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“十四五”規(guī)劃綱要中指出：壯大節(jié)能環(huán)保、清潔生產(chǎn)、清潔能源、生態(tài)環(huán)境、基礎(chǔ)設(shè)施綠色升級、綠色服務(wù)等產(chǎn)業(yè)，推廣合同能源管理、合同節(jié)水管理、環(huán)境污染第三方治理等服務(wù)模式。那么作為公募REITs中清潔能源、綠色基礎(chǔ)設(shè)施的代表——風電光伏項目具有相當?shù)膬?yōu)勢。就公募REITs而言，對其產(chǎn)品關(guān)注的是每年可分配現(xiàn)金流，那么在對底層資產(chǎn)進行評估時，收益法（現(xiàn)金流折現(xiàn)法）將作為評估取值的主結(jié)論。

“價”內(nèi)因素

2021年12月國資委發(fā)布《關(guān)于推進中央企業(yè)高質(zhì)量發(fā)展做好碳達峰碳中和工作的指導意見》的通知，提出“到2025年，中央企業(yè)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和能源結(jié)構(gòu)調(diào)整優(yōu)化要取得明顯進展，可再生能源發(fā)電裝機比重達到50%以上”的目標。根據(jù)我國各主要發(fā)電企業(yè)的“十四五”規(guī)劃，未來各企業(yè)仍有較大的可再生能源發(fā)展空間。

風電光伏項目作為能源類基礎(chǔ)設(shè)施，收入來源較為穩(wěn)定，未來現(xiàn)金流收入主要受政府補貼、上網(wǎng)電價、上網(wǎng)電量等因素的影響。

上網(wǎng)電價方面，自2019年國家發(fā)改委、國家能源局出臺的《關(guān)于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》以及國家發(fā)改委出臺的《關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》中鼓勵平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目通過綠證交易獲得合理收益補償，促進風電通過電力市場化交易無補貼發(fā)展，充分考慮技術(shù)成本下降及項目合理收益水平，科學制定了補貼的退坡節(jié)奏和幅度，明確了享受補貼項目的核準日期和并網(wǎng)日期。今后進入平價上網(wǎng)時代，交易電價時代。2021年10月《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）提出，調(diào)整燃煤發(fā)電交易價格上下浮動范圍為均不超過基準電價的20%。因此各地區(qū)的風電光伏項目的上網(wǎng)電價仍舊足夠穩(wěn)定。

上網(wǎng)電量=發(fā)電量-綜合損耗電量，綜合損耗電量主要包括廠用電量損耗及線路損耗等，綜合損耗電量是指風電光伏電站自身維持生產(chǎn)所需的設(shè)備運行等的耗電量，光伏組件每年有一定的衰減率，其數(shù)值主要取決于機組設(shè)備的健康狀況以及運行方式，綜合損耗電量不會波動很大。發(fā)電量為上網(wǎng)電量的主要影響因素。而發(fā)電量的大小則受風能、光能資源、社會用電量、微觀選址、機組選型、電網(wǎng)維護狀況等因素的影響。發(fā)電站上網(wǎng)電量的大小通常情況下以“年等效利用小時數(shù)”指代，影響年等效利用小時數(shù)大小的主要因素為宏觀區(qū)域，其中：風電站的年等效利用小時數(shù)在2400小時至3000小時之間，光伏電站的年等效利用小時數(shù)在1100小時至1400小時之間。

包括土地租金、各種稅費等在內(nèi)的非系統(tǒng)成本約占運營總成本的一半。基于目前風電光伏行業(yè)政策，非系統(tǒng)成本下降難度較大，是制約經(jīng)營成本進一步降低的桎梏。由于風電光伏項目收入端較為穩(wěn)定，因此，在風電光伏項目開發(fā)、運營過程中降低度電成本LCOE，（資本開支+經(jīng)營開支-折舊抵稅-回收殘值）/[理論上網(wǎng)電量×(1-或有發(fā)電損失概率)]就成為了把控現(xiàn)金流出的主要手段。

稅收優(yōu)惠方面，根據(jù)《財政部 國家稅務(wù)總局關(guān)于風力發(fā)電增值稅政策的通知》（財稅〔2015〕74號）規(guī)定，為鼓勵利用風力發(fā)電，促進相關(guān)產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，自2015年7月1日起，對納稅人銷售自產(chǎn)的利用風力生產(chǎn)的電力產(chǎn)品，實行增值稅即征即退50%的政策；國家稅務(wù)總局（國稅發(fā)[2009]80號文）《關(guān)于實施國家重點扶持的公共基礎(chǔ)設(shè)施項目企業(yè)所得稅優(yōu)惠問題的通知》規(guī)定，自該項目取得第一筆生產(chǎn)經(jīng)營收入所屬納稅年度起，第一年至第三年免征企業(yè)所得稅，第四年至第六年減半征收企業(yè)所得稅；財政部、稅務(wù)總局、國家發(fā)改委《關(guān)于延續(xù)西部大開發(fā)企業(yè)所得稅政策的公告》（財政部公告2020年第23號）指出，如企業(yè)于西部大開發(fā)優(yōu)惠范圍內(nèi)，所得稅按15%稅率征收。

