2024年能源基础设施REITs深度报告：保驾护航双碳目标，业绩稳健收益明显

一、能源 REITs 发展的市场背景：双碳政策推动中国能源转型

1.1 双碳战略推动能源结构转型，可再生能源占比过半

双碳战略稳步推进，能源基础设施 REITs 保驾护航。截至 2023 年末，全国发电装机容量中风电占比 15.1%、太阳能发电占比 20.9%，水电占比 14.4%，能源结构正从化石能源向可再生能源转型。能源设施作为重要基础设施类型，在 2021 年国家发改委 REITs 试点通知（958 号文）中就已纳入 REITs 试点范围，目前 3 只能源 REITs 已上市，2 只能源 REITs 在反 馈与认购中，已上市及挂网的能源 REITs 涵盖天然气发电、光伏、海上风电、陆上风电及水电等多业态，契合 国家双碳战略发展方向。

能源结构向二次能源转型，清洁能源占比提升。我国发电形式主要有火电、水电、风电、光伏、核电等， 其中火电以煤电为主，还包含气电和生物质能发电。当下我国电力供应格局为以火电为主，清洁能源尤其是风 光发电占比正稳步提升。以 2023 年为例，全国发电量 8.9 万亿千瓦时，其中火电占比 69.9%，水电/风电/光伏/ 核电占比分别为 12.8%/9.1%/3.3%/4.9%，清洁能源发电量合计占比 30.1%，较 2016 年提升 4.5%，其中风光新 能源发电量占比 12.4%，较 2016 年提升 8.2%。从装机容量来看，截至 2023 年末，全国发电装机容量 29.2 亿 千瓦，其中清洁能源占比 52.4%，风光新能源合计装机容量为 10.5 亿千瓦，占比 36.0%，在“双碳”政策背景 下，我国电力系统正逐步向低碳转型。

新能源发电利用小时数较低。风光新能源发电具有随机性、波动性、间歇性等特点，易受天气影响，故而 新能源发电稳定性较差，年利用小时数较低，2023 年全国风电/光伏年利用小时数分别为 2225/1286 小时。水力 发电具备季节性特点，在汛期利用小时数高，在枯水期较低，一般每年 6、7、8 月份水力发电量较高。核电不 受季节、天气、环境等影响，年利用小时数维持在 7000 小时以上，远高于其他发电形式。整体来说，年利用小 时数方面，核电>火电>水电>风电>光伏。

我国水力发电占比 12.8%，水电资源主要集中在西南地区。水力发电的原理主要是利用水位落差，水流的 重力势能转化为动能，进而通过发电机转化为电能，故而水力发电能力主要取决于河流的径流量与水位落差。 我国是全球水力发电最多的国家，截至 2023 年末，全国水电装机容量达 4.2 亿千瓦，占比为 14.4%，2023 年 我国水力发电量为 1.1 万亿千瓦时，占比 12.8%。水电分布方面，我国水电主要分布在西南地区，主要原因是 西南地区水资源丰富和水位落差大，云贵川水电装机容量全国占比约 48%，其中四川、云南水电装机容量均超 过 5000 万千瓦。从公司层面，我国水力发电形成了以五大发电集团和三峡集团、国投电力为主的格局，其中 三峡集团水电装机容量达 8818 万千瓦（包含 991 万千瓦海外装机），领先于其他企业，三峡集团水电装机主 要集中在长江电力运营的五大水电站（三峡、白鹤滩、溪洛渡、乌东德、向家坝），全国装机 容量前五的水电站均属于长江电力。

风电、集中式光伏分布在西北等风光资源丰富地区。风力发电的原理是利用风力带动风车叶片旋转，再透 过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电，光伏发电是利用半导体界面的光伏效应将光能直接转换为电 能的技术。风光新能源发电易受天气影响，风力发电主要受风速影响，光伏主要受光照时长、光照强度影响。 从风光资源分布地区看，我国西北、华北地区的风光资源丰富；从装机分布来看，风电对选址要求相对更高， 我国风电装机分布在风力资源丰富的西北、华北地区，其中内蒙古、新疆装机容量分别为 6961、3258 万千 瓦，全国占比约 23%，海风主要分布于广东、福建、浙江等区域；光伏装机容量对选址要求相对较低，主要分 布在用电需求较高的华北、华东地区，其中华北、华东等地区分布式光伏装机容量占比较高，西北等太阳能资 源丰富的地区光伏装机以集中式为主。

新能源新增装机容量占比持续提升，“十四五”期间光伏装机高速发展。 我国能源系统目前处在低碳转 型阶段，受益于政策支持，建设成本下降，新能源发电装机容量占比持续提升。截至 2023 年末，风光新能源 合计装机容量为 10.5 亿千瓦，占比 36.0%。新增装机方面，近年来新能源新增装机容量占比稳步提升，2023 年我国新增装机容量 3.69 亿千瓦，其中新能源占比 79%，较 2012 年提升 62 个百分点，光伏新增装机在“十 四五”期间表现亮眼，截至 2023 年末，“十四五”期间我国光伏新增装机容量 3.58 亿千瓦，占总新增装机容 量的 48%，其中 2023 年全国光伏新增装机容量达到 2.16 亿千瓦，占比达 59%，较 2012 年高出 58 个百分点。

生物质能发电与天然气发电均属于火电，占比相对较少。截至 2022 年底，我国生物质能/气电装机容量为 4132/11355 万千瓦，占全国火电装机容量分别为 3.1%/8.5%。生物质能包含垃圾焚烧发电、农林生物质发电和 沼气发电三种，其中垃圾焚烧发电占比最高，达到 58%，其次为农林生物质发电占比 39%，沼气发电占比仅3%，近年来我国生物质能装机快速增长，2016-2022 年生物质能累计装机容量年复合增速为 22%。燃气发电是 使用天然气或者其他可燃气体来发电的过程，2016-2022 年我国燃气发电年复合增长率约为 8%。目前已有燃气 发电和生物质能发电相关 REITs 上市，1、生物质能：中航首钢生物质 REIT 项目公司 2022 年垃圾焚烧发电收 入 1.93 亿元，收入占比 45%。2、燃气发电：鹏华深圳能源 REIT 项目公司以天然气发电为主营业务，2022 年 7 月 11 日（基金合同生效日）至 2022 年 12 月 31 日，项目公司上网电量 22.1 亿千瓦时，实现发电收入 10.68 亿元。

1.2 电力能源投资重资产行业，REITs 打开融资通道

新能源发电成本下降趋势明显。过去十几年随着风光发电技术不断完善、产业链日趋成熟、产能稳步提 升，从而新能源发电成本持续下降，国际可再生能源机构《2022 年可再生能源电力成本》显示，2022 年全球 风电、光伏风新能源建设成本、度电成本较 2010 年明显下降，从建设端来看，2022 年陆上风电/海上风电/光 伏建设成本为 1.27/3.46/0.88 美元/瓦，较 2010 年分别降低 42%/34%/83%，同期水电/生物质能变动 45%/- 26%。从度电成本来看，2022 年全球陆上风电/海上风电/光伏度电成本分别为 0.033/0.081/0.049 美分/千瓦时， 较 2010 年下降 69%/59%/89%。从我国情况来看，我国陆上风电、海上风电、光伏发电建设成本与度电成本均 低于全球平均水平。

风光新能源发电装机有望提前实现 2030 年目标。在规划层面，根据我国《“十四五”现代能源体系规 划》目标，2025 年末全国发电装机容量要达到 30 亿千瓦，则“十四五”期间目标新增装机 7.99 亿千瓦，截至 2023 年末，已经完成 70%；水电方面，目标 2025 年末装机规模达到 4.42 亿千瓦，“十四五”新增约 7184 万 千瓦，2023 年末已完成 72%；核电目标 2025 年装机规模 7000 万千瓦，2023 年末完成 35%。风光新能源方 面，根据发改委《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，2030 年我国风光新能源装机规模要达到 12 亿千瓦，则 2020-2030 年需新增装机 6.65 亿千瓦，截至 2023 年末，“十四五”期间风光发电装机已经完成 5.16 亿千瓦，完成进度为 78%，按目前每年新增装机容量，预计 2024 年有望提前实现 12 亿千瓦风光装机目 标。

我国电力运营形成了“五大六小”电力公司+地方能源企业的发电格局。五大电力集团（华能、华电、国能、 国电、大唐）2022 年末累计装机容量为 10.9 亿千瓦，全国占比为 43%，“六小”电力企业（三峡、中核、中广 核、华润、国投电力、中节能）累计装机容量 3.6 亿千瓦，全国占比 14%，“五大六小”电力公司均为央企或央 企成员，此外中国电建、中国能建等建电力工程央企也均有能源运营业务。地方能源企业以地方国企为主，此 外部分发电行业上游企业也涉及部分发电业务，例如金风科技、信义能源。

电力运营商资产负债率相对较高，“十四五”期间大规模新能源装机规划加大资金需求。随着新能源蓬勃发 展，电力企业对新能源发电投资规划持续扩张，“五大六小”电力公司“十四五”期间新能源装机规划约 5.5 亿 千瓦，对应投资规模预计超过 3 万亿元，电力运营作为重资产行业，发电设备固定资产投资金额较大，主要能 源运营商资产负债率高企，“五大六小”电力企业资产负债率整体在 65%-70%的水平，能源项目资本金比例在 20%-30%之间，其余资金依赖银行中长期贷款和其他债务融资方式，包括发行各类债券、碳减排支持工具、融 资租赁及保理等，新能源项目的债务融资端支持力度大，债务融资主要受资产负债率制约。相较而言，能源运 营商较缺乏权益资金，当前权益资金的主要渠道为经营积累、IPO、增发、项目补贴或永续/类永续产品，相对有 限。同时随着新能源发电补贴政策强度降低及国家补贴的有序退出，企业权益资金来源进一步缩小，而 REITs 能够为能源运营商提供新的权益融资渠道，为能源行业发展提供新的金融支持。

