能源行业2024年信用回顾与2025年展望

稳定 能源行业2024年信用回顾与2025年展望 工商企业评级部凌辉 摘要 近年我国持续推进绿色低碳转型，可再生能源消费占比增加显著，终端用能电气化水平不断提升，能源消费结构朝着清洁化、低碳化方向稳步迈进。受国内经济增长动力转换影响，以网络通信、新能源新材料、人工智能、生命科学等为代表的新质生产力成为能源消费增长新驱动，我国能源消费总量仍保持了较高增速。2023年以来我国煤炭、原油及天然气产量继续增长，非化石能源装机总量超越火电装机，新型储能迎来蓬勃发展。伴随油气电网络不断织密，能源大范围输送能力提升，能源系统韧性不断增强。近年能源投资明显增加，尤其在能源效率提升、可再生能源、输配电网络、储能及运输等领域，2025年预计保持强支出力度，关注能源重点领域的设备更新和技术改造。 主要能源品种方面：（煤炭）2024年以来，受前期产能增长惯性以及进口量大增影响，煤炭供应宽松，主要电厂和港口库存保持高位，煤价中枢震荡下移。下游由于水电发力恢复、新能源替代加速，火电耗煤增长但增速放缓；非电侧冶金、建材耗煤低迷，煤化工开工意愿增强带动化工耗煤大幅增长。受煤价连续回落、生产成本上升影响，长尾煤企经营压力加大，行业亏损面不断扩大。（油气）2024年国际油气市场供需基本面整体宽松，油气均价小幅下移，其中原油先涨后跌，全球经济复苏乏力、能源转型、 地缘冲突等压制油价表现；天然气先跌后涨，气候、库存供应、地缘摩擦等扰动价格走势。国内原油受工业需求疲软、新能源渗透率提升影响需求走弱，表需及进口量同比回落；天然气方面交通、发电用气增加，带动表需与进口量同比大幅增长。 能源行业作为国民经济的支柱行业，攸关国计民生和国家安全。国家及各部委通过制定相关政策推动能源领域变革，调整能源的供给和需求，引导产业健康发展。近年国际政治秩序深度调整，全球能源体系升级，我国能源政策坚持战略定力，重点围绕新型能源体系建设、保障能源供应稳定与安全、推动能源技术创新与产业升级、深化能源体制机制改革、健全能源法律法规等方面出台系列政策规范能源发展。 从样本企业财务表现来看，2023年以来由于能源价格高位回落，样本能源开采企业营业收入与盈利能力在高基数下同比双降。煤炭行业受资源税提高，人力成本、环保及转型开支增多影响生产成本上升。伴随煤价下行导致收入承压，而成本支出刚性，盈利下滑幅度较油气开采企业更为明显。近年基础能源维持在中高景气度，样本能源企业经营获现良好，持续经营积累，财务杠杆呈缓慢下降趋势，油气企业相较煤炭企业整体债务负担偏轻。近年刚性债务总额保持小幅增长，增量主要来自煤炭企业。融资增量集中于长短期借款，债券融资占比下降显著。偿债指标总体优化，综合融资成本波动下降。 从债券发行情况看，能源开采行业发债企业主要为央企及地方国企，发行人整体信用质量较高，信用等级主要集中在AAA级和AA+级。2024年前三季度，行业融资回暖，净融资额回正。级别调整方面，行业内主体信用质量总体保持稳定，2023年第四季度及2024年前三季度，2家发行主体级别被调降，有1家发行主体级别被调升。 展望2025年，我国能源行业仍将总体持稳，能源供应保障能力继续增强，同时坚持绿色低碳转型，加快规划建设新型能源体系，持续推进能源改革和法治建设，推进科技自立自强，大力发展能源领域新质生产力。主要能源品种分化延续：（煤炭）根据能源工作会议，2025年煤炭产量预计小幅增长至48亿吨左右。疆煤产能释放以及山西恢复正常生产将是产量增量的主要来源。生产成本支撑煤价底部，内外贸价差使得进口量有望维持较高水平。需求端冶金、建材用煤仍将受地产拖累，化工耗煤增长但空间相对有限，煤炭消费增长主要来自新能源制造业、AI等新质生产力发展。预计2024年煤炭供需仍将延续宽松局面，煤价中枢下移但仍保持高位。关注尾部煤企持续经营亏损并导致财务状况恶化的风险。（油气）OPEC+减产虽能短期支撑油价，但全球经济增速放缓、能源转型及电动车替代等持续抑制原油需求增长，预计2025年原油市场仍将面临过剩压力。天然气方面，2025年起LNG装置进入密集投放期，LNG供应将明显宽松。欧洲市场经济预期回暖带动用气需求小幅回升，亚洲受低碳转型政策驱动需求保持增长。