特別是在美國的税收體系下，相對於MLP和REITs，YieldCo 可在一定程度上避免雙重税收，即，通過YieldCo 可以將其免税收益傳遞給投資者，而不是兩次徵稅（一次在公司層面，另一次在股東層面）。這些淨經營虧損減少了公司的應納税所得額，因此公司的年收入較低，甚至可能不納税。淨經營虧損可以結轉未來的應税事項，因此，許多 YieldCo 公司預計在幾年內不會繳納大量所得税。此外，如果股息的回報被視為原始投資的回報，而不是投資回報，那麼股息也可以在股東層面獲得優惠的税收待遇。當收益只在一個水平上徵稅時，公司能夠更經濟地從股東那里籌集資金。

YieldCo 與 MLP 不同，可以安全地擁有在遞延税款賬户，如IRA和401（k）s。由於YieldCo的幾乎所有股息都是按照長期資本收益率作為普通合格股息徵稅的，因此投資者通常需要支付的税率通常遠低於其邊際税率。

NEP 自成立起預計在大約 15 年內幾乎不繳納所得税，同時可能從資本回報中產生部分股息。2022 年NextEra的年報中亦顯示，2022 年8月16日，《通脹削減法案》（lRA）簽署生效后，延長了風能和太陽能税收抵免的期限，並擴大了税收抵免，以支持更廣泛的可再生技術。原本NextEra已經是2000 年至2015 年間美國聯邦撥款和分配税收抵免的第二大受益者（唯一獲得更多的公司是西班牙可再生能源巨頭 Iberdrola），獲得了近20億美元，加之其NEP的YieldCo的結構，其整體通過税收所獲得的收益已遠高於同業。

另一方面，儘管採用YieldCo 模式的槓桿率可能較高，但由於每個YieldCo廣泛使用項目公司進行債務的自行攤銷，這些債務中的大部分比傳統的公司槓桿更安全。具體來説，每個光伏或風電項目都是獨立的公司，如果貸款違約，只有與該貸款相關的資產纔會提供給貸款人。YieldCo 所持有投資組合的其余部分是安全的。事實上，除非發生自然災害或天氣模式發生極端變化，否則每個項目都有保證的PPA收入，該PPA將用於支付本金和利息，並將分配還給YieldCo；到 PPA完成時，貸款理論上可以全部還清，發電量可按市場價格出售。

12.4 YieldCo 模式的主要風險

YieldCo 的商業模式似乎在很長一段時間內都有堅實的基礎，但也有長期的風險，例如，可再生能源價格的快速下降。2015年至2022年七年期間，太陽能等可再生能源的成本下降了約66%，但成本削減遠未完成。隨着技術的進步和規模經濟的實現，IRENA預計未來幾年太陽能和風能的成本將繼續快速下降。根據彭博新能源財經的報告，到 2040年，太陽能的成本可能會降至0.03美元/kWh，比2015年的水平下降77%。

因為技術創新導致設備成本持續下降，存量新能源項目的經濟性可能無法維持，YieldCo的增長狀況可能出現惡化。比如，YieldCo 現有的 PPA的數量非常多且十年前的價格相對於目前來説較高。光伏和風電設備的技術壽命為25至30年。而PPA平均年限是15年，當存量PPA到期時，YieldCo 新談的PPA可能遠低於目前的水平。這可能會導致現有資產的現金流大幅減少，並影響長期增長。即使是更穩定的可再生能源，如BEP專門從事的水力發電，也可能受到乾旱等不良水文的負面影響。例如，2015 年和 2016 年，BEP 的風電場發電量均低於平均水平；與此同時，其水電站大壩在美國西部遭受乾旱，尤其是巴西——這對BEP YieldCo 可用於分配的現金產生了嚴重的負面影響。

税收政策方面也對可再生能源項目公司的經濟性產生影響，可再生能源和YieldCo 模式曾經的繁榮很大程度上是由於有利的税收優惠，而這些優惠在未來遠不能得到保證。例如，在YieldCo 應用較多的美國市場，雖然允許項目開發商註銷30%項目成本的太陽能投資税收抵免延長至2018年，但隨后下降到2022年僅達到10%；2015年底，作為風電行業主要增長動力的每千瓦時2.3 美分的生產税收抵免被延長，但僅限於2016年，到2020 年，税收抵免每年將下降20%。雖然這些税收優惠政策不同程度地再次延期，但這遠不能保證未來税收方面的優惠，而且往往取決於哪個政黨執政。

