【贤谈REITs · 睿研】浅析国电投新能源REIT二季度经营业绩波动的原因

课题研究：子松、姜海洋

     2024年7月，国电投新能源REIT发布《关于2024年第2季度经营情况的临时公告》，2024年上半年，本基金基础设施项目运营稳定，经营数据较去年同期相对稳定。一是，作为衡量风电机组运行稳定性的关键指标，项目风电机组全场可利用率约为99.54%，项目风电机组处于良好运行状态。二是，项目实现发电量、上网电量、结算电量及不含税收入分别为6.79亿千瓦时、6.63亿千瓦时、6.62亿千瓦时和4.76亿元，同比分别下降2.53%、2.49%、1.46%和7.04%，项目2024年上半年总体经营数据变动较小。但是2024年第2季度，国电投新能源REIT所持有的基础设施项目发电量、上网电量、结算电量及不含税收入分别为2.52亿千瓦时、2.46亿千瓦时、2.42亿千瓦时和1.73亿元，同比分别下降29.85%、29.74%、30.29%和34.23%。

      2024年第2季度，基础设施项目所在区域风资源情况较去年同期有所下降。第2季度项目平均风速为5.67米/秒，较去年同期的平均风速6.10米/秒同比下降7.04%。风力发电机组的输出功率和风速的三次方成正比，因此风资源的变化，将带来发电量、上网电量和结算电量的变化，最终反映在主营业务收入的变动上。

      风力机风能输出公式：

     因此，项目二季度收入同比显著下滑，主要原因是项目所在区域风资源情况较去年同期有所下降、进而导致发电量显著下降所致。需要补充的是，项目所处区域历年风速变化平稳，年际风速变化幅度不大，项目发电量整体情况是在长期稳定的范围内随风资源波动，没有明显的增长或减少趋势。特别的，今年南方副热带高压比往年同期偏强，且4-5月盘亘南方，后续随着6-7月副热带高压北移，项目所在地也会经历更多强对流天气，带动风速及发电量增长。

      为强化电力系统调节能力，加速能源清洁低碳转型，促进可再生能源的更多消纳，依据与江苏国网签订的购售电合同及并网调度协议，发电企业需遵循电力调控机构的统一调度，确保运营符合标准，维护系统安全、优质、经济运行，并承担辅助服务责任和义务，具体表现为“两个细则”返还与分摊费用。2024年第2季度，项目公司收到江苏省电力交易中心的交易结算单，结算单集中确认了2022年1-7月份、2023年11-12月份及2024年1-3月份的“两个细则”返还与分摊费用，不含税金额合计为-2,078.94万元，该金额在项目公司第2季度结付电费时调减收入，对比首发时可供分配金额测算报告中2024年的预测收入93,561.35万元，占比约为2.22%，进而影响本基金可供分配金额。

      （1）“两个细则”返还与分摊费用是指江苏国网依据基础设施项目所在地能源监管机构颁布的并网运行管理与辅助服务管理相关细则规定，组织实施的并网运行考核及返还、辅助服务补偿分摊，并在江苏国网向基础设施项目公司结付电费时调整的金额。其中：a、并网运行考核及返还：统调风力发电企业按照并网运行管理相关细则接受考核，所有统调风力发电企业被考核扣罚的金额全部返还给参与考核并完成度较好的统调风力发电企业；b、辅助服务补偿及辅助服务分摊：按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。提供辅助服务补偿的发电机组会产生额外的成本，对机组造成额外的寿命损耗，享受补偿。目前分摊辅助服务补偿资金的企业主要是提供辅助服务能力较弱的风电、光伏、核电等。简单理解，由于风电光伏发电的不稳定性、间歇性等特征，需要火电、储能电站等作为调峰辅助服务主体来调峰消纳新能源的不稳定出力，相关补偿资金由风电、光伏、核电等承担。

      （2）2024年第2季度，项目公司收到江苏省电力交易中心的交易结算单，集中确认了 “两个细则”返还与分摊费用，不含税金额合计为-2,078.94万元，该金额在项目公司第2季度结付电费时调减收入，对比首发时可供分配金额测算报告中2024年的预测收入93,561.35万元，占比约为2.22%，进而影响本基金可供分配金额。需要补充的是，在本项目募集说明书中，曾明确提及“年度国网奖惩支出”，即：“历史年度2020、2021、2022年度存在年度国网奖惩支出，年度国网奖惩金额分别为-781.07万元、-57.44万元、-445.55万元，年度国网奖惩支出占当年收入比重分别为-0.92%、0.05%、-0.49%。本次评估采用前三年完整年度的国网奖惩发生额的平均数预测未来年度国网奖惩金额。”

      相比实际情况，在招募说明书预测奖惩支出值明显有低估（2020-2022年三年国网奖惩金额均值约-428.02万/年，并以此为未来年度国网奖惩金额预测值，但实际2024年补了2022-2024年12个月合计2078.94万元，且招募说明书说2022年完整年度奖惩发生额-445.55万元，但实际2024年还存在补2022年的情况）

      下图列示国电投新能源REIT各公告涉及年度国网奖惩支出（即“两个细则”返还与分摊费用）数据如下，招募说明书预测国网奖惩支出值可能比实际发生值少了1821.09万元，进而也会减少可供分配金额。以2024年预测可供分配金额76,889万元为基数，少算的国网奖惩支出约占2024年可供分配金额的2.37%。

