“雙碳”目標(biāo)背景下光伏產(chǎn)業(yè)政策及外部性收益研究

葉愷慧

(中國能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院有限公司，廣州 510000)

0 引言

在碳達(dá)峰、碳中目標(biāo)(下文簡稱為“‘雙碳’目標(biāo)”)背景下，國家發(fā)展和改革委員會(huì)針對(duì)能源電力行業(yè)提出了以下脫碳路徑：電源側(cè)方面，利用高比例清潔能源發(fā)電裝機(jī)替代傳統(tǒng)煤電裝機(jī)；電網(wǎng)側(cè)方面，通過特高壓電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)大電網(wǎng)互聯(lián)；用戶側(cè)方面，倡導(dǎo)用電能替代化石能源主導(dǎo)能源消費(fèi)，實(shí)現(xiàn)高電氣化水平的能源使用場(chǎng)景，從而構(gòu)建清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系和以新能源為主體能源的新型電力系統(tǒng)。預(yù)計(jì)到2030年，新增電力需求將全部由清潔能源滿足；到2060年，清潔能源裝機(jī)容量將達(dá)到96%，煤電裝機(jī)退出電源供給側(cè)，光伏發(fā)電裝機(jī)將成為最主要的電源供應(yīng)類型。

面對(duì)“雙碳”目標(biāo)帶來的清潔能源大發(fā)展時(shí)代，未來新能源發(fā)電裝機(jī)將呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。各大發(fā)電央企紛紛加快向清潔能源轉(zhuǎn)型的步伐，在“十四五”期間均大幅提高了各自的清潔能源規(guī)劃裝機(jī)規(guī)模，但受光照資源、土地資源和消納條件等多因素制約，未來光伏發(fā)電增量市場(chǎng)規(guī)模有限，存量市場(chǎng)并購成為發(fā)電央企的重點(diǎn)關(guān)注領(lǐng)域。但目前受央企監(jiān)管要求、補(bǔ)貼拖欠等因素影響，并購估值測(cè)算邊界條件趨緊，測(cè)算對(duì)價(jià)普遍偏低[1]。因此，對(duì)發(fā)電行業(yè)投資者而言，未來光伏行業(yè)的政策走勢(shì)、商業(yè)模式發(fā)展和增量效益挖掘成為值得關(guān)注的重點(diǎn)。本文從光伏行業(yè)的政策與商業(yè)模式出發(fā)，對(duì)目前光伏行業(yè)發(fā)展中的困境和未來政策走勢(shì)進(jìn)行總結(jié)和分析；同時(shí)針對(duì)目前光伏發(fā)電項(xiàng)目并購估值偏低的問題，提出碳排放權(quán)交易市場(chǎng)(下文簡稱為“碳市場(chǎng)”)等環(huán)保外部性收益，并以南方區(qū)域某集中式光伏電站為例進(jìn)行實(shí)證分析。

1 光伏行業(yè)發(fā)展中的困境和未來政策走勢(shì)

1.1 多渠道拓寬可再生能源收入來源

1.1.1 配額制與綠證

國家發(fā)展和改革委員會(huì)、財(cái)政部、國家能源局于2017年1月18日發(fā)布了《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》(發(fā)改能源[2017]132號(hào))[2]，擬進(jìn)行新能源綠證的核發(fā)和認(rèn)購工作；進(jìn)而財(cái)政部、國家發(fā)展和改革委員會(huì)、國家能源局又于2020年1月20日發(fā)布了《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》(財(cái)建[2020]4號(hào))[3](下文簡稱為“《意見》”)，確認(rèn)從2021年起全面擴(kuò)大綠證交易的規(guī)模，并拓寬綠證的交易場(chǎng)景和方式，可再生能源企業(yè)可以通過綠證來替換拖欠的國補(bǔ)。

