随着可再生能源补贴清单制度的推进，确权后的光伏电站又将迎来一波交易高峰，光伏电站交易已经成为受补贴拖欠所累的业主获取“生机”最有效的途径之一。
日前，华能天成融资租赁有限公司与彭博新能源财经携手撰写《中国新能源电站资产交易白皮书》，分析了过去十年新能源电站资产交易的特点、动因和价格形成机制，并对未来交易趋势作出了展望。本文摘要了报告中的重点内容，供读者参考。
交易市场概况
自2010年以来，公开披露的新能源电站交易体量约28.3GW，其中，光伏约18.6GW，风电约9.7GW。近五年来，每年的电站交易规模约为4GW左右，电站交易体量的上升主要源自于补贴拖欠的刺激。
自2015年可再生能源补贴目录无新增后，电站交易市场开始逐渐活跃起来。受限于补贴拖欠带来的资金压力以及电站收益的不稳定性，光伏电站交易规模开始呈现大幅增长。
2016年推迟确认的第六批可再生能源补贴目录带来了当年3.6GW电站交易的高峰，而2018年“5·31”新政后，补贴拖欠带来的颓势凸显，光伏电站交易规模再创新高，达到了3.8GW。以协鑫新能源、熊猫绿能、爱康为代表的投资商拉开了出售电站自救的大幕。
历年电站交易规模
交易项目属性
从电站属性来看的话，交易市场以并网后电站交易为主。自2010年以来，已并网光伏项目的交易规模占总规模的66%。即使在建成项目中，收购方也更倾向于建成时间久的电站资产。2012～2016年间，被交易光伏电站资产的平均年龄普遍不足一年，但自2017年以后，涉及交易的光伏项目年龄开始上升，而这源于收购方对补贴目录内项目的偏好。
在补贴清单制出台之前，买家更为倾向已经进入1-7批补贴目录的光伏电站，这些电站是2016年3月之前并网的。
交易项目的状态
区域特点
十年来，我国新能源电站交易主要集中在“三北”区域，累计交易规模为18.4GW，全国占比为65%，其次是中东部地区，累计规模为7.4GW，占比26%，而南方地区交易最少，仅为2.5GW，占比9%。但近几年来，电站交易区域呈现向中东部地区转移的趋势，随着特高压通道助力“三北”消纳困局，热门区域仍将重返“三北”地区。
电站交易的区域特点
交易主体
根据交易双方的企业性质来看，基本可以分为民企、央企、国企、金融资本及外资企业五大类。根据十年来的交易数据来看，卖方主要是民企和金融资本，买方则以央企、国企为主。
十年以来，以协鑫、正泰、苏州腾晖为代表的民企共出售光伏电站12.8GW，占比约69%。民企出售电站主要源自扩张过快导致的现金流压力以及补贴拖欠的风险，沉重的债务负担使得民企不得不出售电站以换取现金流。
出售方比例
而收购方则以国企、央企和金融资本为主。以熊猫绿能和江山控股为代表的金融资本在2013～2018年间大举购入光伏电站，收购体量超6GW，占比34%。央企和国企也各自收购了约4GW的光伏电站，总占比约43%，代表企业为申能、国投电力、五凌电力以及浙江新能源投资集团等。
收购方比例
但随着补贴拖欠的愈发严重，金融资本在交易市场开始从“大买家”转变为“大卖家”。尤其在2019年，江山控股与熊猫绿能转而大举抛售所持有的电站以改善现金流。
各交易主体的电站净买入量
交易价格
在交易价格方面则是逐年下降的趋势。根据披露数据来看的话，中国光伏项目平均交易单价从2013年的8.9元/W，下降至2019年的5.8元/W(2013年前无有效交易价格数据)。风电项目平均交易单价2016年为9.8元/W，2019年下降到7.9元/W。
交易价格
价格方面变化因素较多，但要点仍取决于电站并网时间。2010～2016年间，由于电站执行固定上网电价，不同年份并网的项目未来收入幅度变化不大，故交易价格波动较小。自2017年以来，随着电价下调，以及可再生能源市场交易政策的变化，项目未来的收益水平受到影响，其价格则出现明显下降。