1.3 新能源电价迈入市场化，分派率契合 REITs 发行需求

我国电价体系历经多轮改革，由计划逐步走向市场，契合“新型电力系统”构建。我国电力系统从 1985 年起历经多轮改革，实现管网分开，从垄断经营逐步走向市场定价。上一轮电改以“管住中间，放开两端”为 核心思路，逐步放开上网电价和售电电价监管，让发电端和用户端充分市场化，输配电价由政府制定，形成了 电能量市场。目前用户侧电价由上网电价、输配电价和其他（政府基金及附加、线损折价等）构成。随着“新 型电力系统”构建，风电、光伏等新能源并网增多，需要从“源网荷储”四环节建设灵活性资源，新一轮电改 将围绕新需求、新目标继续推进，建设容量市场、辅助服务市场，推进电力现货交易等。

煤电明年起实现两部制电价，推动新能源长期发展。当前我国煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转 型，为适应煤电功能加快转型需要，2023 年 11 月 8 日发改委和国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机 制的通知》，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价（电量电价+容量电价），其中电量电价通过市场化方式形 成，容量电价按照回收一定固定成本确定。其中煤电机组固定成本全国统一，为每年每千瓦 330 元，2024～2025 年通过容量电价回收的固定成本比例多数地方为 30%左右（即 100 元/千瓦），部分煤电功能转型较快的地方回 收比例为 50%（165 元/千瓦），2026 年起将各地通过容量电价回收固定成本不低于 50%。短期看，煤电总体价 格水平基本稳定，电量电价小幅下降将带动新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，新能源发 电市场化部分电量电价或将承压。但长期看，建立煤电容量电价机制，有利于优化电力资源配置，推动煤电灵 活性改造加速，提高新能源消纳能力，支撑建设更大规模的新能源装机容量。

新能源售电收入由电价和可再生能源补贴构成，绿电交易与 CCER 有望增厚收益。我国光伏、风电上网电 价均经历了政府定价——分区域标杆电价——平价上网三个阶段。以光伏为例，2011 年之前项目主要依靠政府 确定上网电价，发改价格[2011]1594 号文开始确定光伏发电标杆价格，2012 年起全国范围内执行每千瓦时 1 元 的标杆价格。2013 年起，发改委开始按各类资源区制定标杆上网价格，并逐年退坡，2021 年起光伏发电全部实 现平价上网。目前市场上新能源项目可以划分为含补贴项目和不含补贴项目，含补贴项目的上网电价由燃煤基 准价和可再生能源补贴构成，分别由电网企业和可再生能源基金支付。对于平价上网项目和部分符合 CCER 要 求的项目，绿电交易与 CCER 交易有望增厚其项目收益。

水电上网电价呈现为三种模式：经营期电价、省内执行的标杆电价、跨省跨区送电的协商电价。2004 年以 前我国水电上网电价执行还本付息电价或经营性电价，按照一厂一价核定使得投资方在经营期收回投资成本并 获得合理收益，2004 年起引入标杆电价制度，经历多次改革后省内水电上网执行标杆电价，跨省交易执行售电、 购电方协商的协商电价，以白鹤滩水电站为例，其 2023 年度直送江苏的落地电价（上网电价+输配电价）为每 千瓦时 0.4388 元，由水电站与电网公司按年度协商而来。 天然气发电项目也以核准电价或标杆电价为主，保持合理收益。2015 年以前并网的天然气发电项目以“一 厂一价”的核准电价为主，保证项目合理收益。2015 年以后的项目执行区域内的标杆电价，并建立气电联动机 制应对成本波动，即上网电价随天然气价格挂钩，但最高上网电价不得高于燃煤标杆电价每千瓦时 0.35 元。

发电收入确定性高，分派率满足 REITs 发行要求，可再生能源补贴采用保理方式保障现金流。风光项目和 水电项目主要依靠资源禀赋，和其他业态 REIT 相比收入确定性高，收入受当年来风、光照和来水情况影响，存 在一定波动但可预测性和确定性依旧较高，以中航京能光伏 REIT 榆林项目为例，2021 年预测发电量为 4.70 亿 度，实际发电量 4.76 亿度。主要发电运营商对新能源项目收益率要求在 6%以上，项目收益能够满足 REITs 发 行的净现金流分派率要求。关于可再生能源补贴账期较长的问题，目前发行的京能光伏 REIT、中信建投国家电 投新能源 REIT 等项目均采用保理的方式保障当期现金流。

1.4 灵活性资源稀缺，储能电站成新资产类型

电力系统灵活性资源稀缺，储能成为新资产类型。随着我国新能源装机容量不断提高，且新能源发电存在 波动性、间歇性、随机性，导致新能源出力保证率较低，需要灵活性资源对电网进行电力平衡、调峰平衡、辅 助服务等支撑作用。灵活性资源包含火电灵活性改造以及储能，储能则包括抽水蓄能、压缩空气储能、电化学 储能等，目前我国储能以抽水蓄能为主，抽水蓄能装机容量占国内储能约 80%。《“十四五”可再生能源发展 规划》提出，开展水电、风电、太阳能、抽水蓄能电站基础设施不动产投资信托基金等试点，进一步加大绿色 债券、绿色信贷对符合条件新能源项目的支持力度。

我国抽水蓄能处在高速发展阶段，2030 年装机容量有望突破 1.2 亿千瓦。抽水蓄能是当前技术最成熟、经 济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等 配合效果较好。截至 2022 年末，我国抽水蓄能装机容量达 4579 万千瓦，位列全球第一，核准在建装机容量为 1.21 亿千瓦。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，我国目标在 2025 年建成抽水蓄能装机容量 6200 万千瓦，2030 年建成 1.2 亿千瓦。从分布来看，我国目前建成抽水蓄能主要分布在华东、华北、南方等 地区，华中、华东、华北地区核准在建规模最多。从公司层面看，目前我国在运营的抽水蓄能电站主要集中在 两网，其中国家电网市场份额占比 61%，南方电网为 22%。

盈利模式渐趋清晰。2022 年山东、山西、甘肃等多地分别采取电力现货交易、调频调峰补偿、容量市场等 方式为调频调峰定价；2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现 货市场监管办法（征求意见稿）》，将现货交易从试点省份推向全国，利用现货市场理顺成本向用户侧传导的机 制，实现“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”，将储能、火电调峰等纳入现货市场和辅助服务市场。我们认为 储能与灵活机组盈利模式渐趋清晰：1）现货套利：电力现货交易后峰谷价差拉大，日内波动可达 1 元/kwh 以 上，储能电站可实现日内套利；2）辅助服务：为电网提供调频服务，按（次*装机容量）付费（山西等地）；3） 容量租赁：将储能容量租赁给风光运营方，获取租赁收益；4）容量电价：对储能经济性予以“兜底”。

两部制抽水蓄能电价分为容量电价与电量电价，分派率满足 REITs 发行需求。2021 年发改委 633 号文件 《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出要坚持以两部制电价政策为主体，以竞 争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。从作用来看，电量电价是体现抽水蓄能电站提供调峰 服务的价值，回收抽水、发电的运行成本。容量电价则是体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启 动等辅助服务的价值，回收固定成本。在定价方式方面，在电力现货市场尚未运行的地方，电量电价由上网电 价和抽水电价决定，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，上网 电价按燃煤发电基准价执行；在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格 及规则结算。容量电价按照 6.5%的资本金内部收益率、40 年经营期的参数设置，即在建设抽水蓄能电站时， 初始自有资金投入后保障未来 40 年实现 6.5%的内部收益率。

二、他山之石：海外能源基础设施多以类 REITs 融资，重点关注扩募 能力

2.1 制度概览：海外能源基础设施类 REITs 工具种类多样

海外 REITs 多投资传统租赁物业，能源基础设施以 REITs 形式上市存在合规性问题。我们选取了欧美、亚 太、拉美和大洋洲的代表性海外市场，其以 REITs 形式直接为能源基础设施融资的市场较少，仅有菲律宾、墨 西哥两处新兴市场。这主要是由于成熟市场 REITs 持有的不动产资产（英文表述为“Real Estate”或“Real Property”） 主要指传统租赁物业（办公楼、商场、仓库等），对其收入来源的也限定在不动产租金收入、按揭抵押贷款等传 统租赁物业的收入范围，并不适用于以售电收入、通行费收入等构成主要收入来源的各种基础设施（英文表述 为“Infrastructure”）。以美国为例，2016 年 8 月美国国税局发布 Final Regulation(T.D. 9784)，对 REITs 持有的 “Real Property”范围作出界定，指出大型公用事业类可再生能源发电资产不在此列。因此，能源基础设施发行 REITs 有较大的合规障碍。

纵观海外经验，能源行业类 REITs 融资工具发展方向主要可用分为美国之路、日英新澳等其他成熟市场之 路和以墨西哥、菲律宾为代表的新兴市场之路。鉴于海外市场 REITs 投向资产种类多有限制，能源基础设施多 以类 REITs 工具融资。我们梳理了海外能源基础设施类 REITs 融资工具，发现其有共性特点，即以信托基金、 合伙企业等形式组织的权益型融资工具，并向投资人分配基础设施项目运营产生的现金流，与 REITs 组织架构 较为类似。然而在具体形式上，这些工具的发展路径又可分为以美国为代表的金融创新之路，以日英新澳等其 他成熟市场为代表的类 REITs 基础设施信托/基金之路和以墨菲为代表的新兴市场之路。其中，美国市场注重金 融创新，诞生了 YieldCo、MLP 等融资工具，为其他市场带来启发，但也出现了 YielCo 泡沫破裂等问题；日英 新澳等市场在已发展成熟的 REITs 市场之外另行架设了适用基础设施融资的基础设施信托/基金工具，其架构与 REITs 较为类似，但限制往往更为宽松；墨菲等新兴市场 REITs 出现时间较晚，制度设计尚有灵活性，故将能源基础设施纳入了 REITs 框架下，节约了监管成本。