該《意見》的全面推行，一方面是為了解決新能源發(fā)電企業(yè)補(bǔ)貼拖欠的問題，新能源發(fā)電企業(yè)可以將自己的補(bǔ)貼電量以1 MW為單位認(rèn)購成綠證出售，一旦售出的電量不再享受國家可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼。另外，在買家方面，綠證作為配額制的補(bǔ)充制度，當(dāng)某個(gè)單位無法完成當(dāng)年指派的最低消納責(zé)任權(quán)重時(shí)，可以通過綠證交易市場(chǎng)來解決消納缺口。

但從綠證交易制度實(shí)施情況來看，根據(jù)中國綠色證書認(rèn)購交易平臺(tái)數(shù)據(jù)顯示，截至2021年底，中國累計(jì)核發(fā)風(fēng)電和光伏發(fā)電綠證超過0.27億張，但實(shí)際成交量不足4.2萬張，僅占核發(fā)總量的約0.15%。綠證成交量偏低的主要原因在于替代補(bǔ)貼的綠證價(jià)格偏高，以光伏發(fā)電為例，近年來光伏發(fā)電綠證的價(jià)格最高為2017年，達(dá)到了0.745元/kWh，2021年光伏發(fā)電綠證的均價(jià)為0.668元/kWh，在當(dāng)前可再生能源平價(jià)上網(wǎng)的環(huán)境下，替代補(bǔ)貼的綠證價(jià)格遠(yuǎn)高于各地標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)水平。因此，新能源發(fā)電企業(yè)放棄補(bǔ)貼，用出售綠證的方式回收資金缺乏可操作性[2]。

1.1.2 碳排放權(quán)交易

2021年，國家生態(tài)環(huán)境部印發(fā)《碳排放權(quán)交易管理辦法(試行)》(生態(tài)環(huán)境部令2020年第19號(hào))[4](下文簡稱為“《辦法》”)，明確了碳市場(chǎng)的交易辦法，同時(shí)以發(fā)電企業(yè)為主的企業(yè)碳排放指標(biāo)也將制定并下發(fā)，煤炭、石油、天然氣等化石能源使用大戶，將迎來新的碳排放挑戰(zhàn)。

在《辦法》的框架內(nèi)，超標(biāo)排放企業(yè)主要有3個(gè)解決路徑：1)投入資金進(jìn)行減碳技術(shù)研發(fā)，避免超標(biāo)排放罰款；2)超標(biāo)排放后通過碳市場(chǎng)交易購買碳配額；3)超標(biāo)排放后接受罰款[4]。

從實(shí)施情況來看，在2021年，中國區(qū)域碳市場(chǎng)成交量達(dá)到1.79億t，成交金額達(dá)76.61億元，為2020年各個(gè)試點(diǎn)交易所交易總量的3倍。隨著《辦法》的實(shí)施，至“十四五”末，碳排放權(quán)交易量有望繼續(xù)翻番。從價(jià)格方面來看，全國市場(chǎng)碳配額均價(jià)呈顯著上升趨勢(shì)，根據(jù)上海環(huán)境能源交易所數(shù)據(jù)顯示，自2021年7月全國碳市場(chǎng)上線交易以來，截止2021年12月31日，收盤價(jià)達(dá)到了54.22元/t，較首日開盤價(jià)增長了13%。

要使學(xué)生掌握抽象數(shù)學(xué)對(duì)象、發(fā)現(xiàn)和提出數(shù)學(xué)問題的方法，要將此作為教學(xué)的關(guān)鍵任務(wù)，以實(shí)現(xiàn)從“知其然”到“知其所以然”再到“何由以知其所以然”的跨越.

在目前“雙碳”目標(biāo)背景下，對(duì)于超標(biāo)排放企業(yè)，在應(yīng)清繳配額5%的范圍內(nèi)，可通過國家核證自愿減排量(CCER)進(jìn)行抵消，作為新能源發(fā)電企業(yè)，則可通過出售CCER來幫助控排企業(yè)解決超標(biāo)排放問題，如果傳統(tǒng)煤電企業(yè)同時(shí)擁有新能源發(fā)電項(xiàng)目作為抵消，就可以節(jié)約這部分碳配額交易的支出。在操作層面，可根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會(huì)發(fā)布的《中國區(qū)域電網(wǎng)二氧化碳基準(zhǔn)線排放因子OM計(jì)算說明》的碳排放因子系數(shù)，按煤電項(xiàng)目全生命周期的平均年發(fā)電量折算為碳減排量，從而計(jì)算全生命周期的碳收益，可以作為傳統(tǒng)煤電企業(yè)投資新能源發(fā)電企業(yè)的一個(gè)外部性收益。

