罗马尼亚2027年将加入欧洲原产地保证GO体系:新能源项目迎来估值拐点

原产地保证证书，即Guarantee of Origin，简称GO，是欧洲用于证明电力来源的电子证书，通常情况下，每生产1MWh可再生能源电力，可以对应签发一张GO证书。该证书记录电力的能源类型、生产设施、发电时间及所在区域等信息。

对于欧洲大型企业而言，签署绿色电力购电协议时，购买的通常不只是电力本身，还包括与该电力对应的环境属性，企业只有取得并注销相应的GO证书，才能证明其所消费或采购的电力来自可再生能源，并将其用于集团碳排放核算、ESG披露及可再生能源采购目标，因此，一份完整的企业购电协议通常包含两部分价值：

• 第一部分是电力本身的市场价值；

• 第二部分是电力所附带的绿色环境属性。

在欧洲大部分国家，GO证书通过欧洲能源证书体系进行签发、转移和注销，并通过欧洲原产地保证签发机构协会，即AIB所建立的跨境平台进行流通。这一体系的核心价值，是实现不同成员国之间的互认。 例如，一家德国工业企业可以与其他欧洲国家的风电或光伏项目签署购电协议，并通过取得相应的GO证书，将这部分绿色电力计入集团的减排目标。

但长期以来，罗马尼亚并未完整接入这一跨境体系。罗马尼亚虽然拥有本国GO登记系统，但相关证书主要只能在本国范围内使用，无法像其他欧洲标准化证书一样通过统一平台进行跨境流转。其结果是：罗马尼亚可以生产具有成本竞争力的绿色电力，却无法充分向欧洲跨国企业出售其“绿色属性”。

从表面看，GO证书只占新能源项目每兆瓦时收入的一小部分，因此不少投资人容易低估其重要性。 但GO证书的真正价值，并不完全体现在证书单价，而在于它是否能够扩大购电方范围，并提升长期购电协议的可融资性。

一家跨国企业签署可再生能源PPA，通常同时希望实现三个目标：

• 一是锁定长期能源成本；

• 二是降低电价波动风险；

• 三是满足集团层面的减排、ESG及绿色能源采购要求。

如果项目对应的GO证书无法跨境流通，那么一家在德国、荷兰、法国或其他欧洲国家拥有主要用电负荷的企业，即使购买了罗马尼亚新能源项目的电力，也未必能够在集团层面有效使用其绿色属性。 这会直接限制项目的潜在购电方，因此，罗马尼亚新能源项目过去面对的并不只是证书价格较低的问题，而是购电方市场被人为压缩的问题。

项目只能主要面向能够在罗马尼亚本地使用GO证书的企业、电力供应商和交易商，难以充分进入欧洲跨国企业的绿色电力采购体系。从投资角度看，这相当于一种长期存在的隐性成本：

• 潜在购电方数量有限；

• PPA谈判难度较高；

• 长期合同流动性不足；

• 环境属性难以可靠变现；

• 部分跨国企业无法将罗马尼亚项目纳入集团采购框架；

• 项目取得无追索权融资的难度相应增加。

因此，罗马尼亚接入AIB体系的意义，并不是简单地增加一项证书收入，而是逐步消除罗马尼亚PPA市场长期存在的制度性折价。

按照目前的制度安排，罗马尼亚已启动相关法律和监管体系调整，并计划在完成国内二级法规、技术研究、登记系统及市场规则建设后，逐步接入欧洲统一的GO体系，一旦罗马尼亚签发的证书符合欧洲能源证书体系标准，并能够通过AIB平台进行跨境转移，罗马尼亚新能源项目的商业边界将出现明显变化。

过去，项目开发商主要考虑如何将电力销售给罗马尼亚本地购电方。未来，项目则可能通过实体PPA、虚拟PPA、跨境对冲安排或交易商中介结构，对接更广泛的欧洲企业客户。换句话说，制度变化所带来的核心影响是：罗马尼亚绿色电力的买方市场，将有机会从本地市场扩大到泛欧洲市场。

对于当前未获得CfD支持、需要依靠市场化PPA实现融资的项目而言，这一点尤其重要。

罗马尼亚此前已有大量光伏和风电项目进入开发及建设阶段。部分项目获得CfD支持，但仍有相当规模的项目需要依赖企业PPA、交易商购电协议或纯市场化收入完成融资，这些项目面临的核心问题往往并不是资源条件不足，也不是建设成本没有竞争力，而是：是否存在足够数量、信用等级足够高、愿意签署中长期合同的购电方？