2.1.1 美国之路：以 MLP 和 YieldCo 为代表的金融创新实践

REITs 融资受限，传统能源行业以 MLP（Master Limited Partnership）融资。在能源基础设施发行 REITs 融资受限的情形下，MLP 于 1986 年应运而生。作为以合伙企业为载体设计的类 REITs 工具，MLP 既可以如上 市公司一样公开发售流通份额，又保留了合伙企业的优点，避免了双重纳税。基于上述优点，MLP 受到包括传 统油气能源基础设施在内的各重资产行业的欢迎。

YieldCos（Yield Corporation，收益性公司）为可再生能源行业重要融资工具，成熟稳定的资产质地和从发 起人扩募维持高速增长的预期造就了其吸引力。与 MLP 和 REITs 类似，YieldCos 是一种收益导向型的投资工 具。发起人设立 YieldCo 公司，并向其装入已培育成熟、运营稳定的可再生能源项目，以满足风险厌恶型投资者 的需求。一方面，成熟优质的项目资产为风险厌恶型投资者提供了理想的可再生能源投资标的，另一方面， YieldCos 背靠 First Solar、NextEra Energy 等可再生能源领域龙头玩家，丰富的拟扩募资产支持了其高速稳健增 长预期。虽然 YieldCos 并不像 REITs 那样有强制分配要求，但管理层为了吸引投资者通常会给出较为激进的派 息指引。TERP 的招股说明书给出股息复合年增长率目标为 15%。后来更将这一目标翻倍调至 30%。在这一市 场预期下 2013-2014 年 YieldCos 迎来快速发展期，累计发行 7 只产品。 扩募增长模式存疑造成泡沫破裂，发起人资质及在手资产质地需重点关注。YieldCo 背靠发起人维持高速稳 健增长的前提假设是能持续顺利地获取融资和收购成熟项目。如宏观环境、市场环境或行业环境有所波动，影 响扩募闭环顺利运转，YieldCo 增长预期就存在无法达成的风险。2015 年中以来，YieldCos 股价达到历史高点 开始下跌，市场对其增长模式的持续性抱有疑虑。2016 年 4 月，曾发行 2 只 YieldCos（GLBL 和 TERP）的可 再生能源龙头 SunEdison 因过于激进的扩张和融资策略申请破产保护，受此影响，YieldCos 市场表现加速下行， 此后长期低位波动，SunEdison 旗下的 2 只产品亦相继遭收购退市。截至目前美国证券市场累计有 7 只 YieldCos 上市，其中 6 只均经历了资产重组和更名等重大变化，而目前其中仅剩下 3 只仍未退市。

2.1.2 日英新澳等成熟市场之路：更灵活开放的基础设施信托/基金工具

除美国外的成熟市场外，其他国家多仿照 REITs 的组织架构平行设立了基础设施融资的信托/基金工具，或 采用商业信托更非专门化融资工具。由于这些国家 REITs 市场经过长时间发展已经较为成熟，修改 REITs 监管 法规纳入基础设施项目的成本较高，因此往往参考 REITs 的组织架构平行设立专门化的基础设施信托或基金（如 澳大利亚、日本），或直接采用商业信托、封闭式基金等更加通用、灵活的非专门化工具（如新加坡、英国），以 满足基础设施融资项目的需求。

相较 REITs 而言，适用基础设施融资的融资工具往往更加灵活方便，在收入分配等方面限制更低。就资产 投向限制而言，日本等国的基础设施基金作为专门化工具，与 REITs 一样有着核心资产比例不低于 70%的限制， 而新加坡、英国的非专门化融资工具则没有此类要求。考虑到基础设施具有公用事业属性，适用的融资工具往 往在收益分配等方面限制更宽松，没有 REITs90%乃至更高的强制分配要求。以新加坡为例，其商业信托并没有 强制分配要求（S-REITs 为 90%可供分配收入），资产负债率也没有限制（S-REITs 为 45%/50%）。

2.1.3 墨菲新兴市场道路：纳入 REITs 框架下的能源基础设施融资

相较成熟市场而言，新兴市场 REITs 诞生时间较短，纳入能源基础设施的成本较低。墨西哥市场来看，其 于 2011 年推出 FIBRA（即墨西哥版的 REITs），并于 2015 年推出专门针对能源基础上设施的 FIBRA-E；菲律宾 首只 REIT 于 2020 年上市，而首只能源 REIT——Citicore-REIT 于 2022 年从上市公司转为 REIT 上市。较为晚 近诞生的 REITs 市场意味制度设计灵活性尚存，将能源基础设施纳入了 REITs 框架下也节约了监管成本。

2.2 案例一：美国 YieldCo 代表 NextEra Energy Partners

2.2.1 运营状况：背靠清洁能源龙头 NEE，资产组合增长有望持续

NEP 是美国清洁能源龙头 NEE 发起的 YieldCo 融资平台。NextEra Energy Partners，LP（纽交所代码：NEP） 是由 NextEra Energy, Inc.（纽交所代码：NEE）发起的 YieldCo，于 2014 年在纽交所 IPO 上市。NEP 总部位于 佛罗里达州朱诺海滩，持有并运营具有稳定、长期现金流的清洁能源项目。自 2014 年 IPO 以来，NEP 的可再生 能源组合从不到 1 千兆瓦（GW）增加到 8 千兆瓦以上，投资组合从美国 5 个州扩大到 29 个州。NEP 现有资产 组合市值超过 140 亿美元，包括 6640MW 风电、1530MW 光伏发电、90MW 储能和位于德克萨斯州 43 亿立方 英尺的管道业务。截止 2021 年，NEP 成为世界第 12 大风能和太阳能发电公司。

背靠全球清洁能源龙头 NEE，持续扩募预期护航增长。NEP 持续高速增长与其发行人的支持密不可分。 NEP 发行人 NEE 为深耕美国的可再生能源龙头，是世界上市值最大的电力公司, 其子公司 NextEra Energy Resources, LLC 是世界上最大的风能和太阳能发电公司。有鉴于此，NEP 可以近水楼台先得月，通过低成本从 母公司及第三方低成本收购成熟稳定运营的清洁能源项目，实现资产组合的快速、可持续扩张。 发起人 NEE 为美股电气行业龙头，规模优势显著维持扩张步伐。NEP 的发起人 NEE 为美国清洁能源龙头，以 1173 亿美元的总市值列居 SIC 电气、燃气和卫生服务板块第一，是第二名南方电力的 1.6 倍，龙头透视凸显。 从资产负债表来看，公司资产规模维持高增，2017-2023 年总资产 CAGR 达到 10.4%，净资产 CAGR 增长 12.3%。

2.2.2 财务表现：营收规模稳定提升，分红持续增长

营收规模稳步提升，盈利能力维持稳定。2023H1 公司实现营收 6.5 亿美元，同比增长 1.1%；净利润亏损 6200 万美元，同比下降 107.3%。收入端来看，公司近 5 年营收同比保持正增长，营收规模稳步提升；利润端来 看，公司净利率因大额折旧摊销等因素波动较大。

可再生能源收入为 NEP 主业，未来有望进一步聚焦。从收入结构来看，公司收入由可再生能源和德克萨斯 管道项目两部分组成，再生能源收入在总营收占比均在 70%以上，为公司主业。据公司官网披露，公司有意在 2023 年下半年出售德克萨斯管道资产，未来有望进一步聚焦主业。

2.3 案例二：日本基础设施基金代表 Takara Leben Infrastructure Fund,Inc

2.3.1 日本首只基础设施基金私有化退市，市场兴衰的见证者

日本首只基础设施基金，专注光伏并网容量达 171.5MW。Takara Leben Infrastructure Fund, Inc.（简称：TIF） 成立于 2015 年 8 月 5 日，是一家由房地产公司 Takara Leben 发起，专注光伏发电的公司。2016 年 6 月，TIF 作 为日本第一只基础设施基金于东交所上市。截至最新披露的第 13 报告期末（2022 年 5 月），TIF 的市值约为 377 亿日元，在日本各地拥有 42 处光伏电站，总并网容量 171.5MW。 多重因素驱动下发起人推动 TIF 私有化退市，为基础设施基金市场第二单退市项目。发起人 Takara Leben认为，日本基础设施基金市存在准入门槛高、税收豁免达成困难等问题，对投资者的吸引力大幅下降，市场活 跃度及投资者占比均显著低于 J-REITs 市场。截至目前，基础设施基金板块累计仅有 7 只产品上市，并已有包 括 TIF 在内的 2 单产品选择主动私有化退市。行业来看，在日本可再生能源补贴（FIT）退坡叠加产能限制政策 的情况下，TIF 存在扩募难、维修技改意愿低、使发起人蒙受亏损等问题。有鉴于此，2022 年 9 月 29 日发起人 Takara Leben 与三井住友银行集团订立要约收购协议，后者以 353.9 亿日元的总代价收购 TIF 剩余份额，使 TIF 成为日本基础设施基金板块第二单私有化退市的产品。

2.3.2 财务表现：营收增长盈利稳定，增长主要由收购驱动

营收规模增速平稳，盈利指引偏于稳定。Takara Leben Infrastructure Fund 近四财务季度中营业收入稳步提 升。截止最新的第 13 报告期，公司实现营收 35.45 亿日元，同比增速达到峰值 35.2%，主因期内大额收购推动。 公司对未来三个周期内营收增速持保守态度，分别给出了-2.1%、0%和-0.5%的增长指引。盈利能力来看，公司 近四期净利率均在 25%以上，最新第 13 报告期净利率为 27.1%，公司对于未来两期的净利率分别给出了 25.2% 和 26.2%的中枢增长指引，预计具备平稳的盈利能力。