1.2 多政策解決新能源補(bǔ)貼拖欠問題

多年來，中國可再生能源行業(yè)的發(fā)展令全球矚目，開發(fā)利用規(guī)模不斷擴(kuò)大，財(cái)政補(bǔ)貼為可再生能源的快速發(fā)展提供了有力支持，但由于補(bǔ)貼資金來源不足、行業(yè)發(fā)展初期一些企業(yè)或地區(qū)非理性投資等原因，補(bǔ)貼資金的缺口越滾越大，而補(bǔ)貼的長期拖欠又令全行業(yè)負(fù)重前行。

截至2021年底，可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼資金缺口累計(jì)達(dá)到3000億元以上。據(jù)測(cè)算，目前每年征收的可再生能源電價(jià)附加資金為當(dāng)年電價(jià)補(bǔ)貼需求資金的一半左右。

近年來，光伏行業(yè)出現(xiàn)民企甩賣光伏電站的熱潮，原因之一就是企業(yè)深陷補(bǔ)貼拖欠困局、資金鏈緊張。如何徹底解決巨額且不斷增加的存量項(xiàng)目的補(bǔ)貼資金缺口，已成為影響行業(yè)長期發(fā)展的關(guān)鍵問題。下文總結(jié)并分析了近期出臺(tái)的最新政策趨勢(shì)，提出未來補(bǔ)貼拖欠問題的解決思路。

1.2.1 應(yīng)收賬款申請(qǐng)確權(quán)貸款

2021年2月，國家發(fā)展和改革委員會(huì)等五部委聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于引導(dǎo)加大金融支持力度促進(jìn)風(fēng)電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知》(發(fā)改運(yùn)行[2021]266號(hào))[5]，針對(duì)新能源電價(jià)補(bǔ)貼拖欠問題，給出了新的解決思路：已進(jìn)入各批國補(bǔ)目錄的新能源項(xiàng)目企業(yè)，對(duì)已確權(quán)應(yīng)收未收的財(cái)政補(bǔ)貼資金，可申請(qǐng)補(bǔ)貼確權(quán)貸款；同時(shí)，通過核發(fā)綠證來適當(dāng)補(bǔ)貼貸款產(chǎn)生的財(cái)務(wù)費(fèi)用。

1.2.2 拖欠補(bǔ)貼置換新項(xiàng)目開發(fā)權(quán)

2021年5月，國家能源局發(fā)文提出，全國統(tǒng)一可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重將從2021年的29.4%上升到2030年的40.0%，其中非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重從2021年的12.9%上升至2030年的25.9%；同時(shí)，對(duì)各省2021—2030年的非水可再生能源消納目標(biāo)提出要求，在2021年消納目標(biāo)的基礎(chǔ)上，要求各省非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重年均提升1.25%左右，并遵循“只升不降”原則[6]。

在此背景下，為完成“十四五”開局之年的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重，國家能源局于2021年2月26日發(fā)布《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知(征求意見稿)》(下文簡稱為“《征求意見稿》”)，提出各省應(yīng)圍繞“以非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重目標(biāo)來確定年度風(fēng)電、光伏發(fā)電新增并網(wǎng)規(guī)模和新增核準(zhǔn)(備案)規(guī)模”的思路，對(duì)風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)做出規(guī)劃；同時(shí)，針對(duì)消納的保障機(jī)制、存量項(xiàng)目建設(shè)、分散式風(fēng)電發(fā)展等方面做出指引。

