隨著可再生能源補貼清單制度的推進(jìn)，確權(quán)后的光伏電站又將迎來一波交易高峰，光伏電站交易已經(jīng)成為受補貼拖欠所累的業(yè)主獲取“生機(jī)”最有效的途徑之一。
日前，華能天成融資租賃有限公司與彭博新能源財經(jīng)攜手撰寫《中國新能源電站資產(chǎn)交易白皮書》，分析了過去十年新能源電站資產(chǎn)交易的特點、動因和價格形成機(jī)制，并對未來交易趨勢作出了展望。本文摘要了報告中的重點內(nèi)容，供讀者參考。
交易市場概況
自2010年以來，公開披露的新能源電站交易體量約28.3GW，其中，光伏約18.6GW，風(fēng)電約9.7GW。近五年來，每年的電站交易規(guī)模約為4GW左右，電站交易體量的上升主要源自于補貼拖欠的刺激。
自2015年可再生能源補貼目錄無新增后，電站交易市場開始逐漸活躍起來。受限于補貼拖欠帶來的資金壓力以及電站收益的不穩(wěn)定性，光伏電站交易規(guī)模開始呈現(xiàn)大幅增長。
2016年推遲確認(rèn)的第六批可再生能源補貼目錄帶來了當(dāng)年3.6GW電站交易的高峰，而2018年“5·31”新政后，補貼拖欠帶來的頹勢凸顯，光伏電站交易規(guī)模再創(chuàng)新高，達(dá)到了3.8GW。以協(xié)鑫新能源、熊貓綠能、愛康為代表的投資商拉開了出售電站自救的大幕。
歷年電站交易規(guī)模
交易項目屬性
從電站屬性來看的話，交易市場以并網(wǎng)后電站交易為主。自2010年以來，已并網(wǎng)光伏項目的交易規(guī)模占總規(guī)模的66%。即使在建成項目中，收購方也更傾向于建成時間久的電站資產(chǎn)。2012～2016年間，被交易光伏電站資產(chǎn)的平均年齡普遍不足一年，但自2017年以后，涉及交易的光伏項目年齡開始上升，而這源于收購方對補貼目錄內(nèi)項目的偏好。
在補貼清單制出臺之前，買家更為傾向已經(jīng)進(jìn)入1-7批補貼目錄的光伏電站，這些電站是2016年3月之前并網(wǎng)的。
交易項目的狀態(tài)
區(qū)域特點
十年來，我國新能源電站交易主要集中在“三北”區(qū)域，累計交易規(guī)模為18.4GW，全國占比為65%，其次是中東部地區(qū)，累計規(guī)模為7.4GW，占比26%，而南方地區(qū)交易最少，僅為2.5GW，占比9%。但近幾年來，電站交易區(qū)域呈現(xiàn)向中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移的趨勢，隨著特高壓通道助力“三北”消納困局，熱門區(qū)域仍將重返“三北”地區(qū)。
電站交易的區(qū)域特點
交易主體
根據(jù)交易雙方的企業(yè)性質(zhì)來看，基本可以分為民企、央企、國企、金融資本及外資企業(yè)五大類。根據(jù)十年來的交易數(shù)據(jù)來看，賣方主要是民企和金融資本，買方則以央企、國企為主。
十年以來，以協(xié)鑫、正泰、蘇州騰暉為代表的民企共出售光伏電站12.8GW，占比約69%。民企出售電站主要源自擴(kuò)張過快導(dǎo)致的現(xiàn)金流壓力以及補貼拖欠的風(fēng)險，沉重的債務(wù)負(fù)擔(dān)使得民企不得不出售電站以換取現(xiàn)金流。
出售方比例
而收購方則以國企、央企和金融資本為主。以熊貓綠能和江山控股為代表的金融資本在2013～2018年間大舉購入光伏電站，收購體量超6GW，占比34%。央企和國企也各自收購了約4GW的光伏電站，總占比約43%，代表企業(yè)為申能、國投電力、五凌電力以及浙江新能源投資集團(tuán)等。
收購方比例
但隨著補貼拖欠的愈發(fā)嚴(yán)重，金融資本在交易市場開始從“大買家”轉(zhuǎn)變?yōu)椤按筚u家”。尤其在2019年，江山控股與熊貓綠能轉(zhuǎn)而大舉拋售所持有的電站以改善現(xiàn)金流。
各交易主體的電站凈買入量
交易價格
在交易價格方面則是逐年下降的趨勢。根據(jù)披露數(shù)據(jù)來看的話，中國光伏項目平均交易單價從2013年的8.9元/W，下降至2019年的5.8元/W(2013年前無有效交易價格數(shù)據(jù))。風(fēng)電項目平均交易單價2016年為9.8元/W，2019年下降到7.9元/W。
交易價格
價格方面變化因素較多，但要點仍取決于電站并網(wǎng)時間。2010～2016年間，由于電站執(zhí)行固定上網(wǎng)電價，不同年份并網(wǎng)的項目未來收入幅度變化不大，故交易價格波動較小。自2017年以來，隨著電價下調(diào)，以及可再生能源市場交易政策的變化，項目未來的收益水平受到影響，其價格則出現(xiàn)明顯下降。
