一、新能源资产估值和投融资决策逻辑的变化
（一）新能源发展进入市场化新时代
一方面，新能源逐步成为系统电量供应主体，系统不确定性大大增加，电力系统运行特性显著变化、电力电量平衡更加复杂。为充分消纳清洁能源发电量，必须依托大电网、构建大市场，加快建立适应新型电力系统运行特点的市场机制，统筹利用全网调节资源、深度挖掘消纳空间，为实现清洁能源高效利用提供制度保障。另一方面，在新型电力系统下电力商品低边际成本、高系统成本的变化趋势下，需要消化支撑结构升级所需的系统建设成本，需要构建面向各市场主体的新的盈利模式，交易品种除传统电量外，还有各类辅助服务，环境价值等，都需要利用市场这只无形的手来实现资源优化配置。目前，电力商品的电能量属性难以全面反映其真实价值，需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的交易品种，通过辅助服务市场、容量成本回收机制等补偿灵活调节资源收入，激发市场主体活力。
（二）新一轮电力体制改革总体成效
电力市场建设成效初显。截至目前，我国已初步建立了“统一市场、两级运作”，中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场体系；首个监管周期输配电价顺利实施，初步建立了较为完善的输配电价体系；售电侧放开平稳推进，多元化市场主体积极参与市场交易，市场意识不断增强，初步形成了多买多卖的市场竞争格局。
（三）我国电力市场建设呈现加速态势
1、2021年以前的电力市场化改革进度不尽如人意。
2002年以来的电力体制改革，除了厂网分开外，无重大改革进展，有多方面的原因，如各利益主体之间的博弈甚至对政策的绑架、新常态下的宏观经济形势、实体经济用能成本负担等，电价在计划与市场双轨中矛盾前行，取得的少量成果仅主要集中在发电侧的电量、调频辅助服务等少量交易品种上，涉电网侧和用户侧少，新交易品种少，尚未形成向用户侧传导的价格形成机制
2、能源转型和安全战略、双碳和构建新型电力系统的战略均倒逼市场化改革进度加快。
众所周知，我国在几年前提出了能源转型与安全战略。2021年1月7日的寒潮用电负荷高峰中，全国用电负荷高峰为11.89亿千瓦，但我国22亿千瓦的总装机依然无法满足电力需求。1月7日用电负荷高峰出现在晚上，全国2.5亿千瓦的光伏装机出力为0；加上全国范围的小风天气，风电出力也只有装机容量的10%。这直接导致全国累计5.3亿千瓦的风电、光伏出力只有不到3000万千瓦。当日支撑用电负荷尖峰的主力是出力超过90%的火电和100%出力的核电。湖南、浙江等地出现了严重的有序用电情形。同年9月，在煤价暴涨情况下，由于煤价市场化和电价政府定价的矛盾，导致煤电市场价格无法传导，叠加其他因素，出现了全国范围的电荒。此事引起中央高度重视，意外的加速了困扰行业20年的市场化改革。国家发改委于10月12日出台了《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，标志着电力市场化改革进一步加速。
3、建立全国统一的电力市场。
习近平总书记在2021年11月24日中央全面深化改革委员会第22次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见。未来将进一步打破省间壁垒，破解省间电力交易与省内电力交易的矛盾问题，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活性，进一步促进新型电力系统建设。
（四）我国电力市场未来趋势
1、市场化交易规模不断扩大。
随着新一轮电力体制改革推进，工商业用户将全部进入电力市场，市场电占比逐步提升。
2、新能源成为重要市场竞争主体。
随着新能源规模的不断增大，传统的保障性收购方式将难以为继，须更加依赖于配置方式更灵活、效率更高的市场方式-山西为例，新能源优先，全电量参与市场。
3、建立全国统一的电力市场。
未来将进一步打破省间壁垒，破解省间电力交易与省内电力交易的矛盾问题，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活性，进一步促进新型电力系统建设。
4、各类市场主体争相涌现。
为适应新能源间歇性、随机性的特点，在以新能源为主体的新型电力系统中，新能源汽车、储能、分布式电源等新型市场主体不断涌现。
5、总体电价水平上涨压力明显。
“双碳”目标下，推动碳排放成本逐渐上涨，将提升火电等传统电源电量电价，而新能源大规模并网后，需大量可靠电源提供备用支撑，推高系统调节运行成本。
6、电价波动性增强。
随着越来越多新能源参与现货市场，受其波动性、反调峰性等特性影响，造成电力市场供需呈现出较大波动，进而导致价格波动。
（五）电力市场化背景下新能源项目投资的挑战
在电力市场化加速背景下，新能源发展已进入新时代，电源投资不再具有相对稳定的收益预期，都应该放到电力市场环境下估算经济性。新能源报量报价的时代将完全结束，新能源入世后的收益预期非常不稳定，难以用量化模型评估新能源电站的盈利性。
1、价格风险
新能源参与市场交易原则上在同一时段、同一地理位置与传统煤电同质同价，供需宽松的时段和区域将面临降价。发用电由不带属性的电量向带有时间及空间属性的电力转变，带来兑付期电价的未知性和剧烈波动性。
2、曲线风险
新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，因此其负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量相对较多，导致即使与煤电同质同价，全年下来结算均价也很难与煤电价格持平。
3、偏差风险