预计2025年天然气供需两旺，价格维持中高位水平，或存区域性供需紧张，关注气候极端变化。关注特朗普能源政策、地缘冲突等重大事件对国际能源形势的影响。 长期来看，能源低碳转型为我国经济与社会在资源、气候与环境约束下可持续发展的必然选择，能源结构中可再生能源和核能占比将持续上升，但中短期内煤炭与油气等传统能源的基础地位仍将维系。科技创新作为第一动力，将引领能源产业高质量、融合发展，为能源转型提供坚实支撑的同时亦催生一批新兴业态，形成经济新的增长点，我国有望在未来以低能源消费增速拉动国民经济平稳发展。 一、运行状况 能源为人类社会赖以生存和发展的物质基础。能源行业是以能源为主要产品或服务对象的行业集合，在国民经济中具有重要战略地位。能源产业链长且复杂，涵盖从能源采集、储存、转换、传输到终端利用的全过程，各环节相互依存、相互促进，共同推动能源产业的快速发展。作为能源消费大国，由于资源禀赋制约，我国能源消费结构偏煤，石油、天然气对外依存度较大，存在进口风险。目前人均用能水平不高（约为G7国家平均水平的一半1），伴随新型工业化、城镇化的深入推进，预计未来一段时间的能源需求仍将保持增长，能源转型为破解资源环境约束、实现双碳目标的必由之路。 近年来我国深入推动能源消费革命，加快转变用能方式，能源结构朝着清洁化、低碳化方向稳步迈进。2023年我国能源消费总量57.2亿吨标准煤，较上年增长5.7%。其中煤炭消费量占能源消费总量的比重为55.3%，同比下降0.7个百分点，较2013年累计下降12.1个百分点；清洁能源消费量占比为26.4%，同比上升0.4个百分点，较2013年累计提高10.9个百分点。2023年全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速较2022年提高3.1个百分点，高于2023年GDP增速1.5个百分点。分产业看，第一产业用电量0.13万亿千瓦时，同比增长11.4%，近年国家大力实施农网巩固提升工程，完善乡村电力基础设施，推动农业生产、乡村产业电气化改造，拉动第一产业用电保持快速增长。第二产业用电量6.07万亿千瓦时，同比增长6.5%。高技术及装备制造业用电量同比增长11.3%，增速领先于制造业整体水平3.9个百分点，其中光伏设备制造用电量同比 增长76.0%，新能源整车制造用电量同比增长38.8%。第三产业用电量1.67万亿千瓦时，同比增长12.2%。其中批发和零售业、住宿和餐饮业、租赁和商务服务业、交通运输/仓储和邮政业全年用电量同比增速处于14%～18%。电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量同比增长78.1%。同年，城乡居民生活用电1.35万亿千瓦时，同比增长0.9%，主要受上年高基数影响增速较低。 2024年前三季度，全国能源消费总量同比增长4.8%。其中，非化石能源消费比重同比提高2.6个百分点，煤炭比重下降1.9个百分点，石油下降0.9个百分点，天然气上升0.2个百分点。同期，全国全社会用电量7.41万亿千瓦时，同比增长7.9%。2023年，全国终端用能电气化水平28.1%，工业、建筑和交通部门的电气化率分别为27.6%、48.1%和4.3%。 注：根据国家统计局数据整理绘制。 注：①根据国家统计局数据整理绘制；②国家统计局通常滞后两年公布分行业能源消费情况。 2023年，我国能源消费弹性系数1.1（上年为0.97），万元国内生产总值能耗同比下降0.5%。近年我国持续围绕能源、工业、建筑、交通等行业领域推进节能提效改造升级，“十四五”前3年累计完成煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造超7亿千瓦，火电平均供电煤耗降低0.9%，能耗水平总体下降。但伴随国内经济增长动力转换，以网络通信、新能源新材料、人工智能、生命科学等为代表的新质生产力成为能源消费增长新驱动，尤其生成式AI的训练过程需消耗庞大电能，我国能源消费达峰时间预计将整体延后，且峰值更高。