GO证书跨境流通，恰恰有可能扩大这部分购电方基础。

中国投资人在分析海外新能源项目时，往往容易把GO证书理解为类似中国绿证的附加收入。这种理解并不完全错误，但并不足以解释欧洲市场中的真实价值。

在欧洲项目融资中，银行通常不仅关注项目是否能够发电，还会重点分析以下问题：

• 购电方信用质量；

• 合同期限；

• 电价机制；

• 最低购电量；

• 负电价处理；

• 产量偏差风险；

• 证书交付义务；

• 提前终止补偿；

• 交易对手是否能够覆盖债务偿还周期。

当GO证书能够被欧洲其他国家的企业使用后，项目可接触的潜在购电方将明显扩大，其中可能包括更多跨国工业企业、数据中心、电信企业、零售集团及能源交易商，这不仅可能提高PPA成交概率，也有助于项目筛选信用等级更高的交易对手。

对于银行而言，一个具有较强资产负债表、明确减排目标和长期用电需求的欧洲跨国企业，通常比一个规模较小的本地购电方更容易被纳入融资模型。

因此，GO体系开放可能带来的最大价值，不一定体现在项目收入增加5欧元或8欧元/MWh，而可能体现在以下方面：

• 项目更容易签署长期PPA；

• 项目更容易获得银行认可的购电方；

• 债务融资比例可能提高；

• 融资期限可能延长；

• 项目对纯现货市场收入的依赖降低；

• 投资人退出时，项目的可交易性和估值确定性可能提升。

这也是为什么GO制度虽然看似属于环境属性市场，却可能最终影响新能源项目的资本结构和股权回报。

需要客观看待的是，欧洲GO证书本身并不是高价值商品，近年来，欧洲部分基准GO证书价格处于较低水平。能源危机期间，部分证书价格曾明显上涨，但随着供应增加，价格随后回落，不同类型的证书之间也存在明显差异。传统水电GO通常价格较低，而新建光伏、风电项目，特别是能够满足时间匹配、区域匹配及企业额外性要求的证书，可能获得一定溢价。

从项目测算角度看，即使未来罗马尼亚风电或光伏GO证书能够达到每兆瓦时数欧元的水平，其对项目总收入的直接贡献仍然有限，因此，投资人不应因为GO开放而简单上调项目电价假设，更不应把GO收入作为支撑高额开发费或项目溢价的核心理由，更合理的做法，是将其拆分为两个层面。

• 第一层是直接收入价值

GO证书可以单独出售，也可以与电力捆绑进入PPA价格。

这部分价值可以直接进入项目财务模型，但应采用审慎的价格假设，并考虑证书价格波动、供需变化及不同技术类型之间的溢价差异。

• 第二层是结构性价值

结构性价值包括：

• 扩大PPA购电方范围；

• 提高合同流动性；

• 降低罗马尼亚项目相对于西欧项目的环境属性折价；

• 提升银行对项目收入的认可程度；

• 增加项目融资和退出选择；

• 为跨境虚拟PPA创造更完整的合同基础。

从投资角度看，第二层价值可能远高于第一层，所以，GO制度变化带来的不是简单的“每兆瓦时增加几欧元”，而是项目商业模式从国内电力销售逐步走向欧洲绿色能源产品交易。

欧洲跨国企业购电方

对于具有欧洲多国用电负荷的工业企业、数据中心和大型商业集团而言，罗马尼亚新能源项目具有较强的成本吸引力，当GO证书实现欧洲互认后，企业可以通过罗马尼亚PPA支持其泛欧洲范围内的可再生能源采购和碳减排目标，这有可能使罗马尼亚成为中东欧地区具有竞争力的绿色电力采购来源，特别是在西欧新能源开发成本上升、土地和电网资源日益紧张的背景下，部分企业可能更加愿意通过虚拟PPA等形式采购东南欧低成本绿色电力。

