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"));“双碳”战略提出以来，海上风电行业及风电reits支持政策密集出台，我国海上风电规模迅速扩张，2017-2021年装机容量cagr达94.54%，2021年末装机容量已跃居世界第一。海上风电可实现就近消纳，有助于降低输电成本和耗损，区域分布上由江苏向其他沿海省份持续推进。风电产业链完整，已发展成为当前重要的可再生能源电源。沿海省份“十四五”期间整体规划海上风电新增并网规模超过55gw。风机大型化驱动海上风电成本降低，叠加国补退坡开启，我国海风平价时代有望来临。
目前风电项目环境价值变现的途径包括：1）出售绿证；2）直接出售绿电；3）开发并出售ccer。目前这三个市场在规则上各自独立，现有政策并未限制企业只能从中选取一种机制进行环境效益变现，容易产生重复计算的问题。碳-证-电市场之间的机制衔接将成为未来政策发展的重要发展方向。本项目在补贴退坡之后具体通过何种机制实现其环境效益，还有待政策和市场机制的进一步明确和完善。
国家电投新能源reit是我国首单风力发电公募reits，基础资产位于江苏省盐城市，可以减小江苏省发电量与全社会用电量的缺口。以风电、光伏为代表的新能源资产体量巨大，有望带动reits市场快速发展。通过reits发行，企业可有效盘活存量新能源资产，在资本市场的助力下扩大有效投资，从而促进新能源行业投融资良性循环，为我国实现能源转型、保障能源安全、达成“碳达峰、碳中和”目标起到显著的示范效应。
目录
一、海上风电项目作为清洁能源reits的新资产具有重要意义
二、项目概况
三、风电资产碳减排效益及碳资产开发潜力
四、海上风电行业市场概况
五、新能源公募reits未来展望
一、海上风电项目作为清洁能源reits的新资产具有重要意义
海上风电作为我国方兴未艾的战略性新兴产业，是实现“双碳”战略的重要抓手之一。发展海上风电对于我国建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力，实现能源转型具有重要意义。发行海上风电reits是响应国务院盘活存量资产、扩大有效投资要求的重大举措，有助于原始权益人释放沉淀资金，拓宽资本金来源，挖掘再投资机会，也有助于为投资者提供丰富的投资标的，分散投资组合风险，获取海风资产的稳定回报。
二、项目概况
2023年3月2日，中国证监会准予“中信建投国家电投新能源封闭式基础设施证券投资基金”（以下简称“国家电投新能源reit”）募集注册，c-reits市场即将迎来首单以清洁能源-海上风电项目作为基础设施项目发行上市的公募reits。
根据《中信建投国家电投新能源封闭式基础设施证券投资基金招募说明书（草案）》（以下简称《招募说明书》）显示，国家电投新能源reit是我国首单风电公募reits，原始权益人为国家电投集团江苏电力有限公司，基础资产为滨海北h1项目、滨海北h2项目和配套运维驿站项目（简称“滨海风电项目”）。滨海风电项目装机容量共500mw，位于江苏省盐城市滨海县滨海北部的中山河口至滨海港之间的近海海域，离岸距离分别为7.5km和22km，离岸距离近。
风资源属于非竞争性的自然资源，盐城市所处的长三角地区海上风能资源丰富且稳定。江苏省经济发展水平高、电网消纳能力强。随着更多海上风电项目的规划布局，未来代建项目的离岸距离将逐步增加，建设成本及未来运维成本也将增加。
本reit的基础设施项目发电量由当地电网公司实行全额保障性收购，发电收入所对应上网电价包括标杆上网电价和可再生能源电价附加补贴（即“国补”）两个部分。滨海风电项目的国补占上网电价的54%。
根据《招募说明书（草案）》，为降低国补回款波动风险，项目公司拟与工行南京分行签署《保理业务合作协议》，项目公司应当最晚于基金每年第一个兑付日前30个工作日将于每一保理合作基准日账龄满1.5年的国补应收账款转让予保理银行开展保理业务合作。此外，江苏电力公司、上海电力及国家电投集团分别出具流动性支持函，承诺对账龄满4.5年仍未回款的国补应收账款启动流动性支持。
图表1 基础设施项目要素
资料来源：《招募说明书（草案）》
按照《招募说明书（草案）》预测，滨海北h1项目预计于2036年6月不再享受中央财政补贴资金，滨海北h2项目预计于2038年6月不再享受中央财政补贴资金。国补到期后，电价只剩标杆电价收入。
新能源发电本身带有绿色能源属性，隐含一部分碳排放减免价值，相较于燃煤电价更存在一部分“绿电溢价”。未来当本基础设施项目不再享受中央财政补贴资金后，将会核发绿证准许参与绿证交易。因此，项目公司预计未来国补到期后将参与绿证市场交易相关工作，通过绿证交易填补补贴退坡缺口，增加基础设施项目的运营收入。目前的基础资产估值与基金收益测算中，均没有考虑国补到期后的绿证与绿电交易收入。
图表2 国补到期对基础设施项目收入的影响
资料来源：《招募说明书（草案）》
三、风电资产碳减排效益及碳资产开发潜力
