首先汇报一下自己对新能源行业发展的个人见解和看法；第二方面介绍一下新能源融资租赁的一些情况；第三个方面简单谈一谈新能源融资租赁业务的风险管理。

　　第一，对新能源行业发展的看法和认识。

　　1.受益于双碳战略，行业高速增长。

　　2020年习近平总书记在75届联大会议上提出了“双碳战略”，政策影响下，近几年来新能源行业实现了高速发展，为融资租赁业务提供了广阔的发展空间。光伏新增装机从2013年的12.9GW，增长到2023年3季度的128.94GW，年均增长率超过85%，2023年预计全年新增装机规模接近200GW；风电新增装机从2013年的16GW增长到2023年的33GW，2020年为风电的抢装年，全年新增装机高达71GW。此后，属于陆上风电的平价时代来临，风电的装机规模有所下降。

　　2.技术进步推动，系统建造成本快速下降。

　　光伏方面，目前我国光伏系统造价已由2013年8元/瓦下降到大概3.6元/瓦，光伏组件也从当时的5.5元左右下降到现在的不到1.2元左右，除了2022年由于上游原材料涨价，组件价格有所上扬以外，其余年份都在持续下降。伴随着单机容量的增大，以及电机系统的技术进步，风力发电成本也在持续下降，陆上风电造价从8元/瓦下降到目前接近5元/瓦。

　　3.电网消纳能力增强，弃风弃光现象好转。

　　随着我国特高压建设的不断推进，以及新型智能电网的升级，再加上电网侧储能系统的建设，目前电网对新能源的消纳能力进一步增强，之前困扰行业发展的弃风弃光现象有所好转。从图中可以看出，全国平均弃风率从2016年的17%下降到2022年的2.4%左右，弃光率从2016年的10.3%下降到2022年的1.2%左右。

　　4.国补核查基本结束，补贴拖欠问题有望解决。

　　2021年，三部委联合发文开展国补核查工作，截至目前，核查工作已基本结束，2022年11月已经公布了第一批合规项目清单，经过此轮核查，已基本摸清了国补资金的使用情况，为未来进一步解决国补拖欠问题打下了坚实的基础。

　　初步测算，可再生能源每年需要的补贴总量资金约在1500亿左右，按照每度1.9分的可再生能源附加，每年可以筹集的补贴资金大概为1000亿元，到2022年底，可再生能源的补贴资金缺口大约在3600亿左右。初步估计，随着用电量的增加，补贴资金的增加，早期并网项目将在15年后逐步退出，预计2032年左右国补资金可以达到收支平衡的状态。

　　5.分布式光伏崛起，装机规模井喷。

　　受政策利好影响，户用分布式光伏开启了爆发式增长的时代，特别是2021年开始，分布式光伏装机已经超过了集中式光伏装机。根据数据统计，截至2023年9月底，分布式光伏的累计装机超过220GW，占到光伏总装机一半以上。

　　6.市场进入洗牌阶段，机遇与挑战并存。

　　一是电站交易愈发活跃。2018年开始由于国补拖欠等问题，很多民营企业自身现金流出现问题，开始大规模转让资产。截至目前，电站资产交易市场相对比较完善，资产估值也比较成熟，交易愈发活跃，很多央企在自主开发的基础上开始大规模收购风电和光伏资产。

　　二是配套储能已成大势所趋。储能系统可以跟踪风电和光伏的发电情况，进行发电出力平滑，从而减少对电网的冲击，因此很多省份对新能源电站提出强制配储的要求，“新能源+储能”模式已经成为新能源消纳难题的有效解决途径，国内储能市场也迎来了高速增长。截至2022年底，我国储能累计装机60GW，其中有大部分是抽水蓄能，而电化学储能占到30%左右。

　　三是资源向头部集中。随着平价时代的来临和市场开发的进一步规范，风电、光伏资源逐步向新能源头部企业集中，对集中式光伏来说，项目单体量变大，大基地项目变多，有资金实力的头部企业更容易受到地方政府青睐。在具体开发时，央国企管理规范，资金实力雄厚，民企决策快、效率高，民企和央国企合作开发的项目逐渐成为市场主流。

　　四是产业带动作用明显。新一轮的新能源投资浪潮中，伴随着系统成本的不断下降，项目收益率不断提高，地方政府将新能源作为拉动地方经济，带动产业发展的重要抓手，很多地区都要求落地配套产业才能获得核准或备案指标。