關(guān)于折現(xiàn)率的取值方面，主要依賴于市場數(shù)據(jù)，根據(jù)中國證監(jiān)會發(fā)布的《監(jiān)管規(guī)則適用指引——評估類第1號》、中國資產(chǎn)評估協(xié)會發(fā)布的《資產(chǎn)評估專家指引第12號——收益法評估企業(yè)價值中折現(xiàn)率的測算》，非上市公司的股權(quán)貝塔系數(shù)，通常由多家可比上市公司的平均股權(quán)貝塔系數(shù)調(diào)整得到。其中，可比上市公司的股權(quán)貝塔系數(shù)可以通過回歸方法計算得到，也可以從相關(guān)數(shù)據(jù)平臺查詢獲取。同時，資產(chǎn)評估機構(gòu)執(zhí)行證券評估業(yè)務(wù)，在確定貝塔系數(shù)時應當遵循以下要求：一是應當綜合考慮可比公司與被評估企業(yè)在業(yè)務(wù)類型、企業(yè)規(guī)模、盈利能力、成長性、行業(yè)競爭力、企業(yè)發(fā)展階段等多方面的可比性，合理確定關(guān)鍵可比指標，選取恰當?shù)目杀裙?，并應當充分考慮可比公司數(shù)量與可比性的平衡。二是應當結(jié)合可比公司數(shù)量、可比性、上市年限等因素，選取合理時間跨度的貝塔數(shù)據(jù)。三是應當在資產(chǎn)評估報告中充分披露可比公司的選取標準及公司情況、貝塔系數(shù)的確定過程及結(jié)果、數(shù)據(jù)來源等。就近一年市場上交易的風電光伏項目來說，稅前折現(xiàn)率基本分布在8%至10%之間，目前市場收益率處于下降趨勢，引起折現(xiàn)率同樣有下降趨勢。

“價”外因素

2020年9月，我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”。在此背景下，2021年7月16日，全國碳市場正式啟動上線交易。發(fā)電行業(yè)成為首個納入全國碳市場的行業(yè)，納入發(fā)電行業(yè)重點排放單位2162家，覆蓋約45億噸二氧化碳排放量，是全球規(guī)模最大的碳市場。

2022年2月廣州、廣東、廣西、昆明、貴州、海南電力交易中心聯(lián)合發(fā)布《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》（廣州交易〔2022〕15號），2022年5月北京電力交易中心印發(fā)《北京電力交易中心跨區(qū)跨省電力中長期交易實施細則（修訂稿）》等3項規(guī)則。國網(wǎng)及南網(wǎng)對綠電交易細則的出臺，作為節(jié)能減排主力軍的新能源電站能夠取得碳交易許可證，可以認定碳排放量并自由交易，那么電站的營收將會增加“賣碳收入”，收入模式由“賣電”升級為“賣電+賣碳”，且除了政策許可及減排認定外，沒有增加任何實質(zhì)性成本。隨著碳交易機制的日趨成熟，碳權(quán)交易市場將越發(fā)活躍。

現(xiàn)階段“賣碳”收入無法計入到估值模型內(nèi)，但是得益于公募REITs產(chǎn)品的優(yōu)勢，在綠電交易大規(guī)模普及，市場趨于完全競爭之前，已發(fā)行的風電光伏項目將有更大機會優(yōu)先實現(xiàn)“賣碳”收入。按照碳交易價格50元每噸的情況下，標準的50兆瓦風電項目一年的減排效益約為500萬元至800萬元，標準的50兆瓦光伏項目一年的減排效益約為240萬元至320萬元。

以評估的視角來看，現(xiàn)在對風電光伏項目的估值僅能體現(xiàn)現(xiàn)有現(xiàn)金流的情況，而不能體現(xiàn)不確定性較高的潛在現(xiàn)金流。風電光伏項目的“價值”不是一個單一時點的評估結(jié)果可以完全體現(xiàn)的，其“價值”的體現(xiàn)不僅得益于公募REITs對這個產(chǎn)品的流動性注入，區(qū)別于其他基建類項目，還得益于全球?qū)η鍧嵞茉吹淖非蟆？梢哉f，風電光伏項目未來可期，大有可為！

原標題：以評估視角窺見風電光伏項目REITs“價值”