“十四五”规划纲要中指出：壮大节能环保、清洁生产、清洁能源、生态环境、基础设施绿色升级、绿色服务等产业，推广合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等服务模式。那么作为公募REITs中清洁能源、绿色基础设施的代表――风电光伏项目具有相当的优势。就公募REITs而言，对其产品关注的是每年可分配现金流，那么在对底层资产进行评估时，收益法（现金流折现法）将作为评估取值的主结论。
(资料图片)
“价”内因素
2021年12月国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》的通知，提出“到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化要取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上”的目标。根据我国各主要发电企业的“十四五”规划，未来各企业仍有较大的可再生能源发展空间。
风电光伏项目作为能源类基础设施，收入来源较为稳定，未来现金流收入主要受政府补贴、上网电价、上网电量等因素的影响。
上网电价方面，自2019年国家发改委、国家能源局出台的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》以及国家发改委出台的《关于完善风电上网电价政策的通知》中鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，促进风电通过电力市场化交易无补贴发展，充分考虑技术成本下降及项目合理收益水平，科学制定了补贴的退坡节奏和幅度，明确了享受补贴项目的核准日期和并网日期。今后进入平价上网时代，交易电价时代。2021年10月《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）提出，调整燃煤发电交易价格上下浮动范围为均不超过基准电价的20%。因此各地区的风电光伏项目的上网电价仍旧足够稳定。
上网电量=发电量-综合损耗电量，综合损耗电量主要包括厂用电量损耗及线路损耗等，综合损耗电量是指风电光伏电站自身维持生产所需的设备运行等的耗电量，光伏组件每年有一定的衰减率，其数值主要取决于机组设备的健康状况以及运行方式，综合损耗电量不会波动很大。发电量为上网电量的主要影响因素。而发电量的大小则受风能、光能资源、社会用电量、微观选址、机组选型、电网维护状况等因素的影响。发电站上网电量的大小通常情况下以“年等效利用小时数”指代，影响年等效利用小时数大小的主要因素为宏观区域，其中：风电站的年等效利用小时数在2400小时至3000小时之间，光伏电站的年等效利用小时数在1100小时至1400小时之间。
包括土地租金、各种税费等在内的非系统成本约占运营总成本的一半。基于目前风电光伏行业政策，非系统成本下降难度较大，是制约经营成本进一步降低的桎梏。由于风电光伏项目收入端较为稳定，因此，在风电光伏项目开发、运营过程中降低度电成本LCOE，（资本开支+经营开支-折旧抵税-回收残值）/[理论上网电量×(1-或有发电损失概率)]就成为了把控现金流出的主要手段。
税收优惠方面，根据《财政部国家税务总局关于风力发电增值税政策的通知》（财税〔2015〕74号）规定，为鼓励利用风力发电，促进相关产业健康发展，自2015年7月1日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策；国家税务总局（国税发[2009]80号文）《关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》规定，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税；财政部、税务总局、国家发改委《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》（财政部公告2020年第23号）指出，如企业于西部大开发优惠范围内，所得税按15%税率征收。
关于折现率的取值方面，主要依赖于市场数据，根据中国证监会发布的《监管规则适用指引――评估类第1号》、中国资产评估协会发布的《资产评估专家指引第12号――收益法评估企业价值中折现率的测算》，非上市公司的股权贝塔系数，通常由多家可比上市公司的平均股权贝塔系数调整得到。其中，可比上市公司的股权贝塔系数可以通过回归方法计算得到，也可以从相关数据平台查询获取。同时，资产评估机构执行证券评估业务，在确定贝塔系数时应当遵循以下要求：一是应当综合考虑可比公司与被评估企业在业务类型、企业规模、盈利能力、成长性、行业竞争力、企业发展阶段等多方面的可比性，合理确定关键可比指标，选取恰当的可比公司，并应当充分考虑可比公司数量与可比性的平衡。二是应当结合可比公司数量、可比性、上市年限等因素，选取合理时间跨度的贝塔数据。三是应当在资产评估报告中充分披露可比公司的选取标准及公司情况、贝塔系数的确定过程及结果、数据来源等。就近一年市场上交易的风电光伏项目来说，税前折现率基本分布在8%至10%之间，目前市场收益率处于下降趋势，引起折现率同样有下降趋势。
“价”外因素
2020年9月，我国提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和”。在此背景下，2021年7月16日，全国碳市场正式启动上线交易。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。
2022年2月广州、广东、广西、昆明、贵州、海南电力交易中心联合发布《南方区域绿色电力交易规则（试行）》（广州交易〔2022〕15号），2022年5月北京电力交易中心印发《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（修订稿）》等3项规则。国网及南网对绿电交易细则的出台，作为节能减排主力军的新能源电站能够取得碳交易许可证，可以认定碳排放量并自由交易，那么电站的营收将会增加“卖碳收入”，收入模式由“卖电”升级为“卖电+卖碳”，且除了政策许可及减排认定外，没有增加任何实质性成本。随着碳交易机制的日趋成熟，碳权交易市场将越发活跃。
现阶段“卖碳”收入无法计入到估值模型内，但是得益于公募REITs产品的优势，在绿电交易大规模普及，市场趋于完全竞争之前，已发行的风电光伏项目将有更大机会优先实现“卖碳”收入。按照碳交易价格50元每吨的情况下，标准的50兆瓦风电项目一年的减排效益约为500万元至800万元，标准的50兆瓦光伏项目一年的减排效益约为240万元至320万元。
以评估的视角来看，现在对风电光伏项目的估值仅能体现现有现金流的情况，而不能体现不确定性较高的潜在现金流。风电光伏项目的“价值”不是一个单一时点的评估结果可以完全体现的，其“价值”的体现不仅得益于公募REITs对这个产品的流动性注入，区别于其他基建类项目，还得益于全球对清洁能源的追求。可以说，风电光伏项目未来可期，大有可为！