我国拥有丰富的海上风电资源。相较于陆风，海风更加平稳，发电效率更高；海上风机一般也比陆上风机更大，单机装机容量高，利用率更高；此外，我国用电负荷多集中于东南沿海地区，也正是海上风电集中的区域，靠近用电负荷也可以有效减少输电过程中的电力损耗，提升经济效益。
根据本项目所在地江苏省电力行业协会数据统计，江苏省2016-2021年每年的发电量均小于全社会的用电量。通过建设海上风电项目，可以使得江苏省发电量与全社会用电量的缺口减小，减轻缺口电量需要省外输送的压力。
1、减排效应
本项目碳减排效益采用经国家主管部门备案的国家温室气体自愿减排项目方法学“cm-001-v02可再生能源并网发电方法学（第二版）”，并参照“电力系统排放因子计算工具”的要求进行计算。项目底层海上风电电站预计合计每年减排二氧化碳85万吨，减排二氧化硫197吨、氮氧化物220吨、烟尘39吨，替代标准煤37万吨，具有良好的减排效应。
图表3 标的资产碳减排效益
资料来源：根据中国电力企业联合会《中国电力行业年度发展报告2021》、《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》计算
2、碳资产开发潜力
风电项目除自身电费收入外，还存在潜在的碳资产开发和交易价值作为收入补充。截至目前，我国已经形成了绿证、绿电和ccer三种市场机制并行的格局。
（1）绿证交易
绿证作为非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证进行交易，主要作用包括：1）鼓励新能源发电企业通过进行绿证交易获取额外资金收益，尤其对于存量项目而言，可通过出售绿证的收益替代补贴资金，从而减少可再生能源补贴压力；2）在可再生能源消纳责任配额制度出台之后，与配额制相结合，作为政府和企业完成消纳配额的替代性手段之一。
财政部《关于
图表4 绿证交易要素
资料来源：中国绿色电力证书认购交易平台
截至2023年3月2日，绿证累计成交量1,537万个，其中，无补贴绿证506万个，绿电绿证1,023万个，补贴绿证7.90万个。无补贴绿证近2年成交均价约50元/个，补贴绿证成交均价为200-650元/个。随着2021年中无补贴绿证的推出，因其价格远低于补贴绿证且在绿色属性和抵消作用上与补贴绿证相同，因此更受市场青睐，目前市场交易以无补贴绿证为主。
（2）绿色电力交易
绿色电力（简称“绿电”）是指在生产电力的过程中，二氧化碳排放量为零或趋近于零所生产的电力，风电和光伏所发电力属于绿电。不同于绿证交易“证电分离”的模式，国内绿电交易实行“证电统一”模式，绿色环境权益随绿电交易由发电企业转至电力用户。
绿电交易主要由各省能源局牵头，我国于2021年9月7日开启全国绿电交易试点，可再生发电项目产生的绿电可直接在北京、广州电力交易中心交易，绿电价格中同时包含电能价格和环境溢价，交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时，与无补贴绿证价格基本相当。根据国家发改委数据，截至2022年9月末，我国绿电交易总成交电量累计已超过200亿千瓦时。
图表5 绿电交易要素
资料来源：《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》、《南方区域绿色电力交易规则（试行）》
（3）ccer开发与交易潜力
国家核证自愿减排量（chinese certified emission reduction，ccer）是依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家主管部门备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。控排企业可以在全国碳市场及8个地方试点碳市场使用ccer抵销5%-10%的碳配额用于履约。
2017年3月，因存在自愿减排交易量小、个别项目不规范等问题，国家发改委宣布暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请。2021年生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（征求意见稿），明确可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的实施单位可以申请生态环境主管部门组织对项目产生的温室气体减排量进行核证。
截至ccer机制暂停前，国家发改委共审定备案了超过861个ccer项目，年减排量约1.08亿吨co2当量。已签发项目254个，已签发量约7,000万吨，其中80%来源于清洁能源项目。截至2021年底，约6,000万吨的ccer已被用于试点碳市场和全国碳市场配额清缴履约抵消，不仅直接为重点排放单位降低了配额清缴履约经济负担，也为温室气体自愿减排项目业主直接带来经济激励约20亿元。从价格来看，随着全国碳市场的启动，ccer价格随之上涨，第一个履约期完成后，目前ccer市场存量极其有限，价格已超过60元/吨。
图表6 已备案项目行业分布
资料来源：国家自愿减排交易信息平台