2.2.3 投资战略：持续扩大资产规模，聚焦高能级区域

TIF 以出租可再生能源发电设施赚取租金收入，通过保底租金+超额扣点的定价机制确保稳定的现金流。 TIF 的商业模式是通过收购发起人的可再生能源发电设施资产，并将投资的可再生能源设施租赁给承租人，从 承租人获取取租金收入。定价方式方面，无论发电量如何，公司都会收取一个最低保证租金以确保 TIF 收到最 低限度的现金流，对于 IPO 时的 10 处资产，总售电量超过最低保证租金 110%时需支付额外租金；按超过最低 保证租金 100% 的金额的 50% 计算，对于后续收购的 32 处资产，当总售电量超过最低保证租金的 100%时， 需支付额外租金； 按超过最低保证租金 100% 的金额的 50% 计算。

聚焦光伏主业，收购扩张成果显著。TIF 的主要投资目标是光伏发电设施，旨在保持 90% 以上的光伏发 电设施投资率和 10% 以下的其他可再生能源设施（收购价格口径）。投资标准来看，TIF 原则上只投资获得 METI 批准、与公用事业公司签订合同并开始提供能源的光伏发电设施，资产容量一般在 500 千瓦以上。经多 年收购扩张 TIF 现有资产组合含有 42 处发电设施，其中 10 处为 IPO 时包含的资产，其余 32 处资产为后续年份 陆续收购所得，资产组合总估值约为 685.2 亿日元，装机容量 171.5MW。

收购驱动业绩增长，扩大资产规模是公司的核心战略。截至 2022 年 5 月，Takara Leben 的总管理资产规模 规模来到 684.8 亿日元，总发电量随着企业总资产管理规模的持续扩大而不断提高。公司在最新的第 13 报告期 财报中指提出，将会持续收购优质资产，践行扩大总资产规模的核心战略。

地域分布来看，公司聚焦东京、关东等高能级区域。公司主要投资地区为关东、东北和中国地区，上述三 地投资资产占总资产规模的 91.6%。从电力销售来看，主要销售地区为东京电力公司、中部电力公司和关西电 力公司辖区范围，上述三地占总投资权重的 74%，其中关东地区的资产规模占总资产规模的 68.3%，东京电力 公司辖区范围电力销售和投资权重显著高于其他辖区范围。

三、C-REITs 市场实践：上市以来经营业绩达成率高，市场表现强劲

3.1 政策频出推动能源 REITs 接连落地，双碳背景下发展可期

中央政策频出推进能源 REITs 试点落地。2021 年 7 月，国家发改委发布《关于进一步做好基础设施领域 不动产投资信托基金(REITs)试点工作的通知》(“958 号文”)，首次能源基础设施纳入 REITs 试点，试点业 态范围包括风电、光伏发电、水力发电、天然气发电、生物质发电、核电等清洁能源项目，特高压输电项目， 增量配电网、微电网、充电基础设施项目以及分布式冷热电项目。2022 年 1 月，国家发改委与能源局提出推 动清洁低碳能源相关基础设施项目开展市场化投融资，并将 REITs 作为投融资重要手段；5 月在国务院办公厅 印发《关于进一步盘活存量资产扩大有效投资的意见》，再次提及清洁能源、水电气热市政设施为盘活存量资 产的重点领域之一，同时提出鼓励更多符合条件的基础设施 REITs 项目发行上市。此后，国家发改委、国家能 源局、财政部等九部门联合印发《十四五”可再生能源发展规划》，指出需丰富绿色金融产品和市场体系，开 展水电、风电、太阳能、抽水蓄能电站基础设施不动产投资信托基金等试点。

政策大力支持下，能源 REITs 陆续获批上市加强示范效应。目前 3 只能源 REITs 已上市，2 只能源 REITs 挂网，1 只能源 REIT（嘉实中国电建清洁能源 REIT）已开启认购。其中鹏华深圳能源 REIT 于 2022 年 7 月 26 日上市，为全国首单能源基础设施 REIT；此后中信建投国家电投新能源 REIT 和中航京能光伏 REIT 于 2023 年 3 月 29 日正式上市，成为全国首批两只新能源基础设施公募 REITs。此外，嘉实中国电建清洁能源 REIT 已开 启认购，华夏特变电工新能源 REIT 和建信金风 REIT 已分别申报至上交所和深交所。已上市及挂网的能源 REITs 类型丰富，涵盖天然气发电、光伏、海上风电、陆上风电及水电等多业态。

能源转型背景下多企业积极推进 REITs 发行申报，能源业态有望快速扩容。在供给侧，我国新能源资产存 量丰富，随着能源结构的转型，风电、光伏等能源建设加速推进，建设周期短、运营周期相对较长，并且能保 障较高分派收益的新能源项目适宜发行 REITs。在需求侧，能源运营企业资产负债率高企，权益资金获取渠道有 限，在补贴退坡后通过发行 REITs 能够有效盘活资产，获取资金投资新的项目。从投资上看，我国电力需求增 长旺盛，新能源行业高景气发展，已发行的能源 REITs 分红收益普遍接近 10%，具备配置价值。目前公开可查 已有多家企业发起能源 REITs 申报，底层资产覆盖浙江、湖南、云南、四川等多个区域，资产业态以水电、风 电、光伏及燃气电厂等为主，能源业态有望迎来加速扩容。

能源 REITs 前景可期。我们认为能源 REITs 的长期发展潜力主要体现在以下三个方面：首先，随着《“十 四五”可再生能源发展规划》等重磅政策的出台，我国能源转型的步伐持续加速，新能源基础设施正处于发展 的战略机遇期。此外发改委、证监会等多部委层曾多次公开表示要积极推进基础设施不动产投资信托基金（REITs） 在新能源领域的试点，加大对新能源 REITs 项目的支持力度。其次，从能源基础设施自身发展特征的角度看， 目前风电、光伏电站项目设计寿命均超过 20 年，水电、核电实际运行寿命更长，符合 REITs 长周期封闭运行特 点。能源基础设施项目投资回收期长、收益稳定且保持在相对较高水平；能源企业直接融资需求紧迫等特点紧 密契合 REITs 特征及发行要求。第三，伴随着我国宏观经济稳步修复态势，全社会用电量将保持平稳增长，2023 年全国全社会用电量为 9.22 万亿千瓦时，同比增长 6.7%。目前全国电力供需呈总体紧平衡状态，部分地区用 电高峰时段电力供需偏紧，稳中有升的社会总需求对于能源基础设施的运营及未来收入的持续增长提供了强有 力的底部支撑。

3.2 能源业态 REITs 发行以来市场表现强劲，业绩达成率高

从历史收益来看，能源 REITs 发行以来收益率表现强劲，业绩达成率高。三只能源 REITs 上市以来平均涨 幅 22.0%，远高于全市场平均 2.0%的涨幅，在细分业态中仅落后于市政环保 REITs0.8 个百分点，其中鹏华深 圳能源 REIT 涨幅为 36.7%，涨幅位居全市场第一，中航京能能光伏 REIT 与中信建投国家电投新能源 REIT 上 市以来涨幅则分别为 17.9%与 11.4%。与市场上其他业态相比，能源 REITs 底层资产质量优异，基本通过长协 价、新能源补贴锁定收益，经营业绩表现更优。2023 年三只能源 REITs 可供分配金额平均达成率为 107%，收 入平均达成率为 101%，在当前股价下计算平均分派率为 7.8%，具备配置性价比。

3.3 天然气发电之鹏华深圳能源 REIT：售电单价显著提升，业绩长期超预期

鹏华深圳能源 REIT 底层资产为燃气发电厂，以售电收入为主。鹏华深圳能源 REIT 底层资产为深圳能源 东部电厂（一期）项目（以下简称“东部电厂”），位于广东省深圳市大鹏新区大鹏下沙秤头角。项目包括 1#、2#、3#天然气发电机组（装机容量为 3×390MW 的 9F 燃气蒸汽联合循环发电机组）及不动产建筑。机组 于 2007 年投产，设计寿命为 30 年至 2037 年。项目收入来源主要为燃机发电收入，2020 年及 2021 年项目营 业收入分别为 16.5 亿元及 17.4 亿元，售电收入占总收入的 99.97%及 99.98%。

发行阶段险资参与程度较高，长期资金有助于维护基金市值稳定。鹏华深圳能源 REIT 于 2022 年 7 月发 售，发行阶段战略投资人、网下投资者及公众投资者占比分别为 70%、21%及 9%，其中原始权益人占比为51%。整体来看，发行阶段的投资人结构中，保险资金占比达 17%，为专业机构中占比最高的类型，长期资金 有助于维护基金上市后的二级市场稳定。

以长协为主，集采补充的购气模式，长协到期带来的价格波动风险总体可控。公司东部电厂与广东大鹏液 化天然气有限公司签署天然气销售长协合同，有效期至 2031 年，采用澳大利亚进口天然气。长期协议结束 后，东部电厂将与大鹏天然气重新谈判签署长期协议。临时性采购现货气的需求，与深圳能源燃气投资控股有 限公司签署协议并开展集采供应，以增加议价能力。机组寿命至 2037,年，长于长协有效期。因此若无法实现 长协续约而采用集采购买市场气，则天然气市场较大的价格波动可能会加大项目成本波动。预计东部电厂在长 协到期后，即使无法与澳方或其他天然气出口大国签订国外 LNG 长协，也将与国内供应商或深能燃控平台签署 中长期供应协议抑制短期 LNG 现货市场波动风险，此外还可通过多元化天然气采购渠道、择机利用套期保值 等手段对冲价格波动风险、择机签署新长协，争取现货市场的超额收益、加强机组保养维修等多种运营措施来 降低长协到期后的天然气价格波动风险。因此长协到期带来的价格波动风险总体可控。

