近年来，环保、新能源等产业成为投资热点，其中风力发电表现突出，风电资产也成为了公募REITs的重点资产之一。中国新能源板块快速发展，对能源结构调整的贡献越来越大，本文就将从行业现状、产业运营模式、现金流驱动因素等方面对风电类基础设施资产的特性进行讨论。

行业速览

从风能资源蕴量上来看，我国风能资源丰富，可开发利用的风能储量约10亿千瓦，其中，陆地上风能储量约2.53亿千瓦（以陆地上离地10m高度资料计算），海上可开发和利用的风能储量约7.5亿千瓦。我国风能资源分布情况如下图所示：

从装机容量来看，截至2020年底，风电累计装机容量达2.81亿千瓦，约占全国发电装机容量的12.8%，成为继火电、水电之后的第三大电源。近年来，我国风力发电量持续增长。随着风电装机容量不断扩大，我国风力发电规模的增速已高于传统电力发电规模的增速。

图2. 2013-2020年各类电力装机容量占整体电力市场比例情况

数据来源：国家统计局

图3. 2013-2020年全国风电累计并网装机容量及增长情况（单位：万千瓦）

数据来源：国家统计局

2019年5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》。在两个文件的要求下，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，而海上风电国家补贴的也将是最后一年。为了赶上“末班车”，2020年国内风电进入“抢装潮”。这也造就了2020年风电装机规模的大规模上升。

风电产业链

风电行业产业链大致上分为上游风机制造、电力生产、电力供应与下游电用户四个环节。

图4.风电产业链

来源：JLL分析

在风机制造环节，现行风电机组主要由叶片、机舱罩、主轴、铸件、变流器、电机、齿轮、风塔等构成。风电机组零部件及整机行业维持集中化现象，头部效应明显，金风科技、远景能源和明阳智能共占据市场份额的50%以上，呈现出“三超多强”的竞争局面，风机制造企业市场份额集中趋势明显。

在电力生产环节，综合型央企电力集团生产供应资源优势和技术优势占据领先地位，约占中国累计风电装机容量和新增装机容量市场份额的65%，类别型央企电力企业市场份额约在15%左右。

图5. 中国风电运营商四大类别

来源：JLL分析

在电力供应环节，国家电网公司覆盖中国26个省（自治区、直辖市），南方电网公司覆盖南方五省（广东、广西、云南、贵州、海南），蒙西电网承担着自治区8个市盟（呼和浩特、包头、鄂尔多斯、阿拉善、乌兰察布、巴彦淖尔、乌海、锡林郭勒）供电任务。

在产业链末端，按电力消费市场终端客户划分，可分为工业供电市场和居民供电市场两大类：包括化工、煤矿、制药和有色金属冶炼等工业生产过程需要大量使用电能，为供电行业提供了稳定的电力需求；受服务业及居民消费升级刺激，居民电力消费量也呈现较大幅度的增长。

现金流驱动因素 – 收入

风电作为能源类基础设施，收入来源较为单一，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。

2019年5月21日，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），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，同时明确了陆上风电项目的补贴期限。

图6. 风电项目补贴期限说明

来源：《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）

由此可见，风电场核准日期与并网日期直接决定了风电场未来现金流收入的组成。

未来现金流收入影响因素

政府补贴与上网电价

2020年9月29日，财政部同有关部门联合印发《<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），首次以文件的形式，明确风电项目补贴的“全生命周期合理利用小时数”和补贴年限。在风电项目的补贴小时数、补贴年限和补贴标准等方面都做出了明确的规定。

图7. 风电限定补贴政策

来源：JLL分析

基于新政策，风电场并网日期、实际装机容量和发电小时数决定了风电场项目现时补贴消耗量及补贴结束日期，限定了风电场未来实际可获取补贴额度，进一步影响了未来现金流收入。