《征求意見稿》指出，原則上各省應(yīng)有不少于1/3的保障性并網(wǎng)規(guī)模，定向用于存在欠補(bǔ)的企業(yè)，以減少追討應(yīng)發(fā)的欠補(bǔ)(下文簡稱為“減補(bǔ)”)來獲得保障性并網(wǎng)資格。也就是說，將新項(xiàng)目綁定老項(xiàng)目，新項(xiàng)目建設(shè)規(guī)?？赏ㄟ^降低老項(xiàng)目補(bǔ)貼的方式獲得。該內(nèi)容為新能源發(fā)電企業(yè)的保障并網(wǎng)規(guī)模提供了靈活空間，新能源發(fā)電企業(yè)可根據(jù)自身需要來獲得保障性并網(wǎng)資格，有利于“十四五”期間的并網(wǎng)容量向目前裝機(jī)規(guī)模較大的新能源發(fā)電企業(yè)傾斜；但該內(nèi)容同時(shí)會(huì)對(duì)新能源發(fā)電企業(yè)存量項(xiàng)目收益造成不利影響，在后續(xù)的正式發(fā)文中也未采用這樣的做法，因此該內(nèi)容可作為欠補(bǔ)企業(yè)一種可探索的辦法和路徑，減補(bǔ)與并網(wǎng)額度之間的兌換機(jī)制也有待探索。

1.3 “光伏+儲(chǔ)能”將成為光伏電站的主流開發(fā)模式，但受儲(chǔ)能造價(jià)和平價(jià)上網(wǎng)影響，目前經(jīng)濟(jì)性不足

大規(guī)模新能源并網(wǎng)將帶來電力系統(tǒng)“雙峰雙高”和“雙側(cè)隨機(jī)性”的問題，即電網(wǎng)夏季、冬季負(fù)荷高峰，高比例可再生能源、高比例電力電子裝備；風(fēng)電、光伏發(fā)電的波動(dòng)性和間歇性帶來的電源側(cè)出現(xiàn)隨機(jī)波動(dòng)，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)的需求側(cè)單側(cè)隨機(jī)系統(tǒng)向雙側(cè)隨機(jī)系統(tǒng)演進(jìn)?！半p峰雙高”和“雙側(cè)隨機(jī)性”將會(huì)影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行、電能質(zhì)量和經(jīng)濟(jì)調(diào)度，在此背景下，為保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，電化學(xué)儲(chǔ)能的需求呈快速增長趨勢(shì)，通過儲(chǔ)能裝置的調(diào)節(jié)，可以改善負(fù)荷走向、降低峰谷差、增大新能源電力的接入比例，通過參與系統(tǒng)頻率的調(diào)節(jié)改善電網(wǎng)的穩(wěn)定性。從政策層面看，多個(gè)省份已出臺(tái)政策鼓勵(lì)甚至強(qiáng)制新能源配置儲(chǔ)能，配置比例為5%～20%；其中安徽省、湖南省、山東省和新疆維吾爾自治區(qū)要求的配置比例高達(dá)20%以上，未來“光伏+儲(chǔ)能”有望成為光伏電站的主流開發(fā)模式。

從經(jīng)濟(jì)性的角度考慮，目前儲(chǔ)能造價(jià)仍然是制約光伏電站配置儲(chǔ)能的主要因素。磷酸鐵鋰電池受材料價(jià)格上漲影響，短期內(nèi)單位造價(jià)不會(huì)低于2元/W，目前按政策配比要求，將會(huì)給光伏電站帶來約10%以上的初始投資造價(jià)提升；由于儲(chǔ)能裝置在電源側(cè)主要提供削峰填谷和平滑出力曲線的功能，獲得的主要是調(diào)峰收益，目前儲(chǔ)能商業(yè)模式中經(jīng)濟(jì)性較好的套利和調(diào)頻收益很難取得，測(cè)算得到項(xiàng)目全生命周期內(nèi)部收益率將低于國家長期貸款利率。對(duì)于新能源投資企業(yè)而言，除非國家針對(duì)新能源配置儲(chǔ)能提供有力的補(bǔ)償措施，否則目前投資“光伏+儲(chǔ)能”項(xiàng)目的投資收益表現(xiàn)不佳[7]。

