现阶段，新能源（光伏、风电）项目投资的风险与机遇 !

晒晒太阳、吹吹风就能赚钱，岂有此等好事？光伏、风电等新能源却正是如此。

现阶段，新能源行业机遇和挑战前所未有，正确认识和控制风险，才能栉风沐雨、行稳致远。毕竟，迎着风的方向，更适合飞翔！

最近，美元降息颇受关注，连房产销售都打出了“超级信号！美联储降息后外资开始抄底中国房地产！中东资金真金白银入场！涨势必行！”的口号，妥妥地把一个需求和购买力不足的难题，宣传成了一场“过了这个村，就没这个店”的闹剧。

低利率已经成为经济低迷和投资不足大环境下的主旋律。光伏、风电等新能源资产，属于相对低风险、长运营、高收益率资产，央国企用20-30%的资本金就可以撬动一个投资额不低的新能源项目，这也是近年来备受资本青睐和追捧，各类企业大踏步入场新能源战场的原因之一。

银行对于中长期项目贷款，尤其是新能源项目贷款已降至3%以下，而央国企优选新能源项目和决策投资新能源项目的预期收益率大概在6%-9%（资本金内部收益率）。某种程度上，高预期收益率与低资金成本之间的差值，就是风险溢价，这其中便隐含了新能源项目的潜在风险，而且“风浪越大，鱼越贵”，收益率越高的项目，伴随的风险通常也越大，但这也符合“高收益高风险”的商业原则。

在新能源业务面临交易入市的风险背景下，新能源装机越大，面对的生产经营竞争压力和挑战越大。而前述新能源资产隐含的风险，导致了近几年投资的很多新能源项目实际收益远远不及预期（据悉某央企会议上通报，近几年新增的新能源项目有近40%达不到预期收益率，部分项目资产效益不高、持续亏损，甚至是投产即亏损，呈现出增量不增利，甚至“贬值”现象）。行业内，中央巡视组对多家央企新能源开展巡视整改，通报某央企光伏产业大而不强；某央企近期调整了职能架构，修订了风电和光伏项目投资决策及备案管理细则；多家央企暂停了分布式光伏的推进；诸如此类。

随着分时电价政策调整和弃风弃光停发限电的加剧，不少业界人士苦不堪言。随着新能源项目参与电力市场的逐步深入，未来对新能源投资收益的冲击还将持续。按照全国统一电力市场的建设部署，到2030年全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。全面入市的趋势下，这也意味着风、光新能源的上网电价将逐步告别固定电价，电价也将成为未来新能源投资的最大不确定因素。

对于投资较早的存量新能源电站，投资时设备设施价格处于高位，随着补贴退坡，一旦新能源入市，电价如出现大幅震荡，投资回报的不确定性进一步增强。新能源项目“量价相对透明固定”的特色将不复存在，在参与市场形势下，无论是消纳还是电量还是收益，都要面临不确定变化。

分布式项目的主要逻辑是“锚定价格+固定收益”，锚定零售电价，形成固定的“自发自用”电格，签订长期EMC合同能源管理协议。

从法律意义上来说，电是个相对同质化的商品，而买卖型商业交易的关键要素就是“量和价”。如此一来，如果价格风险可以相对固定，最大的风险就是消纳这个“量”的因素。在不考虑业主付费风险的情况下，负荷与消纳平稳的项目，基本就认定认定为优质项目。

然而，伴随着市场和政策环境的变化，新能源资产运营期的量、价都将不再相对固定，导致新能源资产的估值也将较大的不确定性。第一，经济不景气的背景下，业主的生产经营情况可能发生较大的变化，自发自用部分的风险显著增加。第二，由于分布式项目的快速发展，电网消纳压力不断增加，停发限电导致弃光率增加，余电上网部分的风险也在增加；第三，零售电价不断调整，导致锚定电价不断变化，“谷段”分时电价低于自用电价和上网电价，自发自用电价也难以“独善其身”；第四，电网不再承诺全额收购，分布式也需要进入市场交易，交易的不确定性显著增加。

对于新能源企业，要应对风险带来的不确定性，还要解决发电量、负荷和消纳、停发限电、市场价格信息、交易数据等各方面的问题。在批发侧零（负）电价愈演愈烈之际，当前零售市场仍按峰谷曲线进行价格划分，分布式光伏按用户侧电价结算，仍享受到峰谷电价以及免缴输配电价的红利，却通过抵消批发市场上净负荷的作用，将价格的风险挤到了批发侧的新能源难兄难弟身上，造成了集中式与分布式新能源之间的不公平，也使分布式光伏价值被高估。所以，在新型电力系统和电力市场推进的大潮中，分布式光伏再难独善其身，问题接踵而来。