电力交易商及PPA聚合商

对于交易商而言，罗马尼亚GO加入欧洲统一体系，意味着一个新的证书供应市场形成，交易商可以将电力销售、证书转移、价格对冲、产量整形及跨区域风险管理整合在同一交易结构中，未来，交易商在罗马尼亚PPA市场中的作用可能进一步增强，特别是对于单个规模较小、出力曲线不稳定或难以直接对接大型企业的项目，交易商可以通过组合多个项目、提供固定负荷曲线及承担偏差责任，提高项目与企业用户之间的匹配效率。

外国开发商及独立电力生产商

对于外国开发商和IPPs而言，GO开放能够扩大项目的潜在买方范围，未获得CfD支持的光伏和风电项目、计划采用纯商业化模式的项目，以及需要通过PPA完成融资关闭的项目，都可能因此受益，如果项目能够向欧洲其他国家的企业交付可被认可的GO证书，那么项目对罗马尼亚本地购电市场的依赖将有所降低，这对于大型项目尤其重要，因为大型项目通常需要多个购电方、交易商或分层合同共同吸收其发电量。

能源基础设施投资的核心，往往不是在政策完全明确后进入，而是在政策方向明确、但市场尚未充分定价时完成资源锁定，一旦跨境GO交易体系正式运行，市场会逐步形成新的估值共识：能够交付欧洲认可GO证书的罗马尼亚新能源项目，其PPA选择、融资能力和退出流动性，可能优于只能依赖本地电力销售的项目，到那时，优质项目的开发费、股权估值和交易竞争程度也可能相应上升。

因此，中国投资人现阶段可以重点关注以下几类机会：

• 未获得CfD、但具备较好电网条件的市场化项目；

• 已取得关键许可、正在寻找长期PPA的RTB项目；

• 靠近工业负荷中心、具备企业购电条件的项目；

• 能够配置储能、改善出力曲线的光伏或风电项目；

• 可同时提供电力、GO及灵活性服务的混合能源项目；

• 已与欧洲交易商或大型企业开展初步PPA谈判的项目。

但“提前布局”不等于提前支付过高溢价，投资人更应利用制度落地前的窗口期，对项目开展更加严格的商业尽调，并通过交易条款分享未来制度红利。

例如，可以考虑：

• 将部分开发费与PPA签署或融资关闭挂钩；

• 将GO跨境转移能力作为交割条件或后续付款条件；

• 在PPA中明确GO归属及价格调整机制；

• 对GO注册、签发、转移和注销责任作出明确约定；

• 避免卖方以尚未实现的GO价值提前抬高项目估值；

• 在财务模型中分别设置基准、延迟和无法跨境流通情景。

GO制度变化首先影响的是风电和光伏项目，但其与储能结合后，商业价值可能进一步放大，单纯的光伏项目具有明显的中午集中发电特征。随着罗马尼亚光伏装机快速增长，中午时段电价承压、负电价和限发风险可能增加。

GO证书能够证明电力来源，却不能自动解决发电曲线与企业负荷曲线不匹配的问题，储能可以在一定程度上改善这一矛盾，通过配置储能，项目可以将部分低价时段的可再生能源转移至晚高峰或企业需求较高的时段，提高电力与用电负荷的匹配度。

更成熟的项目还可能将以下价值进行组合：

• 电力现货市场收益；

• 企业PPA收入；

• GO环境属性价值；

• 日前及日内市场价差；

• 辅助服务收入；

• 偏差管理价值；

• 降低弃电和负电价暴露。

  
  

因此，对于中国投资人而言，未来值得重点研究的并不只是“光伏项目加一项GO收入”，而是如何构建以PPA为基础、GO为环境属性、储能为曲线优化工具的综合商业模式。

尽管市场对2027年的制度变化抱有较高期待，但投资人必须区分三个不同概念：

第一，罗马尼亚成为AIB成员；

第二，罗马尼亚国内GO规则符合欧洲能源证书体系要求；

第三，罗马尼亚登记系统真正完成与AIB Hub的技术连接，并具备稳定的跨境转移能力。

这三者未必会在同一天实现。

成为AIB成员只是制度接轨的重要一步，真正允许证书跨境流通，还需要完成登记系统、技术接口、域规则、市场监管和数据管理等一系列工作。

从其他市场经验看，技术连接和体系认证可能需要较长时间，因此，尽管罗马尼亚将2027年初设定为重要目标节点，实际跨境交易能力仍可能在2027年内分阶段实现，甚至存在进一步延后的可能，投资人在财务模型中不宜假设2027年1月1日后所有罗马尼亚GO即可立即自由跨境交易。

