近期，河南省新能源行業(yè)捷報頻傳：

4月12日，河南省新能源發(fā)電首次突破千萬千瓦大關(guān)，占河南全網(wǎng)用電負荷30.3%，全網(wǎng)總發(fā)電39.0%；

截止6月底，河南省新能源裝機突破2009.8萬千瓦，成為煤電之外的第二大電源，占全省電力總裝機21.11%；其中，安陽市新能源發(fā)電裝機規(guī)模達到307萬千瓦，更是超越傳統(tǒng)發(fā)電成為第一大裝機類別，占全市總裝機61%；

7月15日，青海—河南±800千伏特高壓直流工程投運，每年可向河南省輸送電量400億千瓦時，送電能力與目前河南省外來電總量相當，占當前省內(nèi)用電量比例接近1/8。

雖然省內(nèi)新能源累計裝機容量突破2000萬千瓦，但歷史上河南省風光資產(chǎn)交易并不活躍，除了協(xié)合新能源對外轉(zhuǎn)讓的風電項目外，罕見于報端。這主要是由于，河南省新能源裝機在十三五實現(xiàn)的是“從無到有”，而不是“從少到多”，交易標的確實相對較少；同時，近年來并網(wǎng)的標桿項目股權(quán)轉(zhuǎn)讓一般為路條交易，加之出售方為小業(yè)主、收購方為非上市公司等因素，可追述的信息較少。

圖1 十三五期間河南省風電光伏累計裝機及增速


伴隨地方能源企業(yè)和財務(wù)投資人對新能源資產(chǎn)的日益青睞、以及河南省累計投運項目的逐步積累，未來河南省的風光資產(chǎn)交易必將日益活躍。與三北地區(qū)項目相比，投資人對河南等中東部地區(qū)的風光項目具有如下“比較優(yōu)勢”：

從電量來看，全額上網(wǎng)，沒有保障小時數(shù)，無限電或少限電，因此可以采用理論發(fā)電小時數(shù)作為長期發(fā)電量假設(shè)；

從電價來看，月結(jié)電價高，無需參與電力交易，因此可以采用風電標桿電價作為長期電價假設(shè)，只需考慮補貼延遲取得風險。

基于這樣的樂觀假設(shè)，雖然河南省風資源一般，但在較高的標桿電價下，即使是理論發(fā)電能力僅為2000小時上下，也可以滿足行業(yè)通用投資回報要求，并留有充足的溢價空間。

表1 風電項目投資IRR敏感性分析


（橫軸為發(fā)電小時，縱軸為每瓦造價，標桿電價0.57元/kwh，月結(jié)電價0.3779元/kwh，運維費為保內(nèi)0.06元/w，保外0.12元/w+CPI3%）

但是，結(jié)合十四五河南省的電力供需形勢以及電改進程來看，如果投資人以這樣的假設(shè)來估值，事后很可能會資產(chǎn)價格被高估，核心在于——歷史不代表未來。而且，不僅在河南，這一特征在大多數(shù)中東部地區(qū)項目估值中普遍適用，需引起投資人關(guān)注。

目前，河南省風電光伏項目不存在限電。但是以風電為例，如果將能源局公布的歷年風電并網(wǎng)運行情況報告進行對比，會發(fā)現(xiàn)一些不合理之處。

過去五年，全國風電利用小時處于上升趨勢，平均在2000小時左右，而河南省風電平均利用小時呈現(xiàn)明顯的下降趨勢。尤其是2019年風電利用小時僅為1480。如果統(tǒng)計口徑?jīng)]有改變，或者部分月份發(fā)電的當期并網(wǎng)項目已經(jīng)折算為全年等效小時，那么在同比下降15.2%的情況下，2019年為何還能叫做“不限電”，著實令人費解。除非是新并網(wǎng)項目理論發(fā)電小時數(shù)確實較低，因此拉低了全省平均水平。但是基于近年來的標桿電價和造價假設(shè)，如果發(fā)電能力僅為1500-1600小時，將無法滿足收益率要求，理論上不會開工建設(shè)。