并网日期除了影响风电场受补贴情况，也决定了风电场的上网电价标准。上网电价由政府部门制定，其历史沿革如下图所示：

图8. 中国风电上网电价三个主要阶段

来源：JLL分析

图9. 国内风电上网电价变化（单位：元/kwh）

数据来源：国家统计局

风电场所施行上网电价取决于风电场并网时间，且不会随后续年份定价政策的变化而变化。如，某Ⅰ类风电场于2018年并网，则在其运营周期内，上网电价稳定为0.4元/kwh不变。可见，上网电价对未来现金流收入的影响是稳定的。

未来现金流收入影响因素

上网电量

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场自身维持生产所需的设备运行等的耗电量，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。而发电量的增速则受风能资源、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。

风电场地理位置极大程度决定了发电量，即发电小时数。按风能资源状况和工程建设条件，我国现划有四类风能资源区，通过对年平均有效风能密度的大小及3～20m/s风速的年累积小时数的多少进行划分，分类情况如下：

图10. 国内四类风能资源区

来源：国家发展改革委7月24日发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）

风电场微观选址是在宏观选址选定的区域范围内确定机组的具体分布位置，以使整个风电场具有更好经济效益的过程。如果微观选址不合理，前置风机所导致的乱流可能对后置风机造成相对较大的尾流折减效应，使得机组性能优势无法充分体现，甚至损坏设备。另外，在单机容量相同的情况下，不同厂家、不同型号、维护状况不同的机组在同一风能资源风电场的发电量有明显区别，对售电收入亦存在一定影响。

消纳问题也在一定程度上影响了风电项目的现金流收入状况。从时间维度上看，春节等节假日用电低谷是风电消纳困难时期，加之供暖季系统调峰能力受限，每年一季度风电消纳面临较大压力，弃风率短期有一定上升。从地域维度上看，华北地区风电消纳情况有所好转；东北地区风电消纳利用持续保持较好水平；西北地区由于近期风电新增装机较多导致弃风率波动上升；

中东部和南方地区平时基本无风电消纳问题，遇到丰水期则会显现出新能源消纳矛盾。

图11. 2020年第一季度至2021年第二季度各地区弃风率情况

注：中东部及南方地区在20Q1、20Q4及21Q1 基本无弃风。

数据来源：全国新能源消纳监测预警中心

解决消纳问题对未来现金流收入大有裨益，目前促进风能消纳的新机制主要有：鼓励储能以独立身份参与市场交易、参与调峰辅助服务、开展虚拟电厂调峰及特高压外送汇集工程等。在政策层面，国家发改委、国家能源局等单位相继出台多项政策和措施来保障清洁能源消纳、降低弃风率。

2020年7月15日世界首个以输送清洁能源为主的特高压输电大通道——±800千伏青豫特高压直流工程投入运行，青海的“绿电”直送华中负荷中心，让千万河南家庭用上了青海“绿电”；打通了青海与东部省份之间的清洁能源输送“大动脉”，实现了“西电东送”，也降低了青海乃至西北地区的弃风率，提升了消纳能力。

截止2021年8月1日，国家发改委、国家能源局等政府部门出台了一系列风电行业的产业支持政策，其中包含了很多新能源发电促进消纳政策 。比如国家能源局发布的《2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》、《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》中提出强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制以及建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制；国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》中也强调了增强清洁能源消纳能力的问题。国家发展改革委和国家能源局联合发布的《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》（发改办运行〔2021〕445号），445号文要求各地和有关企业做好新能源配套送出工程投资建设，采取切实行动，尽快解决并网消纳矛盾，满足快速增长的并网消纳需求。总的来看，新型储能促进新能源消纳的配套政策机制逐步健全、有关部门对绿证及配额制政策探索加深，相信未来风电消纳问题将逐渐得到解决。