　　第二，分享一下近年来新能源融资租赁的基本情况。

　　1.新能源融资租赁业务的主要参与者。

　　我国新能源融资租赁业务起步与2014年，伴随新能源产业的发展不断壮大，最开始主要以电力系融资租赁公司为主，依靠产业背景和专业能力介入新能源领域。近几年随着绿色金融政策力度的不断加大，银行等传统金融机构逐渐成为市场的主要资金提供方，他们的资金成本低、期限长、优势比较明显，导致利率逐步下降。因此，针对传统金融机构的竞争，融资租赁公司开展差异化竞争策略，利用其融资比例比较高、风险承受能力比较强、用信条件比较灵活、审批效率比较高的优势，提供差异化产品。目前主要的参与方是头部金租和能源系融资租赁公司，市场份额上平分秋色。

　　2.新能源融资租赁主要业务类型。

　　在近十年融资租赁业务的发展过程中，售后回租份额大概占80%，直租约占15%，兼营保理约5%。业务模式主要以售后回租为主，主要原因分析有三点，一是新能源建设期的直租项目风险较大，回租操作相对简单；二是近几年来，新能源融资市场利率持续走低，业主也通过多轮的方式置换直租融资，降低财务费用；三是电量资产交易比较活跃，更换业主以后，新股东也有置换直租融资、降低财务费用的需求。基于以上这些情况，回租在存量资产中占据大部分比例。

　　就细分领域来看，光伏融资业务占比较高，约在60%，风电约占30%，储能及其他的约占10%，主要原因是风电的开发难度相对较大，建设周期较长，对业主的信用资质要求可能比较高，因此风电领域，传统商业银行的参与度是比较高的。

　　3.新能源资产开展融资租赁业务的优势。

　　新能源融资租赁业务是以能够产生电费收入的发电资产为核心，通过对收费权和股权的控制，保障租赁债权的金融服务。在目前强调租赁物适格性的情况下，电站资产是一个良好的租赁物，且真实存在、能够产生稳定收益。电站的股权价值是可以评估的，有较为成熟的交易市场，每一个电站项目都是一个单独的项目公司，可以与其他的资产，特别是业主的其他公司相隔离。

　　第三，分享一下新能源融资租赁的差异化发展之路。

　　1.必要性。

　　2020年“双碳政策”提出以后，各路资本蜂拥进入新能源行业，新能源领域迎来了前所未有的发展机遇。看似繁荣的市场背后，新能源融资租赁行业却面临着越来越激烈的内卷竞争。

　　具体表现在，一是行业收益水平迅速下降。2014年，我刚开始从事新能源融资租赁业务的时候，对民营业主的收益率达到8%—9%，而目前的收益率已经下降到5%以下，对于央企的收益率，甚至下降到4%以下，对于传统商业银行来说，十年期的中长期贷款利率已经下降到3.5%以下，下降的比较厉害。第二方面是产品的同质化比较严重。各家租赁公司针对新能源产业融资需求的产品还是比较单一的，交易结构也相对同质化，针对客户个性化需求反应的不是那么强烈，只能导致在价格上相互倾轧。第三方面是风险措施不断减弱。报价阶段，同一个项目可能有3、4家，甚至7、8家租赁公司报价，业主通常会拿着多家的方案相互比对，最后在差异不大的情况下，租赁公司只能被动放弃部分风控措施，以获得竞争优势，导致项目的风控措施不断减弱，增加了行业的风险。

　　2.新能源融资租赁发展的差异化定位。

　　在激烈的内外部竞争形势下，租赁公司要获得自身核心优势，就必须在更高层次、更高水平上推进产融结合，要将服务模式向新能源产业链延伸，要将金融手段嵌入到新能源全产业链中，充分发挥“综合金融+产业链”的优势，积极构建新型产融结合的商业模式。一是以产品为中心的被动型服务向以客户为中心的主动性服务转变；二是由单一的资金提供方向资金提供与指标开发、产业整合、风险管理、资产管理相结合的综合性服务方转变，三是由债权型向股权债权联动型转变；四是由融资型向融资融物融智型转变，为客户提供融资租赁、保理、信托、基金等一站式金融服务。

　　3.新能源融资租赁的差异化优势。

　　一般来说，产业系租赁公司具有较强的产业协同能力，主要表现在以下几方面。

　　一是集团产业有新能源背景，比如说有设备制造、风机、光伏组件制造，项目开发，电力工程施工，或者是电力运营等产业的支撑。第二是很多产业系租赁公司都有集团内的保理公司、基金公司、信托公司进行融融协同。这些产业优势都是传统银行所不具备的，因此租赁公司要充分发挥上述优势，在新能源电站开发、价值评估、结构设计、风险化解方面提供差异化产品，构筑各自公司的护城河。

