【事件简述】

事件1：2020年7月30日，中共中央政治局召开会议，分析研判当前经济形势，并首次提出了“加快形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局”。

事件2：中国可再生能源学会风能专业委员会主任一篇名为《发行债券彻底解决可再生能源支付滞后问题》的文章得到了新能源产业的普遍关注。该报告中提出了当前时点以国家电网公司发债解决补贴缺口问题的政策建议。

在上述两大事件的催化作用下，新能源电站资产的一轮价值重估已开始启动。对于光伏行业的从业人员而言，该如何研判新能源电站补贴缺口问题未来的出路？如何理解这一轮新能源电站资产的价值重估？我们将系统性的阐述我们的观点。

【报告正文】

一、新能源电站过去数年价值低迷的主要原因

自2015年以来，新能源电站的市场价值持续低迷。主要源自于两个基本原因和一个衍生原因：

（1）电力约束问题。2015年春节以来，以新疆为代表的国内西部地区大规模的爆发了严重的限电问题；此后2-3年，西部地区新能源电站的限电率虽然逐步下降，但电站的保障发电小时数持续降低，平均销售电价大幅降低。上述电力约束问题的本质是：装机占比持续增长、调度级别优先、但只能在自然资源高峰发电的风电光伏，与启停成本较高、调峰深度存在下限的火电机组，在以“全社会发电成本最小化”为目标函数的电网调度系统内，抢夺用电负荷。

（2）补贴拖延问题。2016年以来，我国可再生能源电价附加在0.019元/kWh的基础上不再上调，但光伏、风电装机规模持续、大幅增长，补贴资金的需求呈多项式级数增长，由此导致可再生能源基金项下“持续的补贴缺口”达到每年约1000亿元（会随着年用电量小幅提升而逐步缩小）的水平。据估算，截止2020年末累计补贴缺口将达到4000亿元左右。若可再生能源电价附加不上调，并且不出台相关政策解决此问题，到2030年后累计补贴缺口将超过10000亿元。

（3）基于上述两大问题，新能源电站的业绩低迷、现金流紧张，新能源电站在金融市场上的市净率倍数低于1倍。新能源电站运营商由此失去了“再融资能力”。

二、解决补贴缺口问题的刚性“约束条件”

对于中国而言，目前正处于百年一遇的战略机遇期，但同时国内经济亟待转型升级、国际关系面临复杂局面。由此，中国中央政府正千方百计的通过降低各项税费的方式帮助企业减负。在用户侧电价方面，国家不断降低甚至取消各项电价附加，连续多年下调一般工商业用户目录电价，不断提高电力市场化交易比例以降低大工业用户平均电价。在上述背景下，可再生能源电价附加若要进一步上调必与国家的大政方针相左，由此失去了现实的可能性。

而此前几年新能源产业界曾大力呼吁的绿证政策、前后讨论了十数年的配额制政策，都回避不了一个问题：无论采用上述哪种政策、无论政策框架内如何设计布局，总有一方（或者是电力用户、或者是火力发电企业、或者是电网）需要承担上述成本，而承担成本的一方最终会通过电力市场将该成本传导至电力用户侧。因此，上述所有的政策，都无法满足国家“千方百计降低用户侧电价”的要求。

由此，我们坚定的认为：不直接或间接增加电力用户的电费负担，是解决补贴缺口问题的刚性“约束条件”。

三、电网发债方案的可能性探讨

在当前新能源产业及金融市场所热议的“电网发债方案”中，我们提出几个关键性问题：

（1）需要明确法律上的关系。风电、光伏电站的补贴来源是可再生能源基金，该基金为财政口下的专项基金，由电网负责向电力用户收缴，并由电网负责向风电、光伏运营商发放补贴。因此，新能源补贴的债务履行主体是可再生能源基金及其背后的财政部，而非电网。由电网发债去履行一项不应由其承担的债务，这似乎较难被电网所接受。除非由国家出台相关政策，将上述债务强制划转给电网，否则这一设想并不可行。