交易價格與全生命周期價格對比
不同地區(qū)及收售方在價格方面也各有特點?！叭薄钡貐^(qū)的光照資源和南方地區(qū)的“標(biāo)桿電價”優(yōu)勢拉高了這兩類地區(qū)的電站交易價格。在收售雙方中，金融資本收購方出價較高，甚至愿意承受一定程度的溢價，定價較為激進(jìn)；國企出讓方則售賣價格較高，基本不會賤賣資產(chǎn)。
結(jié)合買賣雙方來看，央企出售給外資企業(yè)的價格最高，出售給金融資本的價格次之，而金融資本出售給央企以及民企之間互相交易的價格均較低。
收售雙方的平均價格
交易方式
新能源電站的交易大致分為單個項目和批量交易，十年來，光伏以批量交易的方式為主，占比約60%，而風(fēng)電則達(dá)到了78%。從收購方式來看，基本以全資收購（100%收購股權(quán)）為主，占比80%，控股非全資占比16%，參股類收購則不足5%。
資產(chǎn)交易方式
事實上，收購方一般會和其認(rèn)可的EPC以合作形式開發(fā)電站，EPC方通過尋找路條出售方承建電站，收購方負(fù)責(zé)提供資金支持，從電站興建伊始把控電站質(zhì)量，待并網(wǎng)運行滿足收購方條件后，完成股權(quán)轉(zhuǎn)讓，達(dá)到批量收購的目的。
電站資產(chǎn)評估
在電站估值方面主要分為收益法、成本法和市場法三大類，但由于在客觀上受到資源條件、地理環(huán)境、消納能力等諸多因素的制約，在電站估值中通常采用收益法作為主要估值方法，以市場法為輔。
電站估值的重要參數(shù)
除此以外，影響電站估值的因素還包括政策變化、收益率、電站瑕疵、債務(wù)等多方面因素。例如2020年初發(fā)布的補貼新政中，采用核定的年利用小時數(shù)確定補貼上限。高效技術(shù)帶來的發(fā)電量提升無法等量提高補貼收入，優(yōu)質(zhì)項目的優(yōu)異性與一般項目相比差距明顯縮小，這將直接反映到電站估值中。
電站交割
電站交易在經(jīng)過一系列前期工作后，就將進(jìn)入項目交接以及付款流程中。一般而言，電站交易通常會設(shè)置3～5個付款節(jié)點，每個節(jié)點的付款比列也不盡相同。事實上，一個電站交割最耗時的時間段主要集中在盡職調(diào)查與合規(guī)性要件處理，這兩個階段要完成所有整改事項將需要接近一年的時間。
此外，近幾年來，央企、國企在項目收購時，將補貼到賬問題明確在最后的付款節(jié)點中，盡管目前沒有明確付款比例，但對于電站交割來說，時間又將拉長。
對于電站交割時間而言，耗時越長，出售方收到的貨幣資金價值越低，如果出售方在某一付款節(jié)點長時間無法達(dá)成收購方設(shè)置的付款條件，不僅僅會損失時間價值，還可能面臨收購方相應(yīng)的懲罰，如扣除一定比例收購款等。
未來展望
隨著風(fēng)、光平價時代的到來，以及前七批補貼目錄外項目逐漸進(jìn)入補貼清單，未來五年中，光伏電站資產(chǎn)交易規(guī)?？赡艹霈F(xiàn)較大規(guī)模提升?；谕杲灰滓?guī)模占累計裝機(jī)比例進(jìn)行估計，公開披露的交易規(guī)?？赡軓倪^去每年2-3GW上升至 5GW左右。
未來預(yù)期的交易規(guī)模
與此同時，隨著可再生能源補貼政策的變革，由于年利用小時下的補貼方案導(dǎo)致電站收益有所下降，預(yù)計未來光伏電站的交易價格仍將持續(xù)下降，到2025年，光伏電站的平均交易單價可能將降至3.7元/W以下，最低預(yù)計在3元/W左右。
預(yù)期未來交易單價
需要注意的是，隨著補貼政策的變化，以及脫硫煤標(biāo)桿電價被基準(zhǔn)電價取代，光伏電站未來的現(xiàn)金流面臨極大的不確定性，補貼對應(yīng)年利用小時數(shù)的變化：補貼撥付規(guī)模的變化以及基準(zhǔn)價的浮動是格外需要關(guān)注的風(fēng)險。
根據(jù)報告估算，中國新能源的補貼缺口將在2034年達(dá)到兩萬億的峰值，2049年才能逐漸實現(xiàn)平衡。
平價時代下，央企、國企成為了開發(fā)主力，但由于國企交易項目的動力不強(qiáng)，這些平價優(yōu)質(zhì)項目的產(chǎn)生并不會在短期內(nèi)成為市場交易的主力。對競價項目而言，因其補貼優(yōu)先撥付，也具有穩(wěn)定現(xiàn)金流，項目業(yè)主持有的意愿更加強(qiáng)烈。因此，未來短期內(nèi)，電站交易市場仍將以存量補貼項目交易為主。