資本層面，與任何資本密集型、快速增長的行業一樣，試圖過快地獲得資本、過多的增長、並承擔危險的債務都是管理層與投資者需要面對的風險。例如，SunEdison 的Terraform Power（TERP）和 Terraform Global（GLBL），當 SunEdison 爲了成長為世界上最大的太陽能供應商之一，揹負了超過160億美元的債務，於2016年破產；同時，對於TerraForm Power 和TerraForm Global的投資者來説，開發商的財務困境導致管理層（同時管理SunEdison 及其YieldCo）迫使YieldCo 不僅為資產支付過高的費用，還承擔了高風險的債務水平。加上YieldCo管理團隊缺乏獨立監督，使TerraForm YieldCo 本身也瀕臨破產，TerraForm Global最終被 Brookfield 的資產管理公司（BAM）收購。

YieldCo 的另一個主要風險——對外部增長資本的持續需求和低股價。因為YieldCo的商業模式非常像 MLP，增長資本來自債務和股票市場，YieldCo 經常受制於變化無常的投資者情緒。當涉及到股價時尤其如此。如果股價過低，可能會導致缺乏收購開發商資產和以投資者預期的速度增長股息所需的增長資本。例如，SunEdison/TerraForm 的破產對整個行業產生了不利影響，並導致 YieldCo 的大部分股價暴跌，雖然許多公司的股價已經有所恢復，但大多數 YieldCo 的收益率都很高，導致了高股本成本，並使增長具有挑戰性。

此外，美國利率的上升，加大了YieldCo提供更高收益率的壓力。大多數YieldCo都有太多的財務槓桿和不太穩定的支出比率，利率上升不僅意味着債務成本上升（從而資本成本上升），而且無風險利率上升通常會使高收益股息股票的吸引力相對降低，從而可能導致股價下跌和對收益率要求的上升。

另一方面，母公司在推進 YieldCo 時可能會考慮的一個細節是對信用評級的潛在影響。當母公司將經營資產從資產負債表中轉移到 YieldCo 時，它可能會留下相同的債務。如果信用評級機構認為這種資產負債變化是一種風險，他們可能會下調母公司的信用評級。

12.5 YieldCo 模式的應用特點與國內企業的實踐和挑戰

YieldCo 主要是美國的傳統電力公司和公共事業企業爲了向低碳未來過渡而共同開發的模式，公用事業可以通過出售完全運營、技術成熟的可再生能源資產，然后將收益重新用於開發風能、太陽能和水力發電領域的新可再生能源項目，從而回收資本，能夠避免達到可再生能源領域開發的資產飽和，並可以在不限制股本的情況下繼續建設可再生能源項目。

YieldCo 的主要特點包括但不侷限於：將風險屬性迥異的開發資產與營運資產隔離，理論上其持有的營運資產能夠產生長期、穩定、可靠的現金流，風險低於不確定性較高的開發資產；PPA與實力強、信譽好（通常主體信用評級為投資級）的對手方簽訂，以確保未來現金流的長期、穩定和可靠，強化了YieldCo的安全邊際；YieldCo模式通過承諾收益增長以及税務處理等優勢增加了對投資者的吸引力；同時，以上市公司形式公開募集資金，降低了流動性溢價，例如，目前美國市場上所有 YieldCo 均為上市公司，公眾股東/持有人除享有收益權所對應的收益外，還可以在證券交易所公開轉讓持股（或合夥份額）。

YieldCo 在海外發展迅速的同時期，國內同類型企業也開展了實踐，對YieldCo的模式進行了關注和嘗試，如協鑫新能源（00451.HK）曾計劃打造的YieldCo 融資平臺，向高盛發行了本金總額 1 億美元的 3 年期零利息可換股債券，將部分優質電站資產作為其YieldCo100%的股權，根據當時可轉債的條件，如果高盛進行轉股，公司的電站享有20%的溢價，也就是轉股后，高盛持有45%，00451.HK持有YieldCo的55%。如果YieldCo獨立進行IPO，可以發行不具有投票權的新股，00451.HK仍能控股YieldCo。

但 YieldCo 模式在國內實踐還面臨諸多挑戰，在發展迅速的時期並沒有在國內資本市場落地，上述的協鑫也只是在香港進行了嘗試。YieldCo在國內最大的挑戰來自於政策層面，當對於境內公司同股不同權或是雙重股權的認定爭議較多，税收體系也相差太多，與美國相比通過税務籌劃來吸引投資機構的效果很難實現；另一方面，上市企業對於信息透明的要求非常高，YieldCo 中資產情況、法律情況、政策情況、現金流等全部項目信息都要公開披露；此外，國內部分電站併網后還存在限電、電池衰減速度快、應收賬款高、補貼不到位等問題，且用於保障收益之一的長期購電協議PPA在國內市場也幾乎沒有實際的落地。因此在當時的市場情況下，國內企業只有在海外項目融資時纔會考慮使用YieldCo 的模式，在國內市場更多通過公募REITs作為清潔能源項目的新型融資工具。