（2）电网发债的还款来源问题。电网发债解决补贴缺口问题的第二个逻辑瑕疵是，电网用什么来还？是电网自身的经营性现金流，还是未来可再生能源电价附加的上调？在前一种情形下，电网不可能答应。后一种情形下，似乎没有过先例由国家发改委出台一项“当前不执行，若干年以后确定执行的、价格水平在当期便确定下来的调价政策”，更何况，这违反了在第二部分我们所讨论的刚性“约束条件”（国家不希望通过提高电力用户成本来解决补贴缺口问题）。而如果没有明确的还款来源，电网的主体再好，又有哪个投资人愿意来购买该债券呢？

基于上述两个关键性问题，我们认为，目前行业内提出的由电网发债解决补贴缺口问题的方案仍有很长的路要走。尤其是还款来源的问题，需要在电网经营性现金流、额外上调的可再生能源电价附加以外寻找新的出路。

四、满足“不增加电力用户负担”约束条件的补贴缺口解决方案

基于新能源电站补贴缺口问题，SOLARZOOM新能源智库正式提出“不增加电力用户负担”约束条件的解决方案，即：由风电、光伏未来持续的技术进步为补贴缺口“埋单”，将“低电价项目价差电费注入可再生能源基金”，用“时间换空间”的解决补贴缺口，供国家各相关部门及行业同仁、资本市场同仁参考。

方案要点如下：

（1）国家从此不再上调可再生能源电价附加。

（2）从“十四五”开始，国家大力推进“低电价”项目，根据每年电网的消纳空间，确定每年新增项目规模；并在各地基准电价（原燃煤标杆电价）以下水平展开“竞电价”。

（3）新能源中标电价与当地基准电价之间的差额部分，乘上发电量，得到“差额电费”。将上述“差额电费”注入可再生能源基金，构成可再生能源基金除0.019元/kWh电价附加以外的重要资金来源。

（4）基于上述规则，风电、光伏电站按照中标电价获得电费收入，电网按照基准电价购电，电力用户按照用户侧电价支付电费。由于基准电价不改变，由此不增加电力用户成本。其中：中标上网电价+价差=基准电价，基准电价+输配电价+各类税费附加=用户侧电价，价差部分电费注入可再生能源基金。

（5）伴随着风电、光伏的技术进步，“基准电价-新能源中标上网电价”间的数值差距将越来越大，而伴随着风电、光伏新增装机量的不断累积，为可再生能源基金提供增量资金的金额规模也将越来越大。

（6）可再生能源基金的补贴缺口将在以下三个阶段呈现不同的变化特征：

第一阶段（估计为2021-2029年）：基金每年的增量缺口，由1000亿缩小至0；此时累计缺口仍在不断积累。

第二阶段（估计为2030-2036年）：基金出现增量盈余，每年的盈余数值从0向上不断扩大；累计缺口开始从高位逐步降低至0。

第三阶段（估计为2037年后）：增量盈余仍在扩大，基金的累计缺口转变为累计盈余，由此国家可下调可再生能源电价附加至0，并可逐步甚至全部将低电价项目的价差电费释放给电力用户。

上述方案的核心测算表如下：

图 1  “低电价项目价差电费注入基金”方案下的测算

图 2  “低电价项目价差注入基金”方案下的可再生能源基金盈余/缺口变化示意图

基于SOLARZOOM新能源智库所提出的上述方案，不仅可以提前10年以上时间解决我国的补贴缺口问题，而且在任意年份均不额外增加电力用户的电费负担。在这种方案下，存量新能源项目2026年的补贴发放率将从2020年的50%左右提升至75%左右，但历史累计欠账的偿还则要从2030年以后才开始启动。