2022年10月，生态环境部在例行新闻发布会上提出，将加快推动温室气体自愿减排交易市场建设的各项工作取得实效，力争尽早启动符合中国国情、体现中国特色的温室气体自愿减排交易市场。
值得关注的是，随着可再生能源项目平价时代的到来，大部分风电、光伏项目靠自身运营就能够保障商业化的投资收益率，额外性认证方面存在不确定性，因此ccer重启后是否会纳入可再生能源项目有待进一步观察。
目前风电项目环境价值变现的途径包括：1）出售绿证；2）直接出售绿电；3）开发并出售ccer。目前这三个市场在规则上各自独立，现有政策并未限制企业只能从中选取一种机制进行环境效益变现，容易产生重复计算的问题。碳-证-电市场之间的机制衔接将成为未来政策发展的重要发展方向。
四、海上风电行业市场概况
1、政策利好推动行业发展，市场迎来首单海上风电reits
“双碳”战略提出以来，国家层面支持政策推动我国海上风电行业蓬勃发展，风电reits也迎来发行契机。2020年9月，我国在第75届联合国大会上提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，并在12月进一步提出非化石能源消费比重等目标。此后，国家层面陆续出台了数条海上风电行业支持政策。
图表7 海上风电行业重点支持政策及风电reits支持政策
资料来源：国家发改委、国家能源局、工信部、中国政府网网站
2、海上风电市场快速发展，发展空间广阔
近年来，风电及其细分的海上风电在我国发电结构中的占比大幅提升。2021年我国风力发电在全社会发电总额中的占比已从2017年的4.73%上升至7.83%。截至2022年11月末，我国风电装机容量3.51亿千瓦，占全国装机规模比重自2017年的9.19%上升至13.94%；其中，海上风电装机容量0.28亿千瓦，占风电比重自2017年的1.71%上升至7.96%，占全国发电装机规模比重自0.16%上升至1.11%。
图表8 2017/2021我国发电量结构对比
数据来源：中国电力企业联合会
图表9 2017/2022-11我国装机容量结构对比
数据来源：中国电力企业联合会
我国海上风电规模迅速扩张，2021年末装机容量跃升世界第一。根据国家能源局数据，2022年9月末我国海上风电存量装机容量2,726万千瓦，2017-2021复合增长率高达94.54%，2021年末装机容量已跃居世界第一。2022年起新增海上风电项目补贴取消政策，2021年大批项目建设提速，新增装机容量大幅上升至1,690万千瓦。
图表10 我国海上风电新增和存量装机容量（万千瓦）
数据来源：国家能源局
沿海省份用电缺口较大，海上风电具有便于就地消纳、降低输电成本、减少输电耗损等优点。根据国家统计局和全国新能源消纳监测预警中心数据，2021年江苏、浙江、广东和山东等沿海省份用电缺口在1,000至1,600亿千瓦时之间；2021-2022年江苏、上海、浙江和福建等沿海省份风电利用率均达到100%。沿海省份发展海上风电一定程度上能够弥补省内用电缺口，发电就地消纳也有助于缩短输电距离、降低输电成本和减少线路损耗。区域分布方面，我国海上风电开发建设由江苏向其他沿海省份推进，2021年末江苏海上风电累计装机规模占比已从2017年的78%下降至46%，广东、福建和浙江分别提高至25%、10%和7%。
图表11 2017/2021年我国海上风电分省累计装机分布
数据来源：中国风电行业协会、中金公司研究部
发展前景方面，我国海上风电资源丰富，沿海省份“十四五”规划饱满。根据《招募说明书（草案）》5-25米水深、50米高度海上风电具备2亿千瓦的开发潜力，5-50米水深、70米高度具备5亿千瓦的开发潜力，近岸潮间带、深远海也具备丰富的风能资源，我国海上风电资源可开发潜力较大。沿海省份“十四五”整体规划海上风电新增并网规模超过55吉瓦，中金公司研究部测算现有规划已可支撑2022-2025年均新增装机规模11吉瓦。
图表12 国内“十四五”海上风电并网规划梳理
注：标*省份十四五海上风电规划并网容量不含2021年当年并网的海上风电容量
数据来源：各省发改委、中金公司研究部
海上风电虽然发展潜力巨大，但现阶段还面临一定挑战。海上风电的建设成本相较陆上风电更高；建设难度也更大，面临铺设复杂，涉及航道、环保、国防等问题；气候环境的制约也相对较多，例如盐雾腐蚀、海浪载荷、海冰冲撞、台风破坏等；此外，海上风电的维修费用也更高，维护时需要使用特殊设备和运输工具。
3、国补退坡开启，海上风电有望步入平价时代
风机大型化推动我国海上风电成本降低，平价时代有望来临。根据中国风电行业协会数据，近10年我国新增海上风电装机平均功率的复合增速高达7.57%，风机大型化可显著降低项目建设成本和度电成本。根据国际可再生能源署《2021年可再生能源成本报告》，2021年末我国海上风电平均单位造价已从2010年的4,638美元/千瓦下降至2,857美元/千瓦，降幅达38.40%；平准化度电成本（lcoe）已从2010年的0.178美元/千瓦时下降至0.079美元/千瓦时，降幅达55.62%。中金公司研究部测算得到我国沿海省份海上风电目前度电成本仍高于0.6元/千瓦时，预测将在2024-2025年降到燃煤标杆电价0.35-0.45元/千瓦时以下，我国海上风电将迎来平价时代。
