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【事件簡述】
事件1：2020年7月30日，中共中央政治局召開會議，分析研判當前經濟形勢，并首次提出了“加快形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局”。
事件2：中國可再生能源學會風能專業委員會主任一篇名為《發行債券徹底解決可再生能源支付滯后問題》的文章得到了新能源產業的普遍關注。該報告中提出了當前時點以國家電網公司發債解決補貼缺口問題的政策建議。
在上述兩大事件的催化作用下，新能源電站資產的一輪價值重估已開始啟動。對于光伏行業的從業人員而言，該如何研判新能源電站補貼缺口問題未來的出路？如何理解這一輪新能源電站資產的價值重估？我們將系統性的闡述我們的觀點。
（來源：微信公眾號“SOLARZOOM光儲億家”ID：solar-zoom 作者：馬弋崴）
【報告正文】
一、新能源電站過去數年價值低迷的主要原因
自2015年以來，新能源電站的市場價值持續低迷。主要源自于兩個基本原因和一個衍生原因：
（1）電力約束問題。2015年春節以來，以新疆為代表的國內西部地區大規模的爆發了嚴重的限電問題；此后2-3年，西部地區新能源電站的限電率雖然逐步下降，但電站的保障發電小時數持續降低，平均銷售電價大幅降低。上述電力約束問題的本質是：裝機占比持續增長、調度級別優先、但只能在自然資源高峰發電的風電光伏，與啟停成本較高、調峰深度存在下限的火電機組，在以“全社會發電成本最小化”為目標函數的電網調度系統內，搶奪用電負荷。
（2）補貼拖延問題。2016年以來，我國可再生能源電價附加在0.019元/kWh的基礎上不再上調，但光伏、風電裝機規模持續、大幅增長，補貼資金的需求呈多項式級數增長，由此導致可再生能源基金項下“持續的補貼缺口”達到每年約1000億元（會隨著年用電量小幅提升而逐步縮小）的水平。據估算，截止2020年末累計補貼缺口將達到4000億元左右。若可再生能源電價附加不上調，并且不出臺相關政策解決此問題，到2030年后累計補貼缺口將超過10000億元。
（3）基于上述兩大問題，新能源電站的業績低迷、現金流緊張，新能源電站在金融市場上的市凈率倍數低于1倍。新能源電站運營商由此失去了“再融資能力”。
二、解決補貼缺口問題的剛性“約束條件”
對于中國而言，目前正處于百年一遇的戰略機遇期，但同時國內經濟亟待轉型升級、國際關系面臨復雜局面。由此，中國中央政府正千方百計的通過降低各項稅費的方式幫助企業減負。在用戶側電價方面，國家不斷降低甚至取消各項電價附加，連續多年下調一般工商業用戶目錄電價，不斷提高電力市場化交易比例以降低大工業用戶平均電價。在上述背景下，可再生能源電價附加若要進一步上調必與國家的大政方針相左，由此失去了現實的可能性。
而此前幾年新能源產業界曾大力呼吁的綠證政策、前后討論了十數年的配額制政策，都回避不了一個問題：無論采用上述哪種政策、無論政策框架內如何設計布局，總有一方（或者是電力用戶、或者是火力發電企業、或者是電網）需要承擔上述成本，而承擔成本的一方最終會通過電力市場將該成本傳導至電力用戶側。因此，上述所有的政策，都無法滿足國家“千方百計降低用戶側電價”的要求。
由此，我們堅定的認為：不直接或間接增加電力用戶的電費負擔，是解決補貼缺口問題的剛性“約束條件”。
三、電網發債方案的可能性探討
在當前新能源產業及金融市場所熱議的“電網發債方案”中，我們提出幾個關鍵性問題：
（1）需要明確法律上的關系。風電、光伏電站的補貼來源是可再生能源基金，該基金為財政口下的專項基金，由電網負責向電力用戶收繳，并由電網負責向風電、光伏運營商發放補貼。因此，新能源補貼的債務履行主體是可再生能源基金及其背后的財政部，而非電網。由電網發債去履行一項不應由其承擔的債務，這似乎較難被電網所接受。除非由國家出臺相關政策，將上述債務強制劃轉給電網，否則這一設想并不可行。