更稳妥的情景设置可以包括：

• 基准情景：2027年内逐步实现跨境流通；

• 延迟情景：2028年完成全面接入；

• 保守情景：GO仍主要在国内使用，跨境价值暂不计入核心收益。

项目投资决策应当在不依赖GO制度按时落地的情况下仍具备可接受回报，而GO开放则应作为项目的潜在上行空间，而非投资成立的唯一前提。

需要特别强调的是，GO证书制度开放不会自动解决罗马尼亚新能源市场面临的其他问题，目前项目开发和投资仍需重点关注：

• 部分区域并网容量紧张；

• 电网增强工程成本较高；

• 并网时间存在不确定性；

• 电力现货价格波动；

• 光伏中午时段价格下行；

• 负电价及限电风险；

• PPA合同中的产量和偏差责任；

• 储能收入叠加规则；

• 许可、土地和建设条件；

• 电力市场监管政策变化。

GO只能解决绿色属性的识别和流通问题，不能替代稳定的并网条件、合理的购电价格和可执行的融资结构，一个电网接入时间不明确、增容成本过高或存在重大限发风险的项目，不会因为拥有可跨境流通的GO证书就自动成为优质资产。

因此，对中国投资人而言，正确的分析顺序应当是：

• 先判断项目是否具备真实、可执行的并网条件；

• 再判断项目在现货市场和PPA市场中的电力价值；

• 随后分析GO证书能否增加购电方范围和融资选择；

• 最后评估储能是否可以改善项目的发电曲线及收益结构。

第一，GO制度变化是结构性利好，而不是短期补贴

它不会像CfD一样直接为项目提供固定电价，也不会由政府向项目支付补贴，其价值来自市场开放、购电方扩容和融资条件改善，因此影响更长期，也更市场化。

第二，最大的受益者可能是未获得CfD支持的项目

获得CfD的项目已经拥有一定收入稳定性，而未获得补贴的项目更依赖PPA和市场化销售，GO跨境流通能够为后者扩大购电方基础，因此对纯市场化项目的边际影响可能更大。

第三，优质企业PPA将成为项目估值的重要分水岭

未来罗马尼亚项目之间的差异，可能不再只体现在资源和并网条件上，还将体现在能否获得高信用等级购电方、能否交付欧洲认可GO，以及能否形成银行可接受的合同结构。

第四，GO价值应体现在融资和退出能力中，而不是被简单资本化

投资人不应把未来可能获得的证书收入简单乘以发电量并全部计入项目估值，更合理的方式，是观察GO开放是否真正带来PPA签署、融资成本下降和股权流动性提升。

第五，2026年至2027年可能是资源锁定窗口

在制度全面运行之前，市场对相关价值可能尚未形成统一认识，对于具备优质并网条件、许可成熟并有明确PPA路径的项目，当前可能是提前完成合作、投资或收购布局的重要窗口。

但所有交易都应设置制度延迟保护机制，避免为尚未落地的政策价值支付过高价格。

罗马尼亚正在从“低成本发电市场”转向“欧洲绿色电力供应市场”

长期以来，罗马尼亚新能源市场的优势十分清晰：资源条件较好、建设成本具有竞争力、电力市场价格波动较大、企业PPA市场逐步成熟，同时风电、光伏与储能均存在较大的新增空间。

其短板也同样明显：电网容量紧张、项目并网周期较长、市场规则仍在完善，而且绿色电力的环境属性难以充分进入欧洲跨境市场。

GO体系的接轨，正在补上其中一块重要拼图，对于中国投资人而言，这项变化的意义不在于多获得几欧元的证书收入，而在于罗马尼亚新能源项目未来可能具备以下新的定位：以东南欧较低的新能源开发成本，为欧洲跨国企业提供可追踪、可认证、可交易的绿色电力。

当罗马尼亚绿色电力能够获得真正意义上的“欧洲通行证”后，市场竞争的核心也将发生变化，未来优质项目不再只是拥有土地、许可和并网批复的项目，而是能够同时解决四个问题的资产：电力卖给谁、绿色属性如何交付、银行如何融资、价格风险如何管理。

对于能够提前建立本地开发能力、PPA资源、电力交易能力及储能整合能力的投资人而言，2027年的制度变化可能并不是终点，而是罗马尼亚新能源资产重新定价的起点。