1.4 “隔墻售電”政策有望落地，分布式光伏發(fā)電迎來新的盈利增長點(diǎn)

2017年10月，國家發(fā)展和改革委員會(huì)、國家能源局印發(fā)了《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)的通知》(發(fā)改能源[2017]1901號(hào))，提出分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目可以進(jìn)行“隔墻售電”，直接售電給電力用戶并向電網(wǎng)支付過網(wǎng)費(fèi)，但由于申報(bào)材料出具、過網(wǎng)費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)等問題，“隔墻售電”試點(diǎn)實(shí)施一直未落地。2019年底，江蘇省率先發(fā)布并實(shí)施有關(guān)“隔墻售電”落地配套文件，提出35 kV以下電壓等級(jí)、裝機(jī)規(guī)模小于等于20 MW的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，可以與配電網(wǎng)內(nèi)就近及符合要求的電力用戶進(jìn)行交易，并明確過網(wǎng)費(fèi)計(jì)價(jià)方式。

相比“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”項(xiàng)目，“隔墻售電”用戶選擇靈活，解決了自發(fā)自用項(xiàng)目用戶用電不穩(wěn)定這一痛點(diǎn)；相比全額上網(wǎng)項(xiàng)目，“隔墻售電”模式可以獲得一個(gè)相對(duì)較高的交易電價(jià)；而與常規(guī)電力交易相比，“隔墻售電”模式是買賣雙方都可得利的模式，免交最高電壓等級(jí)輸配費(fèi)用和交叉補(bǔ)貼減免帶來的空間，使買賣雙方都能從中獲益。相信等未來“隔墻售電”相關(guān)政策明朗后，分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目“隔墻售電”模式將成為光伏投資者的重要盈利增長點(diǎn)。

2 外部性收益實(shí)證分析

光伏發(fā)電項(xiàng)目的外部性收益主要包括碳減排、節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤和減少污染物排放等方面，本文選取南方區(qū)域某集中式光伏電站的相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行外部性收益的實(shí)證分析。該項(xiàng)目并網(wǎng)容量為150 MW，全生命周期為25年；按0.5%衰減系數(shù)計(jì)算，該項(xiàng)目經(jīng)營期內(nèi)平均每年輸送電量合計(jì)16.87萬MWh。

2.1 碳減排

該集中式光伏電站作為可再生能源發(fā)電項(xiàng)目，相對(duì)傳統(tǒng)燃煤電廠，具有減碳節(jié)能的優(yōu)勢(shì)，因此本項(xiàng)目的基準(zhǔn)線情景為由南方區(qū)域電網(wǎng)所連接的并網(wǎng)電廠及其新增發(fā)電源替代提供同等電量。根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會(huì)應(yīng)對(duì)氣候變化司發(fā)布的《中國區(qū)域電網(wǎng)二氧化碳基準(zhǔn)線排放因子OM計(jì)算說明》，南方區(qū)域電網(wǎng)二氧化碳排放因子指標(biāo)值如表1所示。

表1 南方區(qū)域電網(wǎng)二氧化碳排放因子指標(biāo)值Table 1 Index values of CO2 emission factors in the southern regional power grid

根據(jù)表1的組合排放因子，可計(jì)算得出目標(biāo)并購項(xiàng)目的碳減排量。選取2021年12月31日的收盤碳排放權(quán)交易價(jià)格(54.22元/t)，計(jì)算得出該項(xiàng)目每年節(jié)約碳配額交易支出共600.63萬元。進(jìn)而考慮2%的通脹系數(shù)，在7%折現(xiàn)率下，項(xiàng)目全生命周期的碳減排收益為7001萬元，可以作為傳統(tǒng)煤電企業(yè)投資新能源發(fā)電企業(yè)的外部性收益參考。集中式光伏電站碳減排收益計(jì)算結(jié)果如表2所示。

表2 集中式光伏電站碳減排收益計(jì)算結(jié)果Table 2 Calculation results of carbon reduction benefits of centralized PV power station