（2）電網發債的還款來源問題。電網發債解決補貼缺口問題的第二個邏輯瑕疵是，電網用什么來還？是電網自身的經營性現金流，還是未來可再生能源電價附加的上調？在前一種情形下，電網不可能答應。后一種情形下，似乎沒有過先例由國家發改委出臺一項“當前不執行，若干年以后確定執行的、價格水平在當期便確定下來的調價政策”，更何況，這違反了在第二部分我們所討論的剛性“約束條件”（國家不希望通過提高電力用戶成本來解決補貼缺口問題）。而如果沒有明確的還款來源，電網的主體再好，又有哪個投資人愿意來購買該債券呢？
基于上述兩個關鍵性問題，我們認為，目前行業內提出的由電網發債解決補貼缺口問題的方案仍有很長的路要走。尤其是還款來源的問題，需要在電網經營性現金流、額外上調的可再生能源電價附加以外尋找新的出路。
四、滿足“不增加電力用戶負擔”約束條件的補貼缺口解決方案
基于新能源電站補貼缺口問題，SOLARZOOM新能源智庫正式提出“不增加電力用戶負擔”約束條件的解決方案，即：由風電、光伏未來持續的技術進步為補貼缺口“埋單”，將“低電價項目價差電費注入可再生能源基金”，用“時間換空間”的解決補貼缺口，供國家各相關部門及行業同仁、資本市場同仁參考。
方案要點如下：
（1）國家從此不再上調可再生能源電價附加。
（2）從“十四五”開始，國家大力推進“低電價”項目，根據每年電網的消納空間，確定每年新增項目規模；并在各地基準電價（原燃煤標桿電價）以下水平展開“競電價”。
（3）新能源中標電價與當地基準電價之間的差額部分，乘上發電量，得到“差額電費”。將上述“差額電費”注入可再生能源基金，構成可再生能源基金除0.019元/kWh電價附加以外的重要資金來源。
（4）基于上述規則，風電、光伏電站按照中標電價獲得電費收入，電網按照基準電價購電，電力用戶按照用戶側電價支付電費。由于基準電價不改變，由此不增加電力用戶成本。其中：中標上網電價+價差=基準電價，基準電價+輸配電價+各類稅費附加=用戶側電價，價差部分電費注入可再生能源基金。
（5）伴隨著風電、光伏的技術進步，“基準電價-新能源中標上網電價”間的數值差距將越來越大，而伴隨著風電、光伏新增裝機量的不斷累積，為可再生能源基金提供增量資金的金額規模也將越來越大。
（6）可再生能源基金的補貼缺口將在以下三個階段呈現不同的變化特征：
第一階段（估計為2021-2029年）：基金每年的增量缺口，由1000億縮小至0；此時累計缺口仍在不斷積累。
第二階段（估計為2030-2036年）：基金出現增量盈余，每年的盈余數值從0向上不斷擴大；累計缺口開始從高位逐步降低至0。
第三階段（估計為2037年后）：增量盈余仍在擴大，基金的累計缺口轉變為累計盈余，由此國家可下調可再生能源電價附加至0，并可逐步甚至全部將低電價項目的價差電費釋放給電力用戶。
上述方案的核心測算表如下：
圖 1“低電價項目價差電費注入基金”方案下的測算
圖 2“低電價項目價差注入基金”方案下的可再生能源基金盈余/缺口變化示意圖
基于SOLARZOOM新能源智庫所提出的上述方案，不僅可以提前10年以上時間解決我國的補貼缺口問題，而且在任意年份均不額外增加電力用戶的電費負擔。在這種方案下，存量新能源項目2026年的補貼發放率將從2020年的50%左右提升至75%左右，但歷史累計欠賬的償還則要從2030年以后才開始啟動。
五、優質主體發債方案與SOLARZOOM方案結合的可能性
SOLARZOOM所提出的上述方案，實現了在不增加電力用戶負擔的前提下，加速“補貼缺口問題的解決”這一目標。那么這種方案是否有可能與優質主體發債方案相結合呢？