国家发改委数据显示，初步测算，扣除原料用能和非化石能源消费量后，“十四五”前3年全国能耗强度累计降低约7.3%，较“十四五”13.5%的总下降目标进展滞后。2024年5月，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，提出将“加大节能降碳工作推进力度，采取务实管用措施，尽最大努力完成十四五节能降碳约束性指标”，分年度、分行业领域细化了具体行动和量化指标。 注：根据中能传媒研究院《2024年中国能源大数据报告》数据整理绘制。 能源供应方面，我国建立了煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，并同步加强能源输配网络和储备设施建设，近年来能源供给保障能力不断增强。2023年，我国能源生产总量48.3亿吨标准煤，同比增长4.2%。主要能源品种中，原煤产量同比增长3.4%至47.1亿吨，原煤自给率90%以上，继续发挥基础和兜底保障作用。原油产量同比增长2.1%至2.1亿吨，进一步夯实国内原油2亿吨长期稳产的基本盘。天然气产量2,324亿立方米，同比增长5.6%，保持快速上产态势。发电量9.5万亿千瓦时，同比增长6.9%，其中非化石能源发电实现跨越式发展，截至2023年末装机容量达15.7亿千瓦，占总发电装机的53.9%，历史性超过火电装机。2024年前三季度，全国规上工业原煤产量34.8亿吨，同比增长0.6%；规上工业原油产量1.6亿吨，同比增长2%；规上工业天然气产量1,830亿立方米，同比增加113亿立方米，增长6.6%；规上工业发电量7.1万亿千瓦时，同比增长5.4%。 储能为推动可再生能源大规模应用的关键技术，分为现行主流的抽 水蓄能和抽水蓄能以外的新型储能技术。根据水电水利规划设计总院，截至2023年底，我国抽水蓄能投产总装机容量50.94吉瓦，居于世界首位2。抽水蓄能技术成熟、经济性优、可大规模开发，但选址依赖特定地势，且建设周期较长（通常在6-8年）。新型储能建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显。与世界其他国家和地区相比，我国储新比（储能与风电光伏新能源装机规模的比例）偏低；2020年约6.7%，其他国家和地区平均水平在15.8%左右。随着新能源发电规模的快速增加，我国储新比还有很大增长空间，新型储能的发展前景广阔。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2024年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，到2030年新型储能全面市场化发展，新型储能产业迎来蓬勃发展。根据国家能源局，截至2023年底，我国已建成新型储能项目累计装机规模达31.4吉瓦/66.9吉瓦时；当年新增新型储能装机约22.6吉瓦/48.7吉瓦时，较2022年底增长超过260%，当年产值突破3,000亿元。截至2024年9月末，我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达58.52吉瓦/128吉瓦时，较2023年底增长约86%。从地区分布看，截至2024年上半年末，西北、华北地区已投运新型储能装机占全国超过50%，其中，西北地区27.3%，华北地区27.2%，华中地区15.3%，南方地区15.2%，华东地区14.6%，东北地区0.4%。 能源管网方面，我国加快建设横跨东西、纵贯南北、覆盖全国的能源网络基础设施，能源大范围远距离输送能力大幅提升，能源系统韧性不断增强。2020年，我国油气管网总里程数为17.5万公里；至2023年底，全国长输油气管网总里程达19万公里，其中原油管道3.3万公里、成品油管道3.3万公里、天然气管道12.4万公里。2024年，历时近10年建设的 中俄东线天然气管道正式全线贯通，管道全长5111公里，北起黑龙江黑河，南至上海，途经9个省（自治区、直辖市），年输气能力380亿立方米。西气东输四线首段投产运营，四线起自新疆乌恰县，终点在宁夏中卫，年设计输气量达150亿立方米。天然气管网一次管输能力从2020年的2,230亿