财通资管陈剑：工商分布式光伏项目机构间REITs工具探讨

来源：市场投研资讯

（来源：财通证券资管）

文丨陈剑 财通资管基础设施及不动产投资部总经理

近年来，多层次REITs市场为清洁能源行业提供了多元化的融资工具，能有效匹配项目在不同发展阶段的需求，助力绿色能源发展。在公募REITs和机构间REITs市场，已成功发行设立的清洁能源项目，涵盖水电、风电、集中式光伏等清洁能源基础资产，均尚未有工商分布式光伏项目。从资产特征来说，工商分布式光伏项目具备权属清晰、资产可特定化、现金流稳定可预测等特点，具备开展证券化的基本条件，在多层次REITs市场尤其机构间REITs市场大有可为。

相较于传统的集中式光伏或户用分布式光伏，大多数工商业分布式光伏项目具有一个显著的优势——消纳能力。在电力市场化改革迅速推进的背景下，发电侧电价的波动已成为常态。那些缺乏负荷侧支持、完全依赖市场化交易来获取电费收入的新能源电站，正面临着日益严峻的挑战，尤其是对于出力时间高度集中的光伏项目。

不同的是，工商分布式电站投资方能够与用电方在EMC（能源管理合同）协议中约定自发自用电价。从理论上讲，只要该电价低于电网到户电价，投资建设工商分布式光伏便具有其价值。电力用户的到户电价不仅包含电能量价格，还包括输配电价、线损、系统运行费等多项费用。然而，目前工商分布式光伏项目无需承担这些附加成本，其定价自然比电网到户电价更具竞争力。以江苏省为例，2025年10月电网代理购电的到户电价为0.6167元（35kV，两部制），其中电能量价格为0.4335元，系统运行费及其他额外费用总计约占29.7%。

除了上述天然优势之外，自发自用电价还具备一定程度的“自我保护”功能。随着新能源渗透率的提升，预计电能量价格将逐步降低，而电网平衡成本将陆续上升且更多地向用户侧分摊。对于用户侧而言，系统运行费用预计将显著增加，这将部分抵消到户电价的下降空间，因此自发自用电价所受的影响预计相对有限，显著小于市场化交易中的集中式或户用分布式光伏项目所面临的冲击。

不过，我们也必须认识到，随着独立售电公司的加入，市场竞争加剧，用户的电能量价格将会普遍低于电网代理购电电价。在此背景下，自发自用电价的“自我保护”机制亦存在其承受力的界限。对于新能源电站资产管理机构而言，“负荷为王”是时刻摆在面前的竞争环境。

虽然消纳能力对于工商业分布式光伏项目来说至关重要，但对于投资收购存量电站的资管机构而言，消纳率也并非越高越好，它是一把双刃剑。

对于新投资建设的工商分布式电站，在定价合理的情况下，显然消纳能力越高越为理想。持续的高消纳率可能预示着稳定的电价、积极的电费收益以及较低的弃电风险，投资者得以更快地回收投资成本并获得更高的投资回报。

然而，对于主要通过存量收购进行投资的资产管理机构而言，并非消纳率越高越为适宜，需要进行细致的甄别和专业的分析。简而言之，在收购电站时，若消纳率极高，可能会导致买方承担较高的收购成本。此时，已经反映在价格中的高消纳率反而可能成为负担，用电方在估值基准日的高消纳能否持续整个存续期（近20年）需要审慎考量，特别是在面对周期性行业时，显然不能简单线性外推。

当然，我们也不能简单地得出消纳率越低越好的观点。偏低的消纳率可能意味着用电方所处的行业正面临不景气的状况，或者用电企业市场竞争力差、开工率不足。若消纳率持续低迷，可能预示用电企业的发展正步入下行轨道（除非是那些以余电上网为主要目标的电站，例如某些仓储光伏项目），基于惯性效应，未来消纳率可能进一步下降，这将对收购方在估值基准日所作的假设构成颠覆性影响，我们认为这比Price in高消纳率的问题更为严峻。

除了对未来的消纳率进行谨慎预测外，给予比集中式或户用分布式光伏更高的估值折现率，也是平衡风险与收益的有效手段。较高的折现率有助于合理控制收购成本、加速投资本金回收，并彰显资产的比较优势与投资价值。

对于具备高消纳率的工商业分布式电站而言，预测未来自发自用电价是进行资产价值评估的核心环节。鉴于此问题的复杂性，我们不能仅依据历史电价数据进行简单的外推。

首先，固定电价并不等同于固定收益。对于电站持有方而言，其面临的竞争者不仅包括电网公司，还涵盖售电公司以及其它电源投资主体。若电站持有方与电力用户签订长期固定电价合同，而未来电价市场出现下降，导致到户电价低于合同电价，也即电价倒挂，那么电力用户极有可能提出重新协商电价条款。即便未出现电价倒挂现象，若合同中约定的固定电价显著高于市场同期其他电源投资方的报价，同样可能激发电力用户重新协商电价的请求。