未来现金流入影响因素

税收优惠政策

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。

未来现金流收入分析案例

国投电力

国投电力作为国家开发投资的综合电力上市公司，项目分布广泛，其下属国投酒泉一、新疆哈密、国投云南、国投青海四家分公司历年主要经营数据，如下图所示：

图12. 国投电力2015年-2020年重点公司风电上网电量（单位：亿千瓦时）

图13. 及平均上网电价（单位：元/千瓦时）

来源：国投电力历年主要经营数据公告，JLL分析

图14. 国投电力2015年-2020年重点公司风电收入（单位：万元）

来源：国投电力历年主要经营数据公告，JLL分析

不难发现，虽然各项目平均上网电价受所在地政策及市场竞价影响有小幅波动，其收入波动曲线基本贴合上网电量变化曲线。可见，未来现金流收入的可靠性极大程度上取决于未来上网电量，即实际发电小时数预测的合理性。

综上，在对风电项目公司进行分析时，在充分了解当地上网电价与补贴政策的基础上，我们应当对其风电机组的机组选型、电网维护状况及其所处区域的风能资源、社会用电量、微观选址进行深入调研，以增强对其未来实际发电小时数预测的合理性，进一步提升未来现金流收入预测的可靠性。

现金流驱动因素 – 成本

陆上风电项目建设成本可主要分为系统成本（初始投资、管理费用、运行和维护成本等）及非系统成本（税费、土地费用等）。其中，风力发电机组相关的成本所占比例最大，包括风机采购成本、塔筒、风机运输及安装。这些成本一般占陆上风电项目总成本的60%～80%。其他成本包括电气设备安装、电网接入以及开发费用等。开发费用一般包括环评影响评价、其他规划要求费用、项目管理费用以及土地费用等。

图15. 风电场成本构成

来源：JLL分析

在风电场的运营成本方面，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。基于目前风电行业政策，非系统成本下降难度较大，是制约风电成本进一步降低的桎梏。因此，在风电项目开发、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。

图16. 1983~2020年全球陆上风电加权平均LCOE变化趋势图

来源：国际可再生能源署

从图16可以看出，具备规模效应后，风电随着技术的不断进步、产业链日趋完善，建设和发电成本逐渐下降。自2010年以来，全球平均陆上风电成本降幅达31%；就年度下降幅度而言，陆上风电度电成本表现也很抢眼，下降了约13%，度电成本降至0.039美元/千瓦时。

图17. 1984-2020年12个国家陆上风电加权平均总安装成本趋势图

就中国而言，陆上大型化风机产业化加速推进，带来风机和发电成本阶梯式下降。自2010年以来，风电产业发电量效率已提升35%-40%，风电场的开发造价已下降35%，风机的单位造价已经下降了35%，风机的单位运营成本已经下降到35元/千瓦，陆上风电度电成本已经下降了40%左右。

图18. 3S与4S级别机组月度公开投标均价(元/KW)

来源：中国能源网

风电整机是当前推动度电成本下降的核心环节。在过往的定位中，风电整机企业较多仅服务于整机的设计、生产、交付到部分的运维业务，且更多仅专注于新风机产品的研发和生产。随着行业向高质量发展，整机企业将越来越多参与风电项目全流程的定制化开发、建设到运维服务过程，共同推动项目降低度电成本。

当前度电成本下降主要依赖于平价上网政策倒逼产生的供应端价格下降，依托外部市场把控成本必将有一定的下限，若想继续探索风电运营成本的下降空间，项目公司管理层则需要加强对运营成本的整体把控。

目前多数风电项目公司已开展加强计划检修、弱风季预防性检修工作，以规避突发性维修所产生的大量维修成本并有效保障收入，这极大程度上考验了运营公司的技术水平和管理能力。此外，开展风电设备对标管理，将可利用率与综合厂用电率指标化；做好备品备件、易耗品管理，降低运行材料成本等管理工作（如，风电场集中布局，缩减配品配件调配时长，降低运输成本对收入的冲减），都可以使风电场系统成本得以进一步下降。