　　二是租赁公司反应灵敏的价格政策。租赁公司要利用反应灵敏的价格政策优势，主动对接资金市场和产业市场变化，建立敏感的价格传导机制，使资产与负债的收益相匹配。如适应客户分段利率的需求，可以更好地匹配电站的实际现金流，有的租赁公司甚至可以在建设期不收取租金，甚至不收利息的方式，将利息均摊到运营期，来减少项目建设期的资金压力。

　　三是量身定制的交易结构。租赁公司可以根据项目的实际情况为客户量身定制交易结构，灵活的制定还本计划和还租频次，也可以根据国家补贴到位的不确定性，设置一些或有租金或附加租金的方式来调节电站现金流。

　　四是灵活多样的风控措施。新能源融资租赁产品一般是三件套，即股权、收费权和账户监管，可以根据各家产业背景的不同，风险承受能力的不同，设置不同的风控措施。比如说在建项目，若EPC为集团内的电力施工企业，可以放宽部分项目非核心建设手续的要求，以及设备预付款、备料款的约束条件，同时与兄弟EPC方协同，保证建设资金的风险可控。

　　4.中核租赁新能源融资租赁的差异化产品和服务。

　　第一方面是传统并网项目的电站售后回租，这部分期限较短，很多在一年或者两年时间就全部还款了，因为有银行资金来替代。

　　第二个是已开工或等待开工的新能源电站全周期的直租，这部分其实现在也很少，即使是直租，一般期限也不超过三年，因为后期建成之后也有金融机构来替代。

　　第三个是EPC+融资租赁，针对前期手续比较繁杂，审批手续过长，主要设备需要支付预付款、备料款的情况，这部分业务还是比较多的，联合集团内和集团外资信较高的EPC方，提供并网前的过渡性融资，在项目建成后由银行等金融机构资金替换后再退出。

　　第四方面是大力支持央国企预收购业务的配套融资，包括集团内的、其他央企以及地方国企的预收购。如果项目已经建成的话，通过交易结构的设计置换原有债权，偿还EPC欠款，对原有的债权债务进行重组，以便收购单位能够顺利股转。对于新建项目，我们发挥融资租赁的灵活性及EPC方的建设能力，提前帮收购企业锁定股权，锁定项目资源。如果不锁定的项目股权，一旦项目建成，之后就是市场谁出价高，业主卖给谁，违约成本相对较低。如果股权质押在协同的公司手上，他违约的成本代价还是比较高的。

　　第五部分是租赁+保理产品，对于新能源电站固定资产净值不足的问题，可以配上保理来增大融资的额度。对于业主资本金比较少的情况，特别是在建设期，配套直租+工程款保理的方式，能够解决小业主资金不足的情况，小业主甚至只需要出少量资金就可以建成项目。

　　“租银通”特别是对于集团内企业来说还是比较好的，集团内的客户授信是比较高的，可以帮助客户来节税。投租联动产品现在也是比较热的话题，大家也在不断的讨论这方面的产品。

　　第四，新能源融资租赁的风险管理。

　　我理解新能源风险管理的基本逻辑就是“十六字方针”，即资产优质、信用优良、结构合理、资信得当。基本原则是做到“四个可控”，项目总投资额可控，防止追加投资；项目经济性可控，能够满足公司的要求；工程进度可控，保证项目按时并网发电；项目收入可控，防止业主挪用。

　　风险管理的要点上，最核心的是电站价值评估，是我们做融资租赁新能源业务的逻辑起点。其次是资源评估，资源评估直接影响到电站价值的评估。然后是合规手续的评估，保证项目是否可以建成。再就是资金用途的评估，保证资金专款专用。之后是建设风险的评估，评估能不能建成。建成之后是还款能力的评估。

　　最后讲一下新能源风险管理所面临的挑战。第一个方面就是对于国补的项目，已形成的补贴到位时间依然存在一定不确定性。第二个方面是项目建成过程中存在各种各样的风险，比如说村民的阻工等。第三个方面是消纳风险，以前山东、河北很多地区是不限电的，但随着户用光伏装机量迅速上升，导致分布式光伏，甚至是户用光伏也开始限电，这也是新的变化。第四个方面是市场交易的风险，目前来说，交易电价确实是难以控制的，有些地方交易电价比较高，甚至高出标杆电价，有些地区可能离标杆电价差距比较大，比如云南地区。