其次，浮动的折扣电价通常与负荷方的到户电价相挂钩。各省份实施的分时电价改革，特别是在中午时段设立的较长时间低谷、深谷电价，预计将显著降低光伏发电时段的平均到户电价，进而促使折扣电价作出相应的调整。对于近期实施改革的省份，我们不能简单地使用以往的结算电价数据进行外推；对于那些尚未实施改革的省份，鉴于分时电价改革已成为趋势，应当在电价估算中预留一定的空间，以便适应未来可能实施的分时电价新政策。

需要关注的是，存量电站余电上网电量并非全部适用机制电价。根据已公布“136号文”细则的省份情况分析，大多数地区将现有的工商分布式光伏余电上网电量纳入了机制电量，但必须关注纳入的具体比例和时间框架。

例如，湖北省对于存量分布式光伏项目的机制电量比例定为80%，而河北省对于10kV及以上并网的工商业分布式光伏项目也设定了80%的比例。此外，大部分地区对于存量项目的机制电价政策执行期限不超过20年（且不超过合理利用小时数）。若以电站存续期为25年预测，那么在最后五年内，上网电价将面临市场波动的影响。

鉴于自发自用电价对估值具有显著影响，同时可能伴随着潜在的不确定性，对于那些高造价、高电价和高估值的“三高”项目，需要进行细致的甄别和审慎的评估。

高造价项目往往涉及较多的营销费用，并可能在项目投资建设阶段签订了“不合理”的高电价协议，这可能导致收购时估值处于较高水平。然而，资产管理机构在收购此类电站后，由于市场环境变化、客户关系维护困难等因素，之前潜在的问题可能在某一时刻显现，颠覆估值模型的边界条件，从而形成潜在的投资损失。参考《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024 版）》所提供的数据，工商业分布式光伏的造价大约为每瓦3元，高压并网项目在此基础上可能会有适度增加。因而，资产管理机构在代表机构间REITs收购电站时，对于估值单价较为极端的项目，应当持谨慎甚至回避态度。

机构间REITs与传统偏债务融资的ABS不同，买入分布式光伏电站的资产管理机构承担电站经营的全部风险，并获得股权收益。因此，对于电站的合规性手续、技术路线的合理性、性能评估以及结构安全性等方面，不能仅依赖于发行人所提供的信息，通常还需聘请第三方技术尽职调查机构进行详尽的审查。资产管理机构还必须对技术尽职调查机构的工作方案、过程及结论进行审慎的评估。

当然，如果原始权益人能够提供覆盖电站技术质量现状及未来存续期间的承诺保证，并承诺对潜在损失进行补偿，例如提供发电量保证以及承担存续期的维修支出等，那么可以考虑简化技术尽职调查的程序。如果提供承诺的原始权益人信用资质优异，可以考虑酌情简化甚至豁免部分技术尽调程序。

工商分布式光伏电站的运营与维护技术要求并不高，众多企业纷纷进入这一领域，市场竞争激烈。资产管理机构在收购电站后，可选择原权益人作为运营管理及运维机构，若条件合适，亦可考虑聘请专业第三方。电站未来的收益能力对运营管理机构的依赖程度不高，关键在于其是否勤勉尽责，以及能否控制成本。

然而，不可忽视的是，若运营管理机构能提供额外服务，将对提升电站收益产生积极作用。例如，若该机构具备优秀的负荷及电价预测能力，可以聚合交易分布式光伏上网电量，力争获取高于结算参考点电价的超额收益。

除前述问题外，尚有若干明显问题需资产管理机构予以高度关注，包括但不限于工商企业信用风险、日常资本性支出以及大修预测安排、是否购买足额保险、电站为满足“四可”或预测调度能力可能需要的额外支出等等，均需要资产管理机构审慎分析评估。

从资产质量来看，工商分布式光伏项目相较于其他类型的新能源项目，展现出更为显著的投资潜力。相较于传统集中式光伏电站，工商分布式光伏项目具备负荷支撑，能够有效控制弃电率；与绿电直连项目相比，其无需承担输配电费用及系统运行费用，电价更具有竞争力；与户用分布式光伏项目相比，不仅因负荷支撑确保了较低的弃电率，而且建设质量更为稳定可靠。尤其在虚拟电厂和光储融合业务发展成熟后，预计工商分布式光伏电站的投资配置价值将进一步凸显，有望成为较优质的机构间REITs创新品种。