13 結語

13.1 國際傳統電力企業轉型發展任重道遠

傳統發電技術，包括火電、核電、水電是大型發電集團的核心資產，這幾類資產技術上有很強的容量邊際效應，大機組的運行效率明顯高於中小機組。因此傳統電力項目投資大、系統複雜，需要匹配複雜精細的管理架構，核心競爭力是投資、建設與運營管理，現有的傳統發電集團都是圍繞以上特點發展起來的，組織結構與企業文化都高度趨同。但以光伏、風電為主的新能源有很強的模塊化與分佈式特點，大到上百萬千瓦，小到幾萬千瓦的項目都能干，資產的運營也相對簡單，單個項目的容量邊際效率不明顯，這大大降低了進入新能源投資運營的難度。很多發達國家與新興發展中國家的新能源項目甚至是由幾十人的私募基金團隊進行開發與運營。傳統發電集團開發新能源的優勢並不明顯。另一方面，隨着各發達國家紛紛提出較為激進的碳中和目標，在能源政策與行業監管方面加大了火電的運營壓力與成本，很多國際電力集團加速退役退出煤電資產，而新能源新增發電裝機與發電量又不能填補煤電缺口，出現「減量轉型」的現象。

2008 年金融危機后，國際地緣政治變化加快，黑天鶴、灰犀牛事件頻出，中東局勢、俄烏戰爭、新冠大流行等造成的供應鏈安全、大宗商品價格劇烈波動，對高度依靠燃料的火電資產形成重大經營風險，歐洲、韓國、日本的發電企業承壓巨大，部分企業被國有化或面臨破產風險。發電企業一方面要維持存量火電資產安全穩定經營，一方面又要面對競爭激烈的新能源建設，轉型發展任重道遠。

從本報告重點分析的西班牙伊維爾德羅拉公司（Iberdrola）、法國電力（EDF）、新世紀能源（NEE）等案例可以看出，傳統發電集團在轉型過程中，必須走好存量資產高效穩定運營，增量新能源資產擇優發展的路徑，才能平衡經營與發展，實現企業健康可持續的轉型。

13.2 合適金融工具在能源轉型過程中能夠發揮強有力的作用

相比傳統的火電，新能源、核電、水電是以初投資為主的發電資產，發電集團在轉型過程中面臨巨大的資本開支，權益融資能力往往決定了資產轉型的速度。NEE等公司的案例充分説明，新能源發電成本不受燃料影響，通過深度參與電力市場或簽署長期供電協議（PPA）實現穩定收益，並在此基礎上合理利用權益融資工具（YieldCo或公募REITs等），可以獲得可持續的權益融資，為發電集團的新能源投資提供低成本可持續的資金，加快資產轉型速度。

13.3 燃料成本管理是傳統電力企業轉型發展的基礎

傳統電力企業持有較大的火電資產，如果因為政策或市場原因不能有效傳導燃料成本，其經營與淨資產將面臨極大的不確定性。韓國電力的案例説明，如不能有效經營好存量火電資產，企業將面臨極大的現金流壓力，轉型發展也就無從談起。火電企業如能通過持有燃料資產、持有長期供應合同或金融對衝工具，長期鎖定燃料供應與價格，建立類似煤電聯營、氣電聯營模式，形成可持續的燃料成本管理機制，穩定存量火電資產收益，支持資產的結構轉型。

13.4 核電是清潔能源的重要組成部分

核電資產在發達國家都普遍面臨初投資大、項目建設期長的挑戰，存量核電資產在法國EDF、美國南方電力、佛羅里達電力、韓國電力的發電資產中起到了壓艙石的作用。從長期看，特別是在風光資源有限，用電負荷集中的區域，核電仍是具有競爭力的清潔能源發電形式。在滿足安全的前提下，在我國經濟發達的沿海地區，核電相比火電有一定的度電優勢，是新型電力系統中基荷的優勢電源。疊加AI算力對核電的需求，核電的穩定性和綠電價值將進一步得到市場認可。全球的電力企業都在重視核電資產的配置與投資。大型核電項目初投資大、監管嚴格、運營複雜，也比較適合我國大型國有發電集團。

風險提示：全球能源轉型政策可能不及預期、新能源產業發展可能不及預期、光伏儲能等新能源技術發展可能不及預期、報告研究相關電力公司未來發展可能不及預期