当前各地新能源出力预测偏差仍然较大，在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费，即出力超出部分往往低价卖出，出力不足的部分往往需要高价被替发。
二、业务领域创新
（一）双碳战略给融资租赁行业带来的机遇
1、电力与能源清洁化、高效化生产与消费。风电、光伏、光热、抽水蓄能、新型储能、风光水火储、源网荷储一体化、冷热气三联供、清洁取暖、电制氢等。
2、建材等工业领域。钢铁（余热利用、高炉改电炉、用能降本）、水泥、玻璃、绿色建材、建筑节能、BIPV、低碳化生产等。
3、电力辅助服务。调频、调峰、调压、备用电源。
4、用电需求侧管理。新能源汽车、充换电设施、虚拟电厂、用户侧响应、可变负荷。
（二）新型电力系统建设给融资租赁带来巨量宜租标的
1、中长期巨量的市场空间。众多参与者均能根据自身的资源禀赋特征参与市场竞争。
2、动产投资占比高。便于搭建符合融资融物特征的交易结构，租赁物直接或间接的现金流创造能力，自担保功能，法律与监管风险的规避。
3、政策支持。系统性风险小，体制内企业资金投向要求，标准化再融资便利。
4、租赁资产风险易隔离，流动性强。可变现（资产+股权）：新能源、节能降耗EMC类项目普遍采用SPV结构。
（三）电力市场交易背景下可开拓市场领域
1、以储能市场为例
全球能源互联网发展合作组织预测，2060年全社会用电量将达17万亿千瓦时，人均用电量达到12700千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达90%以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。
2、储能市场爆发式增长，市场空间巨大
政策方面，政策推动中国储能市场跨越式发展。根据测算，中国储能规模将突破150GWh，2030年突破660GWh。其中的主要增长来源于发电侧，集中式可再生能源发电配套储能电站十年保持高增长，CAGR达到170%。
市场竞争方面，储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局。
3、应用场景
从需求方面共分为能量型需求和功率型需求。能量型需求通常需要较长的放电时间，但对响应时间要求不高。而功率型需求一般要求有快速响应能力，但放电时间不长。具体而言，电源侧应用场景主要包括，能量时移（调峰/削峰填谷）、容量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网。在电网侧主要包括，缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容、无功支持。在用户侧主要包括，分时电价管理（需求管理）、容量费用管理、改善电能质量与供电可靠性。
总而言之，随着电力市场深入，将会有越来越多的商业场景出现-共享储能、独立储能电站、基于分布式能源的虚拟电厂VPP等。随着政策储备、供应链恢复正常后，各类储能扩展应用的商业逻辑将逐步清晰
三、商业模式创新
（一）当前商业模式
1、纯债权模式
固定收益，低风险客群需求和自身能力难以匹配，自身缺乏风险识别能力，无法以债项风险作为考量基点，对实力一般的租赁企业展业较为困难。
2、市场竞争态势加剧
政策支持，监管导向等原因，使众多大型金租公司从政信市场转战新能源市场，竞争白热化。需要彻底摒弃信贷思维，创新商业和盈利模式，满足客户多方位需求基于可隔离的租赁资产和权益的风险控制逻辑。
（二）租赁公司参与新能源相关业务的商业盈利模式
1、合同能源管理模式
租赁公司投资购买节能服务公司的节能设备和服务，并租赁给用户使用，根据协议定期向用户收取租赁费用。节能服务公司负责对用户的能源系统进行改造，并在合同期内对节能量进行测量验证，担保节能效果。
2、债+采购等增值服务
租赁物集采、物料供给、保险及索赔、资产经营与处置服务。
3、租投联动
营销前后延伸，合作开发、转让分成、租赁+新能源产业基金（产业资源）、租赁+认股权等多种租投结合模式，多点盈利，风险收益优化平衡。适用于具备较强差异化竞争实力的租赁企业
四、国际业务市场
（一）新形势下海外新能源融资租赁项目面临的机遇与挑战
彭博新能源财经发布的2021年《新能源展望》（NewEnergyOutlook）报告指出，为了在2050年前实现净零排放目标，全球需要173万亿美元的能源转型投资。2030年前，须实现以下里程碑：每年新增505GW风电（2020年新增量的5.2倍）、每年新增455GW光伏（为2020年新增量的3.2倍）、每年新增245GWh储能电池（为2020年新增量的26倍）。海外新能源、生物质能、储能、氢能投资将迎来发展机会，得到大规模增长。
（二）国际新能源融资租赁面临的机遇
①准入门槛高，竞争空白；
②标的资产资源禀赋相对优质；
③从业者相对专业，规范操作接受度高；
④国内相关产业具备全球优势，政策鼓励，带动出口。
（三）国际新能源融资租赁面临的难点
1、低成本跨境资金。
实现国际化发展需要在全球范围内进行融资融物，用境外资金做境外租赁才有竞争力，目前融资渠道单一，对境外低成本资金需求较为迫切；
2、风险多元化，控制复杂化。
在国际融资租赁业务中，应对当事人所在国的社会制度、政策、法律法规、政治局势等进行较详尽了解，避免与政局和政策等不稳定国家的租赁业务对象进行合作。
3、组织架构和人员配置。
海外SPV设立，专业化人才团队，获客能力，资产监测与管理。
（四）国际新能源融资租赁的实现路径
目标区域聚焦亚太和欧亚市场，兼顾美洲，非洲重点国别。亚太区域45%（越南、泰国、柬埔寨、菲律宾、马来西亚，印度尼西亚）、欧亚区域22%（乌克兰、中亚五国、塞尔维亚、罗马尼亚）、南美（阿根廷）
目标国别选择以获客渠道丰富，融资租赁法律、监管环境友好、风光资源禀赋佳、PPA条款优越，政治社会环境稳定等为标准。