我們認為是可能的。但在方案設計的過程中有以下事項需要注意：
（1）國家需要對未來10年以上的新能源電站發展給出清晰的政策框架，并明確由“低電價項目”的價差電費來填補歷史累計補貼缺口這一思路和方向。
（2）優先選擇國家財政作為發債主體，而非電網作為發債主體。一方面，國家財政的信用相比電網信用更高，融資成本更低；另一方面，在法理上也更為順暢（再次強調：財政口下的可再生能源基金是補貼缺口的債務償付主體，電網只是負責代收代付）。
（3）若今年開始著手實施上述計劃，初期發債的規模應覆蓋當前的累計補貼缺口（即4000億左右），發債期限不宜低于10年；后續幾年內，仍需根據每年的新增缺口而新發數百億至上千億規模的債券。當然，也可以采用每年滾動發行的策略，以降低融資成本；而發債規模將從4000億元逐步上升至最多9000億元的規模。
六、新能源電站資產的戰略價值
我們認為，新能源電站資產的戰略價值亟待全社會的重估。理由如下：
（1）當下我國國內經濟亟待轉型升級、國際關系面臨復雜局面。根據中共中央政治局昨日所提出的“加快形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局”的要求，我國應當加速能源獨立。目前，我國對石油的進口依賴度超過70%，對天然氣的進口依賴度超過40%；而我國在光伏、儲能、風電等領域的國際競爭優勢明顯，特別在光伏、儲能的制造領域顯著處于近乎國際壟斷的地位。由此，我國正大力發展以“風光儲充”為核心的第三代能源，全面替代以“煤油氣”為核心的第二代能源，實現“能源革命”。能源革命一旦完成，我國將徹底補齊在“資源-制造-消費”三大環節上唯一的短板——資源。而只有“能源革命”全面成功，我國才能真正稱得上形成了完整的“國內大循環”。
（2）風光儲電力對于除我國以外的國家而言，具備“弱式能源獨立性”特征。即，其他國家只需要進口我國的新能源設備，就可以在未來的數十年中獲得不受他國限制的、源源不斷的、低成本的、清潔的能源。因此，第三代能源對第二代能源的全面替代，將徹底消除因“對石油、天然氣資源的控制與爭奪”而導致的國際地緣政治危機，全球將由此變得更為和平、美好。能源革命將全面幫助世界各國實現“弱式能源獨立”，推動全世界朝著習總書記所提出的“構筑人類命運共同體”的方向邁進。
（3）新能源電站雖然在未來5-7年內仍將持續面臨電力約束問題的持續困擾，但基于儲能產業百倍爆發所帶來的深度調峰能力，可以在未來完全解決這一問題。目前，在儲能的經濟性上已經沒有太多的障礙，最主要的障礙是全球主要國家對儲能運行總體規則體系的匱乏。無論是強制要求風光裝機配置儲能、還是明確由風光機組承擔儲能補貼成本，抑或建立完善的現貨及輔助服務市場，上述三種路徑只要有一條明確，儲能行業便可進入確定性的發展階段。伴隨著儲能裝機規模100倍爆發至與新能源發電機組規模相當的水平，新能源電力在風光資源高峰時段的電價將得到穩定，由此，基于現金流可預測性、可控性的新能源電站“深度金融化”進程將全面展開。新能源電站將成為企業ABS最好的基礎資產，基于20年以上現金流貼現的電站融資模式將全面開啟“新業務價值倍數”估值法在新能源電站估值領域的應用。
（4）新能源電站與電力用戶之間聯動正在逐步加強。伴隨著電力體制改革的深化，電力用戶與發電機組之間的聯動將全面開啟。屆時，在智能采集設備與電力用戶渠道的支持下，貫穿新能源電站與電力用戶的電力流將與現金流、數據流形成全面共振，共同開啟人類生活的新模式。
長達100年的新一輪人類能源超級大周期已經啟動，以風光儲為核心的第三代能源必將在我們這一輩人的手中，完成對第二代能源的100%替代。新能源電站資產的戰略價值，必須也必然得到充分的重估！
【附錄】
圖 3截止2020年末全國可再生能源基金補貼需求估算表
圖 4低電價項目價差電費注入可再生能源基金的貢獻測算