分布式光伏规模的快速增加，对电力平衡和市场价格带来较大影响。电网负荷曲线由“ 鸭型曲线”变为“ 峡谷曲线”，此时发电侧竞争更为激烈。部分省份分布式光伏规模的快速增加，对电力平衡和电力市场价格带来了较大的影响。由于分布式光伏直接抵消了净负荷（即鸭形曲线效应），使光伏大发阶段批发侧新能源的竞争更加“惨烈”，分布式光伏对于现货市场价格影响的灵敏度高于参与竞价的集中式光伏。这一效应最为典型的是山东今年“五一”期间持续负电价。尽管负电价是批发侧市场竞价的结果，但飞速增长的分布式光伏是幕后主要推手。

分布式新能源承担系统运行费用。山东、河南、浙江、江苏、河北等分布式光伏装机大的地区，分布式光伏将被要求参与市场或者参与辅助服务费用分摊。

多地出台午间谷段电价政策，分布式光伏项目电费回收困难。分布式光伏需要跟用户侧结算，存在更大的履约风险。山东、青海、宁夏、甘肃、蒙西、新疆、湖北等12个地区调整分时电价政策，将午间划分为谷段或深谷段，分布式光伏项目电费回收难度加大。例如：山东用户侧将11:00~14:00划为深谷段，电价较平段下浮90%。2023年山东用户深谷段平均电价约4分/千瓦时；某公司自发自用分布式光伏项目所发电量全部自用，执行分时段电价后，谷段部分电量用户不再按协议电价执行，电费回收困难。

分布式光伏项目运维成为难题。因分布式项目普遍规模较小，缺乏技术手段支持，难以集中、实时化监控，运营分析难度大，加之受业主管理政策限制，以及承载项目的屋面到达维修更换期等，运维成本高昂且效率低下。

对于分布式投资来说，应重点关注以下几点，以抵御风险：

1.谨慎选择投资地域和投资时点。避开光伏占比较大的省份，选择广东、江苏等光伏承载能力较大、电价水平较高的负荷大省，合理预判投资地光伏发展趋势，尽快实现投资的回收。

2.紧密跟踪现货市场政策与峰谷电价调整。电力市场推进构成重大价格风险，投资人应密切跟踪项目所在地现货市场推进进度、批发市场价格变化、用户侧零售市场规则以及峰谷电价调整的可能性。结合属地政策，预测电力市场交易和分时电价的调整可能性大小，客观上是否具备调整条件。决定价格的最终是供需关系，而非是否是否入市或开启现货。如天津并不属于新能源占比高、负荷相对较低的省份，装机总量、装机占比与山东也存在较大差异。

3.合约避险。选择经营稳定、履约能力强的用户，合同中商定一定的电价锁定条款，并约定市场电价发生较大波动时的补偿条款，如增加由用户提前回购项目的条款。

4.采用综合服务模式对抗单一项目风险。单一的分布式光伏项目风险集中，建议扩展项目内容，包括分布式光伏与能源托管、储能及需求侧管理、容（需）量电费管理等打捆服务等，提升客户粘性和服务占比，有效防控项目风险。

5.开展盈利态势分析。结合项目的具体情况和客观实际，对分布式光伏项目在未来市场环境中的盈利态势进行分析，并给出相关结论和建议。测算不同电压等级的用户综合电价期望值（低值），得出自发自用、余电上网项目比标杆电价高的自用电价空间，对于投资方来说相对于全额上网项目，是否依然有收益率上的优势。测算分时电价调整（时段和幅度），会给自发自用电价的博弈带来的影响，探寻实际电价的期望值（与用户的博弈空间）。

随着新能源发展进入新阶段，各大新能源投资企业（尤其是央国企）将投资的重点聚焦在在集中式风光项目上，集中式风光项目的土地合规与成本、消纳问题、非技术成本（主要是隐性开发成本）、市场化交易这四个关键点，如同四座大山，重压导致投资企业喘不过气来。

土地问题，主要体现在土地利用合规性越来越严、土地利用成本显著增长两个方面。

随着《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发〔2023〕12号）、《关于以第三次全国国土调查成果为基础明确林地管理边界规范林地管理的通知》（自然资发[2023]53号）文件的发布，明确严禁占用耕地，对于林地和草地的占用也提出了更加明确严格的要求，尤其是“其他草地”。