      可以观察到，三单新能源REITs历史三年国网奖惩支出都出现了较大的波动，返还与分摊费用方差较大，并且在预测时均按照历史三年平均做未来支出的预测假设（除了明阳智能REIT红土井子风电场，是在历史三年平均数再额外增加40万元/年（不含税））；这可能导致预测时偏保守、而实际返还与分摊费用较大的情况。国电投新能源REIT已经发生了对返还与分摊预测费用低估、且2024年还在补2022年支出的情况。

      未来，政策端，随着各地进一步完善并网运行管理与辅助服务管理相关细则规定（即两个细则），进一步明确并网运行考核及返还、辅助服务补偿分摊的费用；市场端，随着新能源装机容量的增加，各项目所在地火电厂、储能电站等需要提供更多的辅助服务，新能源电站对应“两个细则”返还与分摊费用还会有增加的风险，这是我们在搭建新能源REITs财务测算模型时需要补充注意的点。

      如果我们将“两个细则”返还与分摊费用细化到每度电、每度电费用占比，可以观察到，剔除国电投新能源REIT说明书披露情况，三个项目每度电的“两个细则”返还与分摊费用在0.0019-0.0204元/千瓦时之间，各省、各项目由于文件、考核费用的区别，相差较大。就比例而言，每度电“两个细则”返还与分摊费用占上网电价的比例在0.23%-2.4%之间。除了黄骅项目由于历史相关费用较低，按历史平均预测的未来费用占比较低，其他项目普遍在1%-2%之间，这与2021年国家能源局答记者问提及的“据初步统计，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%”相当。

      国电投新能源REIT由于后续下发了之前年份的两个细则返还与分摊费用，实际支出较大，用根据最新公告计算的年度实际值2,249.11万元/预测上网电量11亿千瓦时，得到国电投新能源REIT每度电的“两个细则”返还与分摊费用是0.0204元/千瓦时，再除以上网电价0.85元/千瓦时，得到“两个细则”返还与分摊费用占上网电价比例为2.4%。

      （3）根据2024年2月国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》、江苏能源监管办《关于印发<江苏电力并网运行管理实施细则><江苏电力辅助服务管理实施细则>的通知》、西北能源监管局《关于印发<西北区域电力并网运行管理实施细则><西北区域电力辅助服务管理实施细则>的通知》等文件，“两个细则”返还与分摊费用构成与计算相对复杂，各地区辅助服务交易和价格机制也各有差异。

      根据国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》：

      ① 调峰服务价格上限：各地统筹调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。

      ② 调频服务价格上限：合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。

      ③ 备用服务价格上限：统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，合理确定备用服务价格上限，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。

      ④ 辅助服务费用传导机制：各地要规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。

      根据2021年国家能源局市场监管司负责同志就《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》答记者问，“据初步统计，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。”未来在新能源电站对应“两个细则”返还与分摊费用还会有增加的风险的情况下，是否可以考虑以电价或者电费的比例，而不是过去三年的均值作为“两个细则”返还与分摊费用假设依据，可再做探讨。（笔者了解到，目前新能源电站收购与运营测算时，均会考虑扣减数毛电费作为相关预留）

      2024年第2季度，运营管理机构结合风速预测情况及项目设备检修维护需要，经江苏国网批准，按照年度运营计划开展了为期14天的陆上和海上升压站的年度例行检修和电力设备预防性试验等工作，期间受升压站检修试验影响，风电机组停机未发电，一定程度上影响了基础设施项目2024年第2季度的发电表现。

      能源REITs由于其行业特征，往往呈现周期性、甚至月度性的运营表现波动，其收入、可供分配金额也易受天气变化、设备检修、应收账款账期、保理业务开展等因素影响。其可能因为年度性的大风年、丰水年使得当年发电量、发电收入同比显著增长；也可能因为月度的强降雪及沙尘天气，导致月度发电表现受到影响（中航京能光伏REIT一季度受暴雪沙尘影响收入显著降低）；此外，能源电站往往布局于市郊、崇山峻岭之中，极端自然、地质灾害也会对项目运营造成不可预见的冲击（中航首钢绿能REIT去年受暴雨影响机组停运）；还有，周期性的设备检修、预防性试验、可能的设备故障、“以气定产”也会在一定程度影响发电表现。最终使得项目部分季节、部分年份的发电量、售电收入和对应可供分配金额出现波动，季节性表现不足。但是，首发能源REITs的底层资产，仍然是优质区位的好项目。从长期运营视角看，各项目发电量整体情况是在长期稳定的范围内随各类资源波动，没有明显的增长或减少趋势，已产生、并且也将持续产生相对稳定的现金流，投资回报良好，结合不断增长的电力需求，各项目普遍具备持续经营能力与较好的增长潜力。从项目分红视角看，2023年所有能源REITs现金分派率均超预期。不过，新能源作为波动性电源需要付出的系统成本陆续显现，未来其他REITs项目两个细则返还及辅助服务费用可能也会有增补或者评估预测不足的风险。

      总结而言，2024年二季度项目经营情况的变动，影响了本基金2024年二季度的收入及现金流，进而影响基金份额持有人当期可供分配金额，但从2024年上半年的总体数据来看，项目实现发电量、上网电量、结算电量及不含税收入同比分别下降2.53%、2.49%、1.46%和7.04%，若剔除2024年第2季度集中下发的存量“两个细则”返还与分摊费用的影响，不含税收入同比下降仅为2.98%，基础设施项目运营稳定，经营数据变动较小，处于合理区间。