事件1：2020年7月30日，中共中央政治局召開會議，分析研判當前經濟形勢，并首次提出了“加快形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局”。
事件2：中國可再生能源學會風能專業委員會主任一篇名為《發行債券徹底解決可再生能源支付滯后問題》的文章得到了新能源產業的普遍關注。該報告中提出了當前時點以國家電網公司發債解決補貼缺口問題的政策建議。
在上述兩大事件的催化作用下，新能源電站資產的一輪價值重估已開始啟動。對于光伏行業的從業人員而言，該如何研判新能源電站補貼缺口問題未來的出路？如何理解這一輪新能源電站資產的價值重估？我們將系統性的闡述我們的觀點。
（來源：微信公眾號“SOLARZOOM光儲億家”ID：solar-zoom 作者：馬弋崴）
【報告正文】
一、新能源電站過去數年價值低迷的主要原因
自2015年以來，新能源電站的市場價值持續低迷。主要源自于兩個基本原因和一個衍生原因：
（1）電力約束問題。2015年春節以來，以新疆為代表的國內西部地區大規模的爆發了嚴重的限電問題；此后2-3年，西部地區新能源電站的限電率雖然逐步下降，但電站的保障發電小時數持續降低，平均銷售電價大幅降低。上述電力約束問題的本質是：裝機占比持續增長、調度級別優先、但只能在自然資源高峰發電的風電光伏，與啟停成本較高、調峰深度存在下限的火電機組，在以“全社會發電成本最小化”為目標函數的電網調度系統內，搶奪用電負荷。
（2）補貼拖延問題。2016年以來，我國可再生能源電價附加在0.019元/kWh的基礎上不再上調，但光伏、風電裝機規模持續、大幅增長，補貼資金的需求呈多項式級數增長，由此導致可再生能源基金項下“持續的補貼缺口”達到每年約1000億元（會隨著年用電量小幅提升而逐步縮小）的水平。據估算，截止2020年末累計補貼缺口將達到4000億元左右。若可再生能源電價附加不上調，并且不出臺相關政策解決此問題，到2030年后累計補貼缺口將超過10000億元。
（3）基于上述兩大問題，新能源電站的業績低迷、現金流緊張，新能源電站在金融市場上的市凈率倍數低于1倍。新能源電站運營商由此失去了“再融資能力”。
二、解決補貼缺口問題的剛性“約束條件”
對于中國而言，目前正處于百年一遇的戰略機遇期，但同時國內經濟亟待轉型升級、國際關系面臨復雜局面。由此，中國中央政府正千方百計的通過降低各項稅費的方式幫助企業減負。在用戶側電價方面，國家不斷降低甚至取消各項電價附加，連續多年下調一般工商業用戶目錄電價，不斷提高電力市場化交易比例以降低大工業用戶平均電價。在上述背景下，可再生能源電價附加若要進一步上調必與國家的大政方針相左，由此失去了現實的可能性。
而此前幾年新能源產業界曾大力呼吁的綠證政策、前后討論了十數年的配額制政策，都回避不了一個問題：無論采用上述哪種政策、無論政策框架內如何設計布局，總有一方（或者是電力用戶、或者是火力發電企業、或者是電網）需要承擔上述成本，而承擔成本的一方最終會通過電力市場將該成本傳導至電力用戶側。因此，上述所有的政策，都無法滿足國家“千方百計降低用戶側電價”的要求。
由此，我們堅定的認為：不直接或間接增加電力用戶的電費負擔，是解決補貼缺口問題的剛性“約束條件”。
三、電網發債方案的可能性探討
在當前新能源產業及金融市場所熱議的“電網發債方案”中，我們提出幾個關鍵性問題：
（1）需要明確法律上的關系。風電、光伏電站的補貼來源是可再生能源基金，該基金為財政口下的專項基金，由電網負責向電力用戶收繳，并由電網負責向風電、光伏運營商發放補貼。因此，新能源補貼的債務履行主體是可再生能源基金及其背后的財政部，而非電網。由電網發債去履行一項不應由其承擔的債務，這似乎較難被電網所接受。除非由國家出臺相關政策，將上述債務強制劃轉給電網，否則這一設想并不可行。