现金流驱动因素

其他

除收入与成本外，在分析风电基础设施资产时，我们还应该注意未来可能产生的加装及升级支出、补贴实际汇款账期对现金流产生的影响。未来可能产生的加装及升级支出的规划是否合理则主要取决于项目公司管理层创收与成本把控能力。

而在补贴实际汇款账期方面，当前可再生能源补贴存在拖欠问题。财政部、国家发展改革委、国家能源局自2012年陆续发文公布的第一批至第七批可再生能源电价附加补助目录，中央财政累计安排资金超过4,500亿元。这7批可再生能源目录中，风电项目累计获得补贴1,282.95亿元。其中，前四批项目申报并未出现大幅滞后，从第五批开始出现滞后。而从第六批可再生能源电价附加资金补助目录开始，可再生能源发电项目从并网到确定进入目录最快也要滞后一年半，可再生能源企业实际上拿到补贴需要两年甚至更长的时间。2019年华能新能源、大唐新能源和金风科技等多家风电企业因补贴拖欠而导致应收账款超过当期营收，现金流承压。

海外可再生能源公募REITs案例分析

从上面的分析可以看出，随着平价上网的实行，风电项目完成建设后的运营收入在靠天吃饭的条件下相对确定。而日常运营成本中的一半是政策性的土地费用和税金，调整空间不大。提高风电RIETs项目经营收益的努力，将在更多的维度上展开。这点上，一些海外可再生能源RIETs项目的运营经验非常值得我们借鉴。

Brookfield Renewable Partners (NYSE: BEP) 在纽交所上市，是世界最大的已上市可再生能源运营商之一。它管理了分布于北美、南美、欧洲和亚太的6000多处发电项目，总装机容量约200,000 MW，包含水电、风电、光伏等多种可再生能源。

在其官网中明确，它的投资目标是，在稳定健康的现金流增长和新增项目中，给投资人带来约12%–15%的长期总投资收益，其中包含5–9% 的年分红收益。从公开信息的统计可以得到，如下图，BEP从1999年以来的长期平均总回报约16%，超出了其官网的目标，跑赢基本所有的MLP的指数，并大幅超过S&P utility指数和S&P 500指数。

优异而稳定的回报带来投资者高涨的购买热情。最近15年的募集金额增长呈现稳定平滑的上升曲线，年均增长率超过20%。

BEP REITs回报保持高增长主要基于下面几方面因素：

一、底层资产投资多元化

在赛道上，选择更高效的光伏风能。在投资组合中，不断拓展新型能源的类型，并且增加投资于发展中国家的比例。在能源赛道和发展地区方面都做到更好的多元化。未来的5年也将加大投资，达到8-10亿美元每年的新增投资，来保证整个资产包的扩张。

二、最大化在运营项目的现金流

·资产池项目的平均剩余经营权年限为15年

·充分多样化的资产池，确保单一市场在整体资产中的占比不超过10%

·75%的外汇金额做了对冲操作

·适时的对外收并购，保持资产池的流动性和持续盈利

从下图可更直观的看到BEP在各方面挖掘收益的努力和潜力。

三、合理配置融资工具降低融资成本

充分利用可持续发展的各种绿债，多样化融资来源，充分降低融资利率。其中期票据的平均利率为3.9%。

债务综合到期时间为13年，且2025年前到期的绝大部分为无追索权的负债（non-resource financing），短期偿债压力不大，财务状况健康。

以上信息来源：BEP年报，JLL分析

结语

图19. 风电基础设施现金流驱动因素思维导图

来源：JLL分析

综上，在分析以风电类基础设施作为底层资产的 REITs 产品时，我们需要穿透至项目公司的运营层面进行分析，对于国家现行风电补贴及定价政策、资产所处运营周期阶段、所在区域风能资源情况、所在区域社会用电量水平、项目公司管理层创收与成本把控能力等方面进行深入的调研，以推导上层REITs 产品每年可供分配金额的体量与稳定性。

免责声明：市场有风险，选择需谨慎！此文仅供参考，不作买卖依据。

关键词： 读懂 REITs 风电