土地政策的变化，政策溯及力的不明确，以及执法尺度的不同，导致部分地区的项目实施步履维艰，尤其是风险偏好较高的企业，投资决策时缺乏明确的政策依据和指引。

占用面积较广的光伏项目，光伏场区土地通常通过租赁方式取得，实务中土地租赁价格水涨船高，个别区域租赁价格从几百涨到小几千，有些还要求一次性付清，或者要求几年一涨，导致投资方资金压力剧增。部分土地早已被“资源方”囤积，“雁过拔毛”价格翻倍，同时还导致土地租赁法律风险变大。更有甚者，部分区域的政府投资平台，甚至还想从土地上再赚一笔。。

另外，土地相关的税费，主要是耕地占用税和城镇土地使用税，不同地区要求不同、征收标准也不尽相同，对光伏电站的建设和运营期成本影响很大。同时，征收标准的不确定性，也导致投资企业难以测算项目收益率，并购企业难以准确评估项目价值。

新能源弃风弃光现象区域分化严重，消纳统计和预警信息不够透明准确，新能源电站的收益测算时，难以准确考量消纳因素带来的影响，此问题深入分析涉及多方面因素，并非本文讨论之重点，在此不再赘述。

虽然风光等新能源设备造价大幅降低，尤其是光伏组件价格已经不仅仅是“腰斩”，而是斩到“膝盖以下”了。新能源技术成本的下降，并没有带来“立竿见影”的收益效果，究其原因，主要是各类非技术隐形成本的大幅攀升，导致项目收益率“不升反降”。当然这也可以理解，在经济不景气的情况下，地方政府希望以新能源资源来“换产业”、“换资金”、“换股权”，解决“招商难”、“债务多”等地方难题，不能把优质低风险项目资源轻易就给了投资企业，这也是“竞争性配置”的原因之一。虽然国家能源局屡次发文整治新能源项目开发强配产业等，但收效甚微。

大多数对新能源风光电站的开发指标主要通过“竞配/优选”方式确定，竞争性配置时企业实力、投资业绩、申报电价、储能配置、产业配套以及对地方税收、关键产业发展、脱贫攻坚等作出的贡献成为重要评价指标。

甚至，部分区域在项目备案时，直接收取资源费、保证金、捐赠费用等，除了这些地方政府要求的产业配套成本外，电网接入隐性成本也在不断攀升，甚至出现“改消纳红区”专项服务。

电力市场化交易所带来的问题，除了前面说到的“量、价”问题，还有运营期市场化交易策略管理难度、考核及辅助分摊费用上升等问题。当然，“量”、“价”的不确定性，也并不代表电费收益一定会降低，比如河北区域，参与市场化交易电价反而较当地的燃煤标杆电价变高，电费综合收益越好。

在新能源面临”量价双杀“的背景下，运营将显得尤为重要，这是各家电力企业成立市场化营销团队的原因，也是各家电力企业研究算法与算力来匹配营销措施进而提高综合电价、降低弃风弃光率的原因。

辅助分摊费用主要是风光新能源电站对灵活性调节资源（服务）的付费。随着新能源装机比例的增大，电力系统为保持平衡稳定，对调节性资源的需求变大，按照“谁受益、谁付费”的原则，相应的新能源电站分摊的辅助服务费用也会提升。

卖方很多，买方很少，光伏等新能源并购显然已经处于“买方市场”。在经济不景气和产业周期的双重打击下，投资企业现金流普遍趋于紧张，投资也逐渐趋于谨慎。

另外，在新能源并购市场，可以算出绿地项目价值、却不能算清在运项目资产估值的情况也经常上演。

以金融机构为主的财务投资人在我国新能源行业的主要投资策略是，与具有持续开发和管理能力的产业投资人合作，仅收购少数股权。为此测算投资回报时会聚焦到股权层面，尤其是分红投资收益率，不关注或不计算项目层面投资回报率这个虚拟指标。

然而，产业投资人作为主力收购方，对于在运资产估值时仍旧基于“绿地项目估值模型”，这可能与早期并购主要采取BT方式，收购方对这类项目沿用了绿地项目的估值模型。建成后收购的BT模式，其实类似于并购路条，从并购路条到并购资产后，部分企业在收购在运项目时还存在着评价绿地项目时的方法执念。一方面，这犯了一个常见的错误，就是以为项目估值等于项目层面总资产，而忽略了收购方测算股权投资回报时，需关注股权溢/折价的体外性。另一方面，将项目估值作为总资产后，按照一定比例折算长期贷款和股权投入，这样确认的资产、负债、所有者权益金额与账面实际存在显著差异，由此测算的投资回报率也缺乏参考价值，如折价收购还很可能会低估未来实际承担的债务负担。