（2）電網發債的還款來源問題。電網發債解決補貼缺口問題的第二個邏輯瑕疵是，電網用什么來還？是電網自身的經營性現金流，還是未來可再生能源電價附加的上調？在前一種情形下，電網不可能答應。后一種情形下，似乎沒有過先例由國家發改委出臺一項“當前不執行，若干年以后確定執行的、價格水平在當期便確定下來的調價政策”，更何況，這違反了在第二部分我們所討論的剛性“約束條件”（國家不希望通過提高電力用戶成本來解決補貼缺口問題）。而如果沒有明確的還款來源，電網的主體再好，又有哪個投資人愿意來購買該債券呢？
基于上述兩個關鍵性問題，我們認為，目前行業內提出的由電網發債解決補貼缺口問題的方案仍有很長的路要走。尤其是還款來源的問題，需要在電網經營性現金流、額外上調的可再生能源電價附加以外尋找新的出路。
四、滿足“不增加電力用戶負擔”約束條件的補貼缺口解決方案
基于新能源電站補貼缺口問題，SOLARZOOM新能源智庫正式提出“不增加電力用戶負擔”約束條件的解決方案，即：由風電、光伏未來持續的技術進步為補貼缺口“埋單”，將“低電價項目價差電費注入可再生能源基金”，用“時間換空間”的解決補貼缺口，供國家各相關部門及行業同仁、資本市場同仁參考。
方案要點如下：
（1）國家從此不再上調可再生能源電價附加。
（2）從“十四五”開始，國家大力推進“低電價”項目，根據每年電網的消納空間，確定每年新增項目規模；并在各地基準電價（原燃煤標桿電價）以下水平展開“競電價”。
（3）新能源中標電價與當地基準電價之間的差額部分，乘上發電量，得到“差額電費”。將上述“差額電費”注入可再生能源基金，構成可再生能源基金除0.019元/kWh電價附加以外的重要資金來源。
（4）基于上述規則，風電、光伏電站按照中標電價獲得電費收入，電網按照基準電價購電，電力用戶按照用戶側電價支付電費。由于基準電價不改變，由此不增加電力用戶成本。其中：中標上網電價+價差=基準電價，基準電價+輸配電價+各類稅費附加=用戶側電價，價差部分電費注入可再生能源基金。
（5）伴隨著風電、光伏的技術進步，“基準電價-新能源中標上網電價”間的數值差距將越來越大，而伴隨著風電、光伏新增裝機量的不斷累積，為可再生能源基金提供增量資金的金額規模也將越來越大。
（6）可再生能源基金的補貼缺口將在以下三個階段呈現不同的變化特征：
第一階段（估計為2021-2029年）：基金每年的增量缺口，由1000億縮小至0；此時累計缺口仍在不斷積累。
第二階段（估計為2030-2036年）：基金出現增量盈余，每年的盈余數值從0向上不斷擴大；累計缺口開始從高位逐步降低至0。
第三階段（估計為2037年后）：增量盈余仍在擴大，基金的累計缺口轉變為累計盈余，由此國家可下調可再生能源電價附加至0，并可逐步甚至全部將低電價項目的價差電費釋放給電力用戶。
上述方案的核心測算表如下：
圖 1“低電價項目價差電費注入基金”方案下的測算
圖 2“低電價項目價差注入基金”方案下的可再生能源基金盈余/缺口變化示意圖
基于SOLARZOOM新能源智庫所提出的上述方案，不僅可以提前10年以上時間解決我國的補貼缺口問題，而且在任意年份均不額外增加電力用戶的電費負擔。在這種方案下，存量新能源項目2026年的補貼發放率將從2020年的50%左右提升至75%左右，但歷史累計欠賬的償還則要從2030年以后才開始啟動。
五、優質主體發債方案與SOLARZOOM方案結合的可能性
SOLARZOOM所提出的上述方案，實現了在不增加電力用戶負擔的前提下，加速“補貼缺口問題的解決”這一目標。那么這種方案是否有可能與優質主體發債方案相結合呢？
我們認為是可能的。但在方案設計的過程中有以下事項需要注意：
（1）國家需要對未來10年以上的新能源電站發展給出清晰的政策框架，并明確由“低電價項目”的價差電費來填補歷史累計補貼缺口這一思路和方向。