东部电厂属于 B 类机组，售电模式灵活，2022 年市场售电占比提升至 76%。根据《广东电力市场交易基本 规则（试行）》，广东省内省级及以上调度发电机组分为 A 类及 B 类，B 类同时拥有基数电量和市场电量。东 部电厂归属 B 类机组，兼具基数售电与市场售电两种模式，其中基数电量为每年政府主管部门下达的发电 量。目前东部电厂电费收入主要由电网代购电量（原“基数电量”）收入及市场电量收入构成，其中市场电量 收入主要包括市场合约电量收入（集中竞价、长协）、现货电量收入以及其他收入构成。东部电厂于 2018 年 首次参与广东电力市场，随着广东省电力市场改革逐步深入，东部电厂市场化售电的比例显著提高， 2019~2022 年市场化售电比例分别为 65.0%、81.6%、63.6%及 75.8%。电力市场改革推进，企业可选择灵活选 择售电模式，在提升售电收入的同时也可能提升收入波动性。

受定价政策调整影响，2021 年及之前售电平均单价有所下降，2022 年之后因电力紧张原因单价一路提 升。广东省发展改革委在 2020 年 7 月发布《关于调整我省天然气发电上网电价的通知》，将澳大利亚进口合 约天然气的 LNG 电厂的上网电价统一每千瓦时降低 0.049 元（含税），由于公司主要向大鹏天然气采购的为 澳大利亚进口天然气，根据该政策，上网电价在 2020 年有所下调，2021 年售电平均单价与 2020 年基本持 平。东部电厂项目 2019~2021 年的售电平均单价分别为 0.47 元/千瓦时、0.43 元/千瓦时及 0.43 元/千瓦时。 因 2022 年市场电力紧缺，平均售电单价于 2022 年及 2023 年上半年一路分别提升至 0.49 元/千瓦时及 0.52 元 /千瓦时。与此同时，基金管理人与运营管理机构积极参与电力市场交易，通过签订具有一定价格优势的长协 合同以增加售电收入。

东部电厂具备规模优势及区域，天然气长协期间内采取“以气定产”模式，售电量相对稳定。东部电厂地 处大鹏湾，是目前粤港澳大湾区核心城市深圳市装机容量最大、设备最先进、效率最高的两座天然气发电厂之 一，具有一定的规模优势。同时项目处于粤港澳大湾区负荷中心，对负荷中心供给电力距离近、线损小、能耗 低、电能质量高，具有一定的区域优势。深圳市天然气发电厂随深圳市整体规划而建设，每座天然气发电厂服 务范围不尽相同，天然气发电厂之间不存在自由竞争的关系，供电量有保障。2019-2021 年发电小时数及售电 量均呈稳定增长态势。根据与广东大鹏液化天然气签署的销售合同，目前至 2031 年期间内，东部电厂都将采 取 “以气定产”的发电模式的长协合同，2021-2027 年天然气采购量为 2758 万吉焦/年，2028-2031 年天然气 采购量为 1861 万吉焦/年，减少的 897 万吉焦/年将由市场化购气模式补足。每年采气量确定后，按照历史年 度用气量系数 0.0135 乘以气量，则年度发电量也可基本保持在稳定水平。

燃气费用为最重要支出，购气价格相对固定，盈利能力随售电收入的增长而提高。燃气费用一般为项目营 业成本中占比最高的支出，2020 及 2021 年项目燃气费用占当年营业收入比重接近 60%。项目与大鹏液化天然气已签订天然气长协，购气价格长期维持稳定。2018-2021 年，项目营业收入分别为 15.86 亿元、16.63 亿元、 16.49 亿元及 17.41 亿元，整体稳定波动性较小，因此 EBITDA 盈利率维持在 27%-31%区间内。受 2022 年电力 市场供需紧张环境影响，东部电厂积极参与市场化电力交易。项目售电量虽从 2021 年的 40.9 亿千瓦时的基础上小 幅下降至 37.5 亿千瓦时，但售电单价从 0.43 元/千瓦时提高至 0.49 元/千瓦时，带动 2022 年营业收入增长 6%至 18.40 亿元，同时 EBITDA 盈利率显著提高至 39%。

基金发行后表现抢眼，营业收入及可供分配金额长期超预期。自基金于 2022 年 7 月发售以来，项目在 2022 年下半年及 2023 年业绩表现均超预期。2023 年一季度受电力市场传统淡季的季节性因素扰动，随后的 二、三季度收入与可供分配金额达成率大幅提升，由于项目全年天然气供应量较为稳定，前三季度天然气用量 较多，故四季度减少天然气用量从而导致四季度业绩达成率下降，2023 年全年来看，项目实现营业收入 19.0 亿元，可供分配金额 4.2 亿元，达成率分别为 123%和 133%。得益于 2023 年基金管理人与运营管理机构积极 参与电力市场交易并签订具有一定价格优势的长协合同，2023 上半年售电单价已在 2022 年 0.49 元/千瓦时的 基础上提高至 0.52 元/千瓦时，四季度售电单价上升至 0.61 元/千瓦时。

广东省发用电呈相对紧张态势，天然气发电市场整体向好,气电利用水平有望稳步提升。广东省人民政府 办公厅于 2022 年 4 月 13 日公开发布《广东省能源发展“十四五”规划》，提出要积极发展天然气发电，“十 四五”期间新增天然气发电装机容量 3600 万千瓦，稳步提高天然气利用水平，预计到 2025 年天然气消费量达 480 亿立方米以上，促进上游供气主体和下游销售主体进一步多元化。2019-2022 年，广东省发电总量分别为 4611 亿千瓦时、4780 亿千瓦时、5853 亿千瓦，气电发电量分别为 631 亿千瓦时、748 亿千瓦时及 891 亿千瓦 时。总体来看，广东省内气电发电量占比呈上涨趋势，2019 年至 2021 年分别为 13.69%、15.65%、15.22%。

原始权益人深圳能源集团股份有限公司旗下可扩募资产丰富。近年来公司不断拓展电力业务，电力资产 装 机规模不断扩大，截至 2023 年 6 月末公司控股装机容量为 1801 万千瓦，且清洁能源占比不断提升。其 中，天然气发电机组装机容量为 472 万千瓦，占总装机容量的 26%。

3.4 光伏发电之中航京能光伏 REIT：光伏项目盈利性强，EBITDA 盈利率近 90%

中航京能光伏 REIT 底层资产为榆林光伏项目及晶泰光伏项目，总装机容量 400 兆瓦。陕西榆林光伏项目 及湖北晶泰光伏项目总装机容量分别为 300 兆瓦和 100 兆瓦，分处二类资源区和三类资源区，享受国补的全生 命周期合理利用小时数为 26,000 小时和 22,000 小时。榆林光伏项目与晶泰光伏项目投产日期分别为 2017 年 6 月及 2015 年 1 月，机组设计寿命均为 25 年，因此项目机组可分别使用至 2043 年和 2040 年。根据项目的实 际发电情况，预计榆林光伏项目及晶泰光伏项目将分别在 2034 年和 2035 年迎来国补退坡。

发行阶段私募基金占比约 13%，为专业机构投资者中占比最高的类型。中航仅能光伏 REIT 于 2023 年 3 月 发售，战略配售份额目前尚未解禁。发行阶段战略投资人、网下投资者及公众投资者占比分别为 79.0%、 14.7%及 6.9%整体来看，发行阶段的投资人结构中，专业机构占比排名前三的分别为私募基金、保险资金及券 商自营，比例分别达 12.7%、11.3%及 8.3%。

陕西榆林光伏项目市场交易电量占比近年均低于 30%，湖北晶泰光伏项目优先确认 20%的交易电量。江山 永宸（榆林光伏项目）目前执行上网电价为 0.8 元/度，包含标杆上网电价及国补，分别为 0.3345 元/度及 0.4655 元/度。根据陕西省现有政策，省内光伏电站年度结算电量主要可分为具有保障性质的发电量及市场化 交易电量两部分，前者结算价为基准标杆电价，后者以实际交易为准，所有结算电量均享受国补。2021 年及 2022 年前三季度，榆林光伏项目年度实际结算电量分别为 46,429 万度及 37,270 万度，全电量综合平均结算 电价分别为 0.3142 元/度及 0.3180 元/度，全额实际结算电量享受可再生能源补贴，执行国补金额为 0.4655 元/度。湖北晶泰（晶泰光伏项目）目前执行上网电价为 1 元/度，标杆上网电价分别为为 0.4161 及 0.5839 元/度。与陕西省不同，湖北省电价收入中优先确认交易电量，而后确认剩余电量，其中交易电量按不低于设 计上网电量的 20%参与交易。

榆林光伏项目 2021 年因线路检修及天气原因导致收入有所下降，湖北晶泰收入整体稳定。2019 年至 2022 年 1-9 月，两个项目公司汇总合并口径营业收入分别为 3.89 亿元、4.35 亿元、4.11 亿元和 3.36 亿元， 主要为电力销售收入。其中，近三年及一期湖北晶泰收入基本稳定；江山永宸 2020 年得益于限电率降低，结 算电量提升，营业收入较 2019 年有较大增幅，2021 年因配合 330kV 线路停电检修预试和天气原因，营业收入 较 2020 年有所降低，2022 年 1-9 月电力销售正常。湖北晶泰 2021 年度经营活动产生的现金流量净额较 2020 年度有所下降，主要原因是 2021 年度湖北晶泰实收补贴款较前一年大幅度减少。随着两个项目公司均列入 2022 年第一批可再生能源发电补贴核查的合规清单，江山永宸于 2022 年 12 月分别国补回款 48,784 万元及 8,088 万元，国补回款加快加量发放，回款情况有明显改善。

两项目毛利率均相对稳定，EBITDA 盈利率有所分化，但整体维持高位。光伏电站的电力销售成本主要包 括运维分包费用、土地租赁费用、光伏发电设备折旧费用等。江山永宸毛利率、净利率及 EBITDA 盈利率在近 三年及一期内保持稳中有升态势，主要系成本相对刚性固定，限电率下降背景下电力销售收入逐年上升原因； 其中 EBITDA 盈利率稳定在 83%之上。湖北晶泰盈利能力略有波动，但毛利率整体与江山永宸相似，基本维持 在 65%-70%之间，相对稳定。