五、优质主体发债方案与SOLARZOOM方案结合的可能性

SOLARZOOM所提出的上述方案，实现了在不增加电力用户负担的前提下，加速“补贴缺口问题的解决”这一目标。那么这种方案是否有可能与优质主体发债方案相结合呢？

我们认为是可能的。但在方案设计的过程中有以下事项需要注意：

（1）国家需要对未来10年以上的新能源电站发展给出清晰的政策框架，并明确由“低电价项目”的价差电费来填补历史累计补贴缺口这一思路和方向。

（2）优先选择国家财政作为发债主体，而非电网作为发债主体。一方面，国家财政的信用相比电网信用更高，融资成本更低；另一方面，在法理上也更为顺畅（再次强调：财政口下的可再生能源基金是补贴缺口的债务偿付主体，电网只是负责代收代付）。

（3）若今年开始着手实施上述计划，初期发债的规模应覆盖当前的累计补贴缺口（即4000亿左右），发债期限不宜低于10年；后续几年内，仍需根据每年的新增缺口而新发数百亿至上千亿规模的债券。当然，也可以采用每年滚动发行的策略，以降低融资成本；而发债规模将从4000亿元逐步上升至最多9000亿元的规模。

六、新能源电站资产的战略价值

我们认为，新能源电站资产的战略价值亟待全社会的重估。理由如下：

（1）当下我国国内经济亟待转型升级、国际关系面临复杂局面。根据中共中央政治局昨日所提出的“加快形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局”的要求，我国应当加速能源独立。目前，我国对石油的进口依赖度超过70%，对天然气的进口依赖度超过40%；而我国在光伏、储能、风电等领域的国际竞争优势明显，特别在光伏、储能的制造领域显著处于近乎国际垄断的地位。由此，我国正大力发展以“风光储充”为核心的第三代能源，全面替代以“煤油气”为核心的第二代能源，实现“能源革命”。能源革命一旦完成，我国将彻底补齐在“资源-制造-消费”三大环节上唯一的短板——资源。而只有“能源革命”全面成功，我国才能真正称得上形成了完整的“国内大循环”。

（2）风光储电力对于除我国以外的国家而言，具备“弱式能源独立性”特征。即，其他国家只需要进口我国的新能源设备，就可以在未来的数十年中获得不受他国限制的、源源不断的、低成本的、清洁的能源。因此，第三代能源对第二代能源的全面替代，将彻底消除因“对石油、天然气资源的控制与争夺”而导致的国际地缘政治危机，全球将由此变得更为和平、美好。能源革命将全面帮助世界各国实现“弱式能源独立”，推动全世界朝着习总书记所提出的“构筑人类命运共同体”的方向迈进。

（3）新能源电站虽然在未来5-7年内仍将持续面临电力约束问题的持续困扰，但基于储能产业百倍爆发所带来的深度调峰能力，可以在未来完全解决这一问题。目前，在储能的经济性上已经没有太多的障碍，最主要的障碍是全球主要国家对储能运行总体规则体系的匮乏。无论是强制要求风光装机配置储能、还是明确由风光机组承担储能补贴成本，抑或建立完善的现货及辅助服务市场，上述三种路径只要有一条明确，储能行业便可进入确定性的发展阶段。伴随着储能装机规模100倍爆发至与新能源发电机组规模相当的水平，新能源电力在风光资源高峰时段的电价将得到稳定，由此，基于现金流可预测性、可控性的新能源电站“深度金融化”进程将全面展开。新能源电站将成为企业ABS最好的基础资产，基于20年以上现金流贴现的电站融资模式将全面开启“新业务价值倍数”估值法在新能源电站估值领域的应用。

（4）新能源电站与电力用户之间联动正在逐步加强。伴随着电力体制改革的深化，电力用户与发电机组之间的联动将全面开启。届时，在智能采集设备与电力用户渠道的支持下，贯穿新能源电站与电力用户的电力流将与现金流、数据流形成全面共振，共同开启人类生活的新模式。

长达100年的新一轮人类能源超级大周期已经启动，以风光储为核心的第三代能源必将在我们这一辈人的手中，完成对第二代能源的100%替代。新能源电站资产的战略价值，必须也必然得到充分的重估！

【附录】

图 3  截止2020年末全国可再生能源基金补贴需求估算表

图 4  低电价项目价差电费注入可再生能源基金的贡献测算