2.2 節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤

由于光伏電站的能源來源為可再生的自然光照資源，相對(duì)于傳統(tǒng)燃煤電廠而言，光伏電站所發(fā)電力起到了節(jié)約燃料和減少有害氣體排放的作用。選取全國火力發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗值作為計(jì)算分析的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)公布的全國6000 kW及以上電廠供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗，計(jì)算該集中式光伏電站經(jīng)營期內(nèi)節(jié)約的能源折算標(biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量，結(jié)果如表3所示。

表3 集中式光伏電站經(jīng)營期內(nèi)年均節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤計(jì)算結(jié)果Table 3 Calculation results of average annual savings of standard coal during operation period of centralized PV power station

從表3可以看出：該集中式光伏電站節(jié)約的能源折算標(biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量合計(jì)為5.15萬t。

2.3 減少污染物排放

根據(jù)《中國區(qū)域電網(wǎng)二氧化碳基準(zhǔn)線排放因子OM計(jì)算說明》，每噸標(biāo)準(zhǔn)煤產(chǎn)生的煙氣量約為14500 Nm3，排放濃度按《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》(發(fā)改能源[2014]2093號(hào))中規(guī)定的超潔凈達(dá)標(biāo)排放限值要求，即煙塵濃度低于10 mg/Nm3、SO2濃度低于35 mg/Nm3、NOx濃度低于50 mg/Nm3，計(jì)算燃煤發(fā)電排放系數(shù)，具體如表4所示。

表4 燃煤發(fā)電排放系數(shù)參照表Table 4 Reference table for emission factors of coal-fired power generation

根據(jù)表4中的參數(shù)及發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量，計(jì)算該集中式光伏電站每年減少的污染物排放量，計(jì)算結(jié)果如表5所示。

表5 集中式光伏電站每年減少的污染物排放量計(jì)算結(jié)果Table 5 Calculation results of annual reduction in pollutant emissions of centralized PV power station

從表5可以看出：該集中式光伏電站每年可實(shí)現(xiàn)SO2減排28.18 t，NOx減排40.33 t，灰渣減排769.50 t，煙塵減排8.10 t。計(jì)算結(jié)果說明該項(xiàng)目的減排效果突出，環(huán)境效益明顯。

3 結(jié)論與展望

國家“雙碳”目標(biāo)發(fā)布以來，發(fā)電央企和地方能源企業(yè)均把新能源開發(fā)投資作為“十四五”乃至更長一段時(shí)間的主攻方向，受用地權(quán)和光照資源情況的影響，新增市場(chǎng)受到制約，存量市場(chǎng)的并購成為各大發(fā)電企業(yè)的重點(diǎn)關(guān)注對(duì)象。與此同時(shí)，新能源補(bǔ)貼持續(xù)拖欠、中央發(fā)電企業(yè)并購參數(shù)較高均制約了光伏發(fā)電項(xiàng)目的并購估值，影響了企業(yè)并購決策。本文從光伏行業(yè)的政策與商業(yè)模式出發(fā)，分析研究了補(bǔ)貼拖欠問題的多種解決路徑，多渠道挖掘了光伏發(fā)電項(xiàng)目的收益類型，提示碳市場(chǎng)交易將成為未來新能源發(fā)電企業(yè)的主要外部性收益來源，并以南方區(qū)域某集中式光伏電站為例進(jìn)行了實(shí)證分析，可為光伏行業(yè)投資者提供決策參考。

對(duì)于各大發(fā)電企業(yè)而言，可積極利用現(xiàn)有政策，重點(diǎn)關(guān)注應(yīng)收賬款申請(qǐng)確權(quán)貸款和拖欠補(bǔ)貼置換新項(xiàng)目開發(fā)權(quán)的方式助力發(fā)電企業(yè)擺脫經(jīng)營困境。對(duì)于并購企業(yè)來說，在“雙碳”目標(biāo)背景下，收購決策可考慮納入碳排放權(quán)交易等節(jié)能減排外部性收益，適當(dāng)放寬收購邊界條件。