基金上市后预测 BEITDA 盈利率较高，两年均为 88%，分配率超 10%。2023 年及 2024 年基金预测收入分别 为 4.36 亿元及 4.34 亿元，可供分配金额分别为 3.27 亿元及 3.34 亿元，对应年化分派率为 12.2%及 12.5%。

基金上市后季度间结算电量差异较小，参与电力市场交易的结算电量较预测值有一定偏差。上市后的 2023 年 Q2 及 Q3，榆林光伏项目参与电力市场交易的合计电量分别为 1 亿千瓦时和 0.95 亿千瓦时，占结算电 量的 83%和 81%，高于发行前的预测评估参数（预测值为 25%）。主要原因系 2023 年陕西省降低了以固定标杆 /基准电价结算的优先计划光伏电量，引致更多的光伏上网电量以电力市场交易的形式供应至电网公司和电力 用户。晶泰光伏项目第二季度参与电力市场交易的电量占结算电量的 1%，低于发行前预测（预测值为 21%）， 主要原因为 6 月 20 日前，湖北省暂未将新能源类发电企业纳入参与电力市场交易主体的范围内，因此未参与 相关电力交易。根据湖北省人民政府办公厅及电力交易中心的要求，湖北晶泰光伏项目于三季度参加了 7-8 月 新能源季节性竞价上网交易活动及 9 月电力现货交易活动，季度内按交易价格结算的电量占结算电量的 74%。 受国补回款进度及保理业务开展时间影响，基金上市后可供分配金额波动明显。2023 年 Q2-Q4，中航京能 光伏 REIT 可供分配金额分别为 3906 万元/28272 万元/857 万元。为提升资金流动性，两项目公司与华夏银行 开展保理业务，将 2022 年形成的 2.07 亿国补债权转让获取现金，基金可供分派金额受此影响存在一定的波 动。此外，分配也对可供分派金额形成影响。

陕西省新能源电力消纳情况逐步改善，榆林光伏项目限电率将维持低位。2016~2020 年，陕西省能源生产 及能源消费均实现了稳定的持续增长，新能源电力消纳环境逐年转好，使得 2021 年陕西省光伏利用率高达 98%。根据项目 2017 年-2022 年 9 月的限电数据，限电率分别为 36%、31%、29%、14%、12%及 6%。项目历史限 电较高是由于当地电力消纳有限、外送通道容量不足、省内多家电网企业致使跨网调度需要跨企业协调等客观 因素。近年限电率下降一是因为双碳政策下火电等传统能源发电让出发电与输电空间，增加新能源空间；二是 因为陕西电网网架结构的完善和市场电量交易规则及品种的增加。榆林光伏项目预计 2023 年及以后限电率将 维持在 6%这一较低水平。 湖北省电力供需整体处于紧张状态，省内新能源消纳能力较强，湖北晶泰项目未来保持无限电。虽然湖北 省拥有三峡水电站，但三峡电力电量主要供向华东、华南及华中各省份，分配方案中湖北仅分得 13%-15￥。 2021 年，湖北省全社会用电量累计 2,472 亿千瓦时，剔除三峡发电量，全省发电量为 2,260 亿千瓦时，属电 力紧张状态。2021 年及 2022 年 1-11 月，湖北省光伏利用率均为 100%。从历史数据看，湖北晶泰光伏项目没 有因电力消纳不足而产生限电的情况，预计未来将维持 0%的限电率。

原始权益人控股股东京能国际新能源领域发展势头强劲，光伏电站并网装机容量约 5000 兆瓦。京能国际 主要从事光伏发电、风电、水电等清洁能源以及氢能、储能、综合能源等领域的项目投资运营，自 2020 年重 组后，作为京能集团重点打造的国际化、市场化清洁能源投资平台迅速发展：2022 年全年实现营业收入约人 民币 41.15 亿元，同比增加 45.66%；利润总额约人民币 6.16 亿元。在新能源方面，京能国际紧抓“双碳”发 展机遇,保持高质量快速发展的强劲势头。2017~2022 年的五年间，京能国际持有的太阳能发电站数量从 52 个 增长至 105 个。截至 2022 年底，太阳能电站并网装机容量约 5000 兆瓦，业务范围遍布全国 31 个省市自治 区；并立足现有资源，持续深耕澳大利亚、越南等 RCEP 国家海外新能源市场。

3.5 海上风电之中信建投国家电投新能源 REIT：全部电量均不涉及市场化交易

中信建投国家电投新能源 REIT 底层资产为江苏滨海北 H1，H2 风电场项目，总装机容量 500 兆瓦。项目 位于江苏省盐城市滨海县，当期总评估值为 71.65 亿元。滨海北 H1，H2 风电场项目装机容量分别为 100 兆瓦 和 400 兆瓦，于 2016 年 6 月及 2018 年 6 月投产，机组设计寿命均为 25 年，因此项目机组可分别使用至 2041 年和 2043 年。两项目享受国补的全生命周期合理利用小时数皆为 52,000 小时。根据现行情况预测，滨海北 H1 风电场项目和滨海北 H2 风电场项目将分别在 2036 年和 2038 年面临国补到期后收入下降的情况。

发行阶段券商自营参与程度较高，有助于提升基金上市后活跃度。中信建投国家电投新能源 REIT 于 2023 年 3 月发售，战略配售份额目前尚未解禁。发行阶段战略投资人、网下投资者及公众投资者占比分别为 75%、 17.5%及 7.5%，其中原始权益人占比为 34%。整体来看，发行阶段的投资人结构中，券商自营资金踊跃参与战 略配售及网下投资环节，总占比达 20.1%，为专业机构中占比最高的类型，有助于增强基金上市后的流动性。

项目所在区域长期风速平稳，2021 年风力资源丰富发电量显著提升，全部发电量均由电网收购不涉及市 场化交易，国补占比约 54%。滨海北 H1 项目及滨海北 H2 项目所处区域风能资源较好，长期看历年风速变化平 稳，年际风速变化幅度不大。海上风电项目发电量为风速三次方的正比例函数，因此风速的小幅波动会导致发 电量相对显著的变化。2021 年属于风力资源丰富的大风年，使得当年机组发电量有所提升。预测的项目未来 发电小时数及上网电量采用 2020-2022 年均值。目前项目不涉及市场化交易，电量由江苏电网全额收购。自 2017 年 7 月起，项目上网电价中标杆电价为 0.391 元/千瓦时，国补为 0.459 元/千瓦时，国补占比约为 54%。

营业收入及 EBITDA 随风速变化而小幅波动，经营性现金流视国补回款进度而变动。项目公司近三年分别 实现营业收入 8.49 亿元、10.52 亿元及 9.08 亿元, EBITDA 7.86 亿元，9.12 亿元及 7.81 亿元，业绩总体呈 平稳小幅波动趋势。其中，2021 年当地年均风速相较于前、后两年均较高，项目公司取得的发电利用小时数增加，因此营业收入及 EBITDA 较 2020 年有小幅增长。项目公司的经营性净现金流随着每年应收国补回款情况 而产生较大波动，2020 年及 2022 年分别收到国补 4.03 亿元及 12.26 亿元，因此经营性净现金流高于 2021 年 的 1.79 亿元。作为重资产类的海上风力发电企业，项目公司营业成本主要为海上风电机组的风力发电成本， 包含非付现成本如折旧摊销费用以及付现成本如购入电力费、材料费、修理费、委托运行费、海域使用金费用 及其他费用。2020-2022 年，项目公司 EBITDA 利润率分别为 93%、87%及 86%，总体看稳定保持在良好的盈利 水平。2023 年 3-12 月及 2024 年基金层面的 EBITDA 利润率预测分别为 70%及 74%，与项目公司历史盈利率相 比有所下降，主要原因为每年约 9000 万元的基金管理费对 EBITDA 盈利率产生约 10 个百分点的影响。

基金采用“银行保理+流动性支持”的方式平滑现金流以降低国补回款波动风险。2020-2022 年末，项目 公司应收账款分别为 10.77 亿元、15.23 亿元及 8.67 亿元，以国补为主。国补应收账款平均回款周期为 2.10 年。2022 年项目公司共收回国补应收账款 12.3 亿元，导致 2022 年末应收账款余额较低。上市发行后，基金 将采用“银行保理+流动性支持”的方式平滑现金流以降低国补回款波动风险。保理银行将平价购买账龄满 1.5 年但尚未回款的国补应收账款部分；针对账龄满 4.5 年但尚未回款的国补应收账款部分，由江苏电力公 司、上海电力和国家电投依次提供流动性支持。

基金上市后受小风季等季节性因素影响，发电量及业绩有所波动，四季度明显回升。第三季度是传统的小 风季，发电量存在季节间变化，四季度来风情况变化，发电量及收入明显上升。

江苏省电网消纳能力持续强劲，滨海北风电场项目不存在电力消纳不足问题。江苏省作为沿海经济强省， 能源生产及能源消费常年保持较高水平，海上风电发展尤其迅速，海上风电装机已连续多年位居全国第一。 2021 年江苏省年度消纳可再生能源量首次突破千亿千瓦时大关，同比增长 21.95%。2016-2022 年间省内发电 量均小于用电量，2022 年江苏省发电量 5949 亿千瓦时，远小于全社会用电量 7400 亿千瓦时，存在约 1451 亿 千瓦时的电量需省外输送。强劲的电力需求和消纳能力使得滨海北 H1，H2 海上风电项目不存在电力消纳不足的问题。此外，2022 年 6 月，江苏省下发《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划》，明确指出十四五 期间提高可再生能源消纳占比；到 2025 年，全省可再生能源电力消纳责任权重预期力争达到 25.1%。江苏省 本已强劲的电力需求和消纳能力未来亟待进一步提升，为项目的持续经营提供保障。