在运资产评估并不是一个简单事项，加之并购本身就是一个高风险游戏，尤其是很多项目在出售的时候，粉饰项目数据，美化收益率，以提高项目收购价格。从新能源资产收购的价值评估、交易方案、商业谈判、投后管理等并购要素落地落实来看，一个并购交易的达成，并不似想象中那般容易。

毫无疑问，新能源投资已进入“缩表时代”，项目投资的逻辑已经从以往“大扩张时代”的“拿路条、找投资、建项目、卖项目”的债务驱动逻辑，不得不变成了“深前期、严开工、精建设、优达产、细运营”价值驱动逻辑。

缩表时代新能源投资的突出特性是：新能源全电量进入市场竞价；争夺用户的存量用电量；必须承担大部分系统调节成本，表现为强制配储或者采购辅助服务(共享储能)；电力用户作为买方，以降低购电成本为目标，要求绿电零售价格/自发自用价格与市场挂钩；各新能源投资企业投资定位和管理方式发生变化，转变为谨慎的投资态度，控制资产负债规模，考虑各种不确定性对收益率的影响，投资风险偏好发生调整，更关注投资风险，不得不切实提高投资质量，经济性测算要求提高，项目利润的考量更为关键；新能源企业投资项目选择类别可能会发生变化，风电，尤其是海上风电因具有规模化、 收益高的明显优势会成为重点，将严控分布式光伏开发节奏；各新能源投资企业将加快布局和发展战略性新兴产业和未来产业，寻找新投资焦点。

这将同时导致，为了争夺有限的“路条”，新能源价格竞争将更为惨烈；新能源投资更谨慎，更看重项目本身的质量，对风险因素的考虑更为全面；早期建设的新能源项目，在进入电量市场或者与市场化价格挂钩后，将面临新的边界条下的价值重估。

对于能源行业来说，供给侧竞争日趋激烈，市场化改革提级加速，面临的风险挑战交织叠加，装机规模显著增长，电力结构发生深刻变化，电力现货市场加快推进。

根据中电联预测，2023年全国新增发电装机规模将首次突破3亿干瓦，全国发电装机容量预计同比增长13%。非化石能源发电装机容量占比超过装机50%, 历史性超过化石能源发电装机容量。本年度新增新能源装机容量，已是德国存量规模的数倍。现货市场将对电价，尤其是新能源电价带来巨大挑战，对发电企业而言，电价是最为敏感的经营要素，电价将成为发电企业实现经营效益目标面临的最大挑战。

自“电改9号文”发布以来，新一轮电力体制改革已走过8个年头，发布数十个文件，电力市场化改革不断提速的过程中，各发电企业的投资偏好和风险管控也已发生调整。市场环境方面，电力产品由单一价值向多维价值转变，面临多维度竞争，绿色属性价值逐步显现，新能源量价压力增大，短期内新能源市场化交易的电价压力或将持续。新能源行业不可避免的仍将可能面临着宏观经济下行风险、电力价格波动风险、新能源装机增速不及预期风险、电站造价波动风险、产业政策调整风险等。

毋庸置疑，投资方将愈发注重资产质量与效益，项目投资将更为谨慎，“深前期、严开工、精建设、优达产、细运营”价值驱动逻辑将更为凸显，要想获取新能源资产的风险溢价，就需要更加专业的项目研判、建设投产、运营提升能力。随着专业化要求的不断提升，那些良莠不齐、无知无畏的社会资本，也将会被逐步淘汰。

质言之，高收益依赖于高专业化能力。优胜劣汰之将推动产业向理性务实转型，新能源项目开发将迎来更加繁荣、可持续的未来。

新能源投资企业、承建和施工企业的经营人员、市场开发人员、财务人员、项目经理、中高层等。

第一章 风电、光伏工程项目投资运营主要政策

1.政策汇总表

2.《“十四五”现代能源体系规划》

3.《智能光伏产业创新发展行动计划(2021-2025年)》

4.2023.5《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可证管理有关事项的通知》（征求稿）能源局