交易价格与全生命周期价格对比
不同地区及收售方在价格方面也各有特点。“三北”地区的光照资源和南方地区的“标杆电价”优势拉高了这两类地区的电站交易价格。在收售双方中，金融资本收购方出价较高，甚至愿意承受一定程度的溢价，定价较为激进;国企出让方则售卖价格较高，基本不会贱卖资产。
结合买卖双方来看，央企出售给外资企业的价格最高，出售给金融资本的价格次之，而金融资本出售给央企以及民企之间互相交易的价格均较低。
收售双方的平均价格
交易方式
新能源电站的交易大致分为单个项目和批量交易，十年来，光伏以批量交易的方式为主，占比约60%，而风电则达到了78%。从收购方式来看，基本以全资收购(100%收购股权)为主，占比80%，控股非全资占比16%，参股类收购则不足5%。
资产交易方式
事实上，收购方一般会和其认可的EPC以合作形式开发电站，EPC方通过寻找路条出售方承建电站，收购方负责提供资金支持，从电站兴建伊始把控电站质量，待并网运行满足收购方条件后，完成股权转让，达到批量收购的目的。
电站资产评估
在电站估值方面主要分为收益法、成本法和市场法三大类，但由于在客观上受到资源条件、地理环境、消纳能力等诸多因素的制约，在电站估值中通常采用收益法作为主要估值方法，以市场法为辅。
电站估值的重要参数
除此以外，影响电站估值的因素还包括政策变化、收益率、电站瑕疵、债务等多方面因素。例如2020年初发布的补贴新政中，采用核定的年利用小时数确定补贴上限。高效技术带来的发电量提升无法等量提高补贴收入，优质项目的优异性与一般项目相比差距明显缩小，这将直接反映到电站估值中。
电站交割
电站交易在经过一系列前期工作后，就将进入项目交接以及付款流程中。一般而言，电站交易通常会设置3～5个付款节点，每个节点的付款比列也不尽相同。事实上，一个电站交割最耗时的时间段主要集中在尽职调查与合规性要件处理，这两个阶段要完成所有整改事项将需要接近一年的时间。
此外，近几年来，央企、国企在项目收购时，将补贴到账问题明确在最后的付款节点中，尽管目前没有明确付款比例，但对于电站交割来说，时间又将拉长。
对于电站交割时间而言，耗时越长，出售方收到的货币资金价值越低，如果出售方在某一付款节点长时间无法达成收购方设置的付款条件，不仅仅会损失时间价值，还可能面临收购方相应的惩罚，如扣除一定比例收购款等。
未来展望
随着风、光平价时代的到来，以及前七批补贴目录外项目逐渐进入补贴清单，未来五年中，光伏电站资产交易规模可能出现较大规模提升。基于往年交易规模占累计装机比例进行估计，公开披露的交易规模可能从过去每年2-3GW上升至 5GW左右。
未来预期的交易规模
与此同时，随着可再生能源补贴政策的变革，由于年利用小时下的补贴方案导致电站收益有所下降，预计未来光伏电站的交易价格仍将持续下降，到2025年，光伏电站的平均交易单价可能将降至3.7元/W以下，最低预计在3元/W左右。
预期未来交易单价
需要注意的是，随着补贴政策的变化，以及脱硫煤标杆电价被基准电价取代，光伏电站未来的现金流面临极大的不确定性，补贴对应年利用小时数的变化：补贴拨付规模的变化以及基准价的浮动是格外需要关注的风险。
根据报告估算，中国新能源的补贴缺口将在2034年达到两万亿的峰值，2049年才能逐渐实现平衡。
平价时代下，央企、国企成为了开发主力，但由于国企交易项目的动力不强，这些平价优质项目的产生并不会在短期内成为市场交易的主力。对竞价项目而言，因其补贴优先拨付，也具有稳定现金流，项目业主持有的意愿更加强烈。因此，未来短期内，电站交易市场仍将以存量补贴项目交易为主。