国家电投新能源领域规模优势突出，高度重视风电产业发展。穿透来看，基金原始权益人江苏电力公司 的控股股东为上海电力，上海电力的控股股东为国家电投。国家电投是中央直管的特大型国有重要骨干企业， 业务涵盖电力、热力、煤炭、铝业、物流、金融、环保、光伏、电站服务等领域, 拥有核电、火电、水电、风 电、光伏发电等全部发电类型，截止 2022 年底，管理电力总装机 2.12 亿千瓦，其中清洁能源装机占比超 65%。此外，国家电投高度重视风电产业发展，稳步推进风电产业进入第一梯队，有序推进特大型陆上风电基 地项目与沿海省区海上风电能源基地建设。从 2018 至 2022 年，集团风电总装机从 1656.62 万千瓦跃升至 4231.03 万千瓦，占电力装机总量的 19.98%，位居全球第二。海上风电行业属于资本密集型行业，技术壁垒及 资金壁垒相对较高。国家电投作为市场龙头“五大电力”之一，竞争优势相对明显。

3.6 陆上风电之建信金风新能源 REIT：江西电力供小于求，项目消纳情况良好

建信金风新能源 REIT 底层资产为位于江西省的全南天排山项目，国补预计将于 2033 年到期。全南天排山 项目位于江西省赣州市全南县，装机容量为 10 万千瓦，共布置 50 台风电机组。发电许可有效期至 2037 年 6 月。其中，5 万千瓦于 2016 年 12 月并网、50 万千瓦于 2018 年 3 月并网完成，目前已进入平稳运营阶段。项 目位于风电Ⅳ类资源区，全生命周期合理利用小时数为 36,000 小时，根据现行补贴政策及历史发电情况，预 计将于 2033 年达到全生命周期合理利用小时数，届时将不再享受中央财政补贴资金。全南天排山项目当期资 产评估值为 8.81 亿元。

全南天排山项目电量由江西电网全额收购，不涉及市场化交易的情况下售电单价稳定可控。项目年度发电 量根据售电合同需求生产，发电量由江西电网全额收购，整体运营平稳呈稳定趋势。2020-2022 年度及 2023 年 1-3 月，全南天排山项目平均年有效发电时间分别为 2,534 小时、2,219 小时、1,911 小时及 536 小时，发 电量分别为 25,336 万千瓦时、22,185 万千瓦时、19,118 万千瓦时及 5,358 万千瓦。由于项目不涉及市场化交 易，因此售电单价整体可控。根据基金招募说明书披露，全南天排山项目含税上网电价为 0.61 元/千瓦时， 其中含税标杆电价为 0.4143 元/千瓦时，不含税标杆电价为 0.3666 元/千瓦时，含税国补电价为 0.1957 元 /千瓦时，不含税国补电价为 0.1732 元/千瓦时。

历年国补收入约占当期售电收入的 1/3，项目采用保理方式平滑现金流。全南天排山项目位于风电Ⅳ类资 源区，全生命周期合理利用小时数为 36,000 小时，预计项目全生命周期补贴将于 2033 年全部补贴完毕，届时 不再享受中央财政补贴资金基金。截止 2023 年 3 月 31 日，项目已使用国补电量 126,944 万千瓦时，约占全部 国补电量的 35.3%。根据历史情况统计，自 2020 年 9 月起，公司国补应收账款陆续实现回款，在 2016 年 ~2023 年 3 月末国补到账时间最长为 3.52 年，加权平均值为 2.72 年，最短值为 2.13 年。为降低国补回款波 动风险，发起人和公募基金管理人拟采用“银行无追保理+发起人平价买断”的模式，以通过银行无追保理的 方式将项目公司在国补存续期的现金流进行充分平滑。

项目经营状况及盈利性良好，上市后预测 BEITDA 盈利率超 90%，年分配率超 10%。全南天排山项目公司近 年毛利率和净利率波度幅度较小，总体保持在较高水平。项目公司所使用的发电设备均为项目发起人金风科技 设备，作为风电整机厂商中领军企业，金风科技所供给的设备工作效率较高，可有效节约运转成本。因此，项 目公司可维持稳定的盈利水平。根据预测，2023 年 4-12 月、2024 年及 2025 年的 EBITDA 盈利率分别为 91%， 96%及 96%。此外，2023 年 4-12 月、2024 年及 2025 年的可供分配金额分别为 4,779 万元、9,100 万元和 10,114 万元，对应分配率为 5.42%、10.33%及 11.48%。

江西省用发电呈现供小于求情况，省内风电发电量占比较小，全南天排山项目消纳情况良好。江西省省内 煤炭产能低、无油气资源，同时清洁能源发电装机占比低于 50%，因此能源供应形势较为紧张。近年江西省发 电量及用电量均保持逐年增长，但两者间缺口已从 2018 年的 236 亿千瓦时增长至 2022 年的 414 亿千瓦时，整 体呈现省内电力供给低于电力供应，电量缺口需省外输送的态势。从发电及装机结构来看，省内清洁能源占比 相对较低。2022 年江西省火力、水力、风力及太阳能发电量分别占江西省发电量的 83.8%、5.3%、7.2%及 3.7%，2022 年江西清洁能源发电总装机占全省总电源装机的比例不到一半，为 46.8%。从风力发电的发展情况 来看，我国年平均弃风率自 2016 年以来持续回落，风电消纳能力大幅改善。结合江西省内电力供求及电力结 构来看，全南天排山项目所处江西省区域及项目自身目前均不存在消纳问题。

项目发起人金风科技在风电领域深耕多年，风电场装机容量稳步上升。项目发起人金风科技拥有风机制 造、风电服务、风电场投资与开发三大主营业务。风机制造领域，金风科技头部领先优势明显。根据彭博新能 源财经统计，2022 年金风科技国内新增装机容量达 11.36GW，国内市场份额占比 23%，连续十二年排名全国第 一。风电场投资与开发领域，公司 2022 年业务进展顺利。 2022 年，金风科技风电项目实现风电场投资与开 发业务收入约 69 亿元，较上年同期增长 22%。2022 年末，金风科技国内合并报表范围内风电资产已覆盖全国 大部分省份，总装机容量达 619.76 万千瓦。

3.7 水电之嘉实中国电建清洁能源 REIT：市场化电量为主要品种，占比约 80%

嘉实中国电建清洁能源 REIT 底层资产为位于四川省的五一桥水电站，总装机容量 13.7 万千瓦。嘉实中国 电建清洁能源 REIT 底层资产为五一桥水电站项目，位于四川省甘孜州九龙县，总装机容量 13.7 万千瓦，当期 评估值 11.44 亿元。五一桥水电站 1~3 号机组于 2008 年 10-11 月陆续投产，机组设计寿命 50 年，装机容量 为 13.2 万千万；4、5 号机组于 2009 年 12 月投产，机组设计寿命 30 年，装机容量为 0.5 万千万。4、5 号机 组设计寿命到期后将视届时机组设备运营情况进行重新购置并更换。综合设备及建筑物年限等考虑，资产评估 收益期为 35 年，自 2023 年 4 月 1 日至 2058 年 10 月 31 日。

五一桥水电站主要收入来源为电力销售收入，电力品种分为优先电量、留存电量及市场化电量三类。五一 水电站项目公司的经营收入主要为电力销售收入，近三年及一期年经营收入分别为 9352、8434、10312 和 1577 万元，其中电力销售收入占比分别为 98.5%、98.7%、99.6%和 99.7%。项目上网电量包含计划内电量和 市场化电量，其中计划内电量又分为优先电量和留存电量。历史上网电量方面，近三年及一期总上网电量分别 为 5.39、4.88、5.80 和 0.67 亿千瓦时。2021 年项目发电量减少，主要系受到电网线路非计划性检修、全年 整体来水量偏低等因素影响。2022 年丰水期，四川省遭遇极端天气，省内主要河流径流量大幅减少，但项目 所在的九龙河受气候影响程度较低，五一桥水电站在该段时期内持续发电、弃水较往年减少，因此 2022 年全 年发电量较往年更高。此外，项目所在流域 1~3 月为枯水期，因此近一期发电量与上网电量相对较少。

市场化电量为五一桥水电站主要电力品种，2022 年占比已达 80%，计划内电量未来相对固定。随着电力市 场化改革推进，项目市场化电量占比持续提升。近三年及一期市场化电量占总上网电量的比重分别为 65%、 76%、80%和 68%；根据预测，2023 年 4~12 月和 2024 年内，市场化电量占比预计为 81%及 80%。未来的计划内 电量主要由政策制定，因此具备保障性质且相对固定。近三年及一期计划内电量分别为 19020、11651、11764 和 2131 万千瓦时。根据预测，2023 年及 2024 年全年计划内电量将维持在 10755 万千瓦时。

项目平均电价较稳定，未出现大幅波动。随着全国统一电力市场体系的建设，水电价格未来有望上升。计 划内电价由主管部门制定，变化较小，历史的变动主要由丰平枯期发量差异导致。目前五一桥标杆电价为 0.2462 元/千瓦时（不含税），在此基础上，优先电价执行分水期浮动价格：丰水期下浮 24%，枯水期上浮 24.5%，平水期不浮动。留存电价一般按照国家核定上网电价执行丰枯季节浮动后的 90%确定。五一桥水电站 参与市场化电力交易，历年平均电价随电力市场供需情况而波动。2022 年平均电价较高，主要原因为四川省 当年受到极端天气影响，省内水电整体发电量下降，平均电价上升。近一期为枯水期，因此平均电价较全年电 价更高。从电价趋势来看，五一桥水电站市场化电价自 2020 年以来已连续两年实现增长。随着区域间交易壁 垒的逐渐放开，电网建设的不断完善，五一桥水电站未来将受益于全国统一电力市场建设所带来的省外较高价 格售电机会。低成本的水电价格与其他高成本电力的价格之间的价差有望缩小，推动水电价格上升。