（2）優先選擇國家財政作為發債主體，而非電網作為發債主體。一方面，國家財政的信用相比電網信用更高，融資成本更低；另一方面，在法理上也更為順暢（再次強調：財政口下的可再生能源基金是補貼缺口的債務償付主體，電網只是負責代收代付）。
（3）若今年開始著手實施上述計劃，初期發債的規模應覆蓋當前的累計補貼缺口（即4000億左右），發債期限不宜低于10年；后續幾年內，仍需根據每年的新增缺口而新發數百億至上千億規模的債券。當然，也可以采用每年滾動發行的策略，以降低融資成本；而發債規模將從4000億元逐步上升至最多9000億元的規模。
六、新能源電站資產的戰略價值
我們認為，新能源電站資產的戰略價值亟待全社會的重估。理由如下：
（1）當下我國國內經濟亟待轉型升級、國際關系面臨復雜局面。根據中共中央政治局昨日所提出的“加快形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局”的要求，我國應當加速能源獨立。目前，我國對石油的進口依賴度超過70%，對天然氣的進口依賴度超過40%；而我國在光伏、儲能、風電等領域的國際競爭優勢明顯，特別在光伏、儲能的制造領域顯著處于近乎國際壟斷的地位。由此，我國正大力發展以“風光儲充”為核心的第三代能源，全面替代以“煤油氣”為核心的第二代能源，實現“能源革命”。能源革命一旦完成，我國將徹底補齊在“資源-制造-消費”三大環節上唯一的短板——資源。而只有“能源革命”全面成功，我國才能真正稱得上形成了完整的“國內大循環”。
（2）風光儲電力對于除我國以外的國家而言，具備“弱式能源獨立性”特征。即，其他國家只需要進口我國的新能源設備，就可以在未來的數十年中獲得不受他國限制的、源源不斷的、低成本的、清潔的能源。因此，第三代能源對第二代能源的全面替代，將徹底消除因“對石油、天然氣資源的控制與爭奪”而導致的國際地緣政治危機，全球將由此變得更為和平、美好。能源革命將全面幫助世界各國實現“弱式能源獨立”，推動全世界朝著習總書記所提出的“構筑人類命運共同體”的方向邁進。
（3）新能源電站雖然在未來5-7年內仍將持續面臨電力約束問題的持續困擾，但基于儲能產業百倍爆發所帶來的深度調峰能力，可以在未來完全解決這一問題。目前，在儲能的經濟性上已經沒有太多的障礙，最主要的障礙是全球主要國家對儲能運行總體規則體系的匱乏。無論是強制要求風光裝機配置儲能、還是明確由風光機組承擔儲能補貼成本，抑或建立完善的現貨及輔助服務市場，上述三種路徑只要有一條明確，儲能行業便可進入確定性的發展階段。伴隨著儲能裝機規模100倍爆發至與新能源發電機組規模相當的水平，新能源電力在風光資源高峰時段的電價將得到穩定，由此，基于現金流可預測性、可控性的新能源電站“深度金融化”進程將全面展開。新能源電站將成為企業ABS最好的基礎資產，基于20年以上現金流貼現的電站融資模式將全面開啟“新業務價值倍數”估值法在新能源電站估值領域的應用。
（4）新能源電站與電力用戶之間聯動正在逐步加強。伴隨著電力體制改革的深化，電力用戶與發電機組之間的聯動將全面開啟。屆時，在智能采集設備與電力用戶渠道的支持下，貫穿新能源電站與電力用戶的電力流將與現金流、數據流形成全面共振，共同開啟人類生活的新模式。
長達100年的新一輪人類能源超級大周期已經啟動，以風光儲為核心的第三代能源必將在我們這一輩人的手中，完成對第二代能源的100%替代。新能源電站資產的戰略價值，必須也必然得到充分的重估！
【附錄】
圖 3截止2020年末全國可再生能源基金補貼需求估算表
圖 4低電價項目價差電費注入可再生能源基金的貢獻測算
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