【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。