营业成本具有较强稳定性，2024 年项目分派率接近 7%。五一桥水电站项目所有营业成本均为水电运营成 本，近三年及一期分别为 4796 万元、4956 万元、5181 万元和 1032 万元。由于水电运营成本相对刚性且较为 稳定，因此毛利率往往随当年上网电量及营业收入的增加而下降。近三年及一期项目公司毛利率分别为 51%、 59%、50%和 65%。基金发行后，营业成本主要包括运营管理成本、折旧费、检修技改费、库区基金、指标补偿 费、物业费及其他成本等，其中运营管理成本为付现成本中最主要成本。2023 年 4~12 月及 2024 年，运营管 理成本占营业收入的比例预计为 16.5%及 16.8%。此外，由于检修技改具有一定周期性，因此检修技改成本未 来两年内波动较大。2023 年 4~12 月及 2024 年内，可供分配金额预计为 5966 和 7831 万元，分配率为 5.22%及 6.75%。若将 2023 年分配率做简单年化处理，则分配率约为 6.96%，基本与 2024 年分配率持平。

五一桥水电站项目多年平均来水量基本稳定。来水量大小决定了水电站可发电量的上限，主要取决于平均 径流深、集水面积及上游水库情况。五一桥水电站项目所在的九龙河流域属于丰水带。集水面积方面，项目坝 址以上集水面积 1642 平方千米，可观测历史上流域面积大于 1000 平方千米的河流因为自然因素干涸或水量急 剧减少的概率极低。电站水库方面，项目上游建有同属中国电建的溪古水库，可调节河道来水，增加电站发电 效益。水库投产后，在枯水期将增加发电量 23.7%，多年平均发电量增加 5.3%。从历史数据看，五一桥水库断 面多年平均天然来水流量基本稳定。

四川省电网消纳能力持续提升，五一桥水电站弃水量逐年下降。水电由于丰枯期发电能力差异明显，当电 网无法全部消纳发出的电力，多余的来水将无法被充分利用而产生弃水。2019 年以后，五一桥水电站弃水电 量逐年下降，2022 年，弃水电量占总发电量的比重已降至 5%以下。弃水电量下降的主要原因为外送通道的改 善、省内用电需求的增长、来水利用效率提高和区域内电力生产增速放缓。外送通道方面，四川省近年规划建 设多条输送线路以解决省内电网消纳及弃水问题。2019 年至 2022 年，川渝第四通道、渝鄂直流背靠背联网工 程及雅中直流工程先后建成投运。2022 年 12 月，四川省人民政府印发了《四川省电源电网发展规划（2022- 2025 年）》，明确了四川省电网建设的主要目标。省内用电需求方面，2019 年以后四川省电力消费年均增速 超 7%，连续 4 年高于电力生产增速，为五一桥水电站电力消纳提供市场空间。

原始权益人依托控股股东中国电建平台优势，专业运营管理能力强，旗下储备资产丰富。原始权益人电建 水电开发公司的控股股东为上市公司中国电建，承担了国内 65%以上的中大型水利水电建设任务，装机容量 大，技术能力强，是当今世界科技水平领先的水利水电建设企业。依托中国电建平台优势，原始权益人在人 才、资金和技术方面，相比于同行业具有专业优势。目前原始权益人已拥有水电、风电、光伏资源开发权约 1200 万千瓦，投产总装机 330 万千瓦，年发电能力 150 亿千瓦时。投资项目主要分布在四川、新疆、西藏等 地，在缅甸、老挝、埃塞俄比亚等海外市场承担有电源开发和电力运维业务。

3.8 光伏发电之华夏特变电工新能源 REIT：外送天中消纳 97%的售电量

华夏特变电工新能源 REIT 资产为哈密光伏项目，总装机容量 150 兆瓦千瓦，国补预计于 2034 年到期。 华夏特变电工新能源 REIT 底层资产为哈密东南部山口光伏园区的光伏发电项目，位于新疆维吾尔自治区哈密 市伊州区，总装机容量 150 兆瓦，当期评估值 10.33 亿元。哈密光伏项目于 2016 年 6 月 18 日投产与并网运 营，机组设计寿命 25 年，到期时间为 2041 年 6 月 17 日，剩余约 18 年。哈密光伏项目位于光伏发电一类资源 地区，项目全生命周期合理利用小时数为 32,000 小时，全生命周期补贴电量为 48 亿千瓦时。预计项目将于 2036 年全部上网电量发电利用小时数达到 32,000 小时且在并网之日起满 20 年内，后续将不再享受补贴 外送天中为哈密光伏项目的主要消纳方式，近三年累计占比约 97%。哈密光伏项目是“天中直流”（原名 “哈郑直流”，指哈密南-郑州±800 千伏特高压直流输变电线路）的配套项目，所发电量主要通过天中直流 特高压线路外送华中地区，优先保供河南，对于天中直流未消纳的发电量，则可通过国网新疆与国家能源局西 北监管局调度，由省间外送交易或者疆内替代交易消纳。从历史年度实际售电结构来看，外送天中为哈密光伏 项目的主要消纳方式，且比较稳定。2020 年、2021 年、2022 年和 2023 年 1-6 月，哈密光伏项目通过天中直 流消纳的结算电量分别为 25,393.26 万千瓦时、25,210.39 万千瓦时、23,094.00 万千瓦时和 13,166.01 万千 瓦时，2020-2022 年外送天中累计售电量占全部累计售电量的比例为 96.57%。

哈密光伏项目上网电价呈上升态势，国补占上网电价的比重约为 75%。哈密光伏项目位于新疆维吾尔自治 区哈密市，哈密全年日照时数 3170-3380 小时，光能资源突出，是全国日照时数最充裕的地区之一。哈密光 伏项目上网电价由结算电价和补贴电价两部分组成，销售电量主要通过天中直流外送及市场交易两种方式，其 中市场交易包含省间交易及疆内替代交易，因此结算电价分为天中直流外送电价、省间交易电价和疆内交易电 价。2020 年、2021 年、2022 年和 2023 年 1-6 月，哈密光伏项目通过天中直流消纳的结算电量平均结算电价 分别为 0.2055 元/千瓦时、0.2059 元/千瓦时、0.2121 元/千瓦时和 0.2413 元/千瓦时。2020 年、2021 年、 2022 年和 2023 年 1-6 月哈密光伏项目整体平均结算单价 0.2022 元/千瓦时、0.2003 元/千瓦时、0.2068 元/ 千瓦时和 0.2392 元/千瓦时。由于外送天中为哈密光伏项目的主要消纳方式，因此哈密光伏项目整体平均结 算单价与天中消纳电量平均结算电价基本持平。此外，哈密光伏项目执行的可再生能源补贴电价（国补电价） 为 0.65 元/千瓦时，占哈密光伏项目上网电价的比重约为 75%。

售电收入随光伏电板发电能力衰减逐年小幅降低，项目整体维持较高盈利水平，年化分派率高于 8%。 2020-2022 年，哈密光伏项目的历史发电量及收入趋于稳定，分别实现售电收入 19,355 万元、19,109 万元、 18,563 万元和 10,209 万元。最近三年，哈密光伏项目的售电收入呈小幅下降趋势，主要系光伏电板发电能力 衰减所致，未来出现较大波动的可能性较小。2020-2022 年及 2023 年 1-6 月，哈密光伏项目 EBITDA 分别为 14,868 万元、17,747 万元、19,229 万元和 9,111 万元，其中 2022 年度 EBITDA 涨幅较大主要由于 2022 年项目 收回以前年份的国补应收账款所致。预计项目 2023 年 7-12 月及 2024 年度可供分配金额分别为 5,700 万元元 和 1.27 亿元，净现金流分派率分别为.64%19 和 9.71%，投资回报良好。

项目国补平均回款周期为 3.57 年，已通过保理方式平滑现金流以保障投资人收益。哈密光伏项目 2016 年 6 月并网发电，但因政策原因，2020 年才纳入国补清单并开始获得国补款项拨付，历史国补回款周期较长。截 至 2023 年 6 月 30 日，哈密光伏项目的国补平均回款期为 3.57 年。近年来随着国补核查机制的设置与已并网 项目整体核查逐步完成，本项目国补的回款周期明显缩短，最近一次国补的回款周期已缩短至 2 年以内，预 计未来随着机制的完善，国补回款周期将进一步缩短。此外，出于稳定现金流的考量，基金管理人已与保理银 行签订《保理合作协议》，通过保理的方式平滑国补回收期，保障投资人投资收益的可预期性。

河南省电力需求稳中有升，天中直流利用率预计将维持在较高水平，项目限电率整体呈下降趋势。哈密光 伏项目是“天中直流”的配套项目，所发电量外送华中地区，优先保供河南省。河南省作为用电大省，2017- 2022 年全社会用电量稳中有升，每年的发电量均小于用电量，用电缺口自 2021 年以来稳步提升。2022 年河南 省全社会用电量 3908 亿千瓦时，较 2021 年增长 7.16%，增速高于全国平均水平 3.90%。2022 年河南省电力缺 口超过 700 亿千瓦时，在全国存在电力缺口的 15 个省市中排名第 8。另外，河南省能源行业碳排放占比较 高。《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划的通知》指出，国家要求河南省煤炭消费减量 10% 左右，为缓解实现双碳目标的压力，预计“十四五”期间将有 60%左右的能源需从省外引入。项目限电率自 2020 年以来呈现波动态势：2021 年由于开展省内交易，限电率较 2020 年有所下降；2022 年由于新疆相关电 网改扩建及集中检修、河南地区用电量因年末公共卫生事件而下降，限电率又略有提升。总的来说限电率虽有 波动，但整体呈下降趋势。考虑到河南省稳中有升的电网消纳能力与亟待改善的能源结构及及哈密地区较低的 发电成，未来天中直流的利用率预计将长期维持在较高水平，同时项目限电率有望持续下降。

编辑：火腿肠