5.2023.5《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》发改委

6.2022.5月，《国家发展改革委国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》

5.31光伏新政《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)文件

6.《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》能源局〔2018〕

7.《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》发改委〔2021〕

8.《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》〔2022〕发改委、能源局

9.2022年2月，国家发改委发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》

10.《关于印发上海市2023年陆上风电、光伏电站开发建设方案的通知》

11.2022年发改办投资233号文鼓励推动投融资模式创新

第二章 风电、光伏工程项目概述

1.风电、光伏电站知识普及

2.我国风电、光伏产业链

3.风电、光伏市场现状及发展前景分析

4.风电、光伏投资多元化投资趋势

5风电、光伏未来趋势

6.三部委2023年太阳能发电、风电不纳入能源消费总量

7.三部委2023年太阳能发电、风电绿证可转让且全国通用

8.风电、光伏项目单位千瓦造价

9.风电、光伏项目上网电价

10.风电、光伏工程项目投资回报

11.风电、光伏工程项目退出机制

12.基础设施公募REITs在新能源领域的应用

第三章 风电、光伏项目前期管理及发电许可、并网审批流程

1.风电、光伏项目投资主体招投标1-4（案例：湛江市投资主体招标）

2.光伏项目备案制

3.风电项目备案制首单落地

4.风电、光伏项目选点规划和前期手续

5.风电、光伏项目前期文件一览表

6.风电、光伏项目前期审批流程

7.风电、光伏项目建设用地的解决方案及审批流程

8.海上风电海域使用权的解决方案及审批流程

9.风电、光伏项目移民安置规划审批流程

10.2023年新版可研报告大纲

11.政府投资项目审批时限规定

12.风电、光伏项目施工招标1-6

13.风电、光伏项目发电许可流程

第四章 新能源工程项目投融资与财务方案设计

1.风电、光伏项目投资估算

2.风电、光伏项目盈利能力分析

3.风电、光伏项目成本分析

4.对标行业先进水平确定核价参数标准

5.风电、光伏项目电费收入（基本电价+补贴电价）

6.度电成本计算1-2

7.融资方案和债务清偿能力分析

8.财务可持续性分析

9.融资方案设计要点

10.新能源工程项目投资主体转变历程

11.当前风电、光伏工程项目融资选择

12.风电、光伏工程项目投融资选择——上市股权再融资、合资公司、私募股权

13.风电、光伏工程项目投融资选择——银行贷款、公司债券、项目融资、融资租赁

14.风电、光伏工程项目投融资选择——CDM项目融资

15.风电、光伏工程项目投融资选择——EPC垫资、EPC+BOT、滚动发行短期融资券

16.股权融资商业计划书（BP)格式举例

17.风电、光伏发电可申请EOD项目大额政策贷款支持

18.EOD模式项目申报流程、合规要点、项目案例

19.风电、光伏发电可申请地方政府专项债支持

20.专项债模式项目申报流程、合规要点、项目案例

21.申请财政补助（2023年光伏补贴25.8亿、风电20.46亿）

22.引入产业基金（国网英大产业基金案例)

23.发行基金(条件、交易结构、流程、案例）

24.发行金融债券（条件、交易结构、流程、案例）

25.发行中期票据（条件、交易结构、流程、案例，南方电网发行中期票据案例）

26.资产证券化ABS（条件、交易结构、流程，案例：2021年3月全国首单27.银行间市场“碳中和”资产支持商业票据（ABCP）落地）

28.基础设施投资信托基金REITs（条件、交易结构、流程，案例：首批新能源REITs，风电、光伏融资开启新模式）

29.发行信托（条件、交易结构、流程）

第五章 风电、光伏项目投后管理及其他应注意的问题

1.收回项目开发权和经营期限的问题

2.政府隐债和违规融资的风险问题

3.2022.5.28财政部通报新增隐性债务典型案例

4.2022.7.29财政部通报违法违规融资典型案例

5.风电、光伏项目匹配其他产业的问题

6.风电、光伏项目建成后运营模式的选择

7.开发商自主运维模式（案例：龙源电力）

8.委托制造商运维（案例：金风科技）

9.独立第三方运维（案例：北京汉能华科技）

10.风电、光伏运营模式比较

11.建立风电、光伏投后管理体系

12.社会资本的投后管理制度设计

13.风电、光伏项目中标后，社会资本即应核心关注

14.建设期，项目公司应主要关注

15.运营期，项目公司应主要关注

第六章 氢能产业投资价值分析

1.氢能产业发展背景

2.氢能产业发展概况

3.氢能产业链分析

4.氢能投融资分析

5.氢能产业发展趋势及建议

6.案例：成都市加氢站政策补贴

7.可再生能源制氢、制氨及其产业化

8.风电制氢流程及产业化

9.光伏制氢流程及产业化

第七章 【案例分析】

1.中能建——风光氢储一体化示范工程

2.宁德风光储一体化工程

3.风电工程典型案例——国家电投固始南山（一期）200MW风电项目、大唐赤峰风电公司塞罕坝风电场

4.光伏发电工程典型案例——中电投新农创（北京）能源公司投建北京榆垡综合智慧能源乡村振兴示范项目