图表13 我国海上风电新增装机平均功率和单位造价情况
数据来源：中国风电行业协会、国际可再生能源署、中金公司研究部
我国海上风电上网电价经历了核准电价、特许权招标、标杆电价和竞价上网四个阶段，2022年起新增海上风电项目不再纳入国补范畴。1）核准电价：2010年之前国内海上风电以示范项目形式开展，上网电价由发改委进行核准。2）特许权招标：2010年国家能源局启动第一轮海上风电特许权招标，确定单个项目上网电价。3）标杆电价：2014年是我国海上风电标杆电价制度元年，国家发改委发文确定我国潮间带风电和近海风电项目上网电价分别为0.75元和0.85元/千瓦时；2016年明确海上风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。4）竞价上网：2019年发改委将海上风电标杆上网电价改为指导价，近海风电指导价调整为0.8元/千瓦时，2020年下调为0.75元/千瓦时。
图表14 标杆电价阶段海上风电上网电价及其构成
资料来源：国家电投新能源reit说明书（草案）、国家发改委网站
2019年，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确2018年底前已核准的项目只有在2021年底前全部机组完成并网才能执行核准时的上网电价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2020年，财政部等三部委进一步明确2022年起新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。
图表15 我国海上风电电价及国补政策
资料来源：国家发改委、国家能源局、财政部网站
带补贴的海上风电项目或面临财政拨付账期较长的问题，未来有望改善。带补贴的海上风电厂收入对国补的依赖程度较高。中金公司研究部认为，2021年起国内没有新增含补贴可再生能源发电项目意味着每年所需的补贴资金总量见顶，同时国内电力需求增长有望带动补贴资金主要来源可再生能源发展基金征收额持续增长，国补账期问题有望改善。项目层面，国家电投新能源reit通过国补应收账款保理及原始权益人方流动性支持的方式应对账期问题。
五、新能源公募reits未来展望
新能源是提升国家能源安全的重要保障，也是我国拓展能源外交与国际合作的重要名片。我国风电产业链完整，已发展成为当前重要的可再生能源电源。
以风电、光伏电站为代表的新能源资产体量巨大，有望带动相关资产市场快速发展。
通过reits发行，企业可有效盘活存量新能源资产，在资本市场的助力下扩大有效投资，从而促进新能源行业投融资良性循环，为我国实现能源转型、保障能源安全、达成“碳达峰、碳中和”目标起到显著的示范效应。
公募reits与新能源资产强强联合，为新能源行业的权益融资提供了全新凯发官网首页的解决方案，是提高行业投融资的灵活性和便利性、助推我国能源系统转型的重要资本运作手段。
参考资料
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王嵩 联系人 sac 执证编号：s0080117120052，sfc ce ref：ble051
张钰琪 分析员 sac 执证编号：s0080520040001
4、中金公司研究部《物换星移，“碳”转型之路——中国基础设施reits之电力篇》，2021.04.08
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9、北京绿色交易所和美国环保协会（edf）联合举办的“‘双碳’目标下的国家自愿减排市场展望”圆桌论坛（2022年5月26日）
http://finance.sina.com.cn/esg/2022-06-09/doc-imizirau7348718.shtml
10、生态环境部召开10月例行新闻发布会（2022年10月27日）
https://www.mee.gov.cn/ywdt/zbft/202210/t20221027_998163.shtml
11、中国自愿减排交易信息平台
http://cdm.ccchina.org.cn
12、中国绿色电力证书认购交易平台
http://www.greenenergy.org.cn/
13、2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子
https://www.mee.gov.cn/ywgz/ydqhbh/wsqtkz/202012/t20201229_815386.shtml
14、证券日报. 重启ccer交易迫切性提升 常规可再生能源发电项目难“坐享其成”
https://mp.weixin.qq.com/s/_ccsogwtnrxx-lkwkkvdxa
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