圖2 河南與全國歷年風電利用小時對比


從“十四五”供需形勢來看，今年4月國網(wǎng)河南省電力公司在《關(guān)于報送2020年平價風電和光伏發(fā)電項目電網(wǎng)消納能力的報告》中指出，考慮已投產(chǎn)風電801.1萬千瓦、光伏發(fā)電1070.7萬千瓦，已納入開發(fā)方案風電1758萬千瓦、光伏發(fā)電83萬千瓦，以及未來每年為戶用、屋頂光伏預留60萬千瓦空間，到2025年，省內(nèi)新能源裝機總規(guī)模達到4013萬千瓦，超過“十四五”邊界條件和消納上限，而且隨著風、光規(guī)模的持續(xù)增加，將來會擠占省內(nèi)煤電發(fā)展空間、影響省外來電通道的規(guī)劃建設(shè)。

由此計算，即使十四五期間省內(nèi)火電、水電裝機不增長，在風電光伏激增之下，省內(nèi)發(fā)電裝機也將突破11469萬千瓦，疊加青海—河南特高壓投運而增加的800萬千瓦額定容量，未來河南省的電力供給將會進一步充裕。

而從用電需求來看，河南增長潛力相對一般。2019年，河南省地區(qū)生產(chǎn)總值為5.4萬億，在全國各省排名第5；用電量3364億千瓦時，在全國各省排名第7。2015年至2019年之間，在地區(qū)生產(chǎn)總值年均增長7.62%的情況下（上年=100折算），河南省用電量增速僅為3.96%，而且是2019年用電量前十大省份中唯一出現(xiàn)負增長的地區(qū)。2020年上半年，河南也是用電量降幅4.82%，是降幅第三高的省份（前兩名為湖北、寧夏）。投資人在進行河南省項目評估時，需關(guān)注中長期限電風險。

圖3 河南省歷年用電量（億千瓦時）及構(gòu)成


十四五期間，我國大多數(shù)中東部地區(qū)省份電力供需格局將會有兩大改變：

一是，在經(jīng)濟中速增長、電能替代效果尚未顯現(xiàn)、特高壓建設(shè)提速、全面放開發(fā)用電計劃的多重影響之下，整體上各省電力供小于求的可能性較低，部分地區(qū)還會出現(xiàn)發(fā)電側(cè)限電風險，或在本地供需平衡的情況下影響了三北地區(qū)外來電的消納預期。

二是，實現(xiàn)平價的陸上風光不論在裝機還是發(fā)電量中的占比均會再上一個臺階，對電網(wǎng)級系統(tǒng)成本的影響加深。

針對第一個問題，結(jié)合電力交易市場化進程，預計越來越多的中東部地區(qū)省份會陸續(xù)出臺保障小時數(shù)政策，超過保障小時數(shù)部分的新能源電量需通過參與市場化交易的方式消納和結(jié)算。針對第二個問題，深度調(diào)峰輔助服務(wù)將會成為新能源項目必須考慮的成本，而目前估值中，投資人容易忽略。

最初的深度調(diào)峰輔助服務(wù)，地區(qū)上集中在東北、西北等電力供過于求的省份，時間上集中在冬季。近兩年，在地區(qū)和時空均有蔓延趨勢，度電分攤金額也呈上升趨勢。

2020年上半年，河南省風電光伏企業(yè)深度調(diào)峰輔助服務(wù)分攤費用約為0.02元/kwh。

深度調(diào)峰輔助服務(wù)核心，一方面源自電力供過于求，二是間接性能源的占比高。如果說今年上半年河南省調(diào)峰費高企的主因是疫情影響導致的負荷下降，不具有長期代表性，那么從發(fā)電側(cè)來看，河南省新能源裝機占比目前為19.8%，與全國水平一致，到2025年，即使電網(wǎng)統(tǒng)計的已核準項目僅有50%轉(zhuǎn)化率，新能源裝機占比也將達到28%，調(diào)峰將會逐步成為并網(wǎng)常態(tài)，調(diào)峰支出也應(yīng)該成為月結(jié)電價的必要扣減項。

表2 風電項目投資IRR敏感性分析

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如果綜合考慮輔助服務(wù)和電力交易影響，實際月結(jié)電價與火電基準價平均下降0.03元/kwh，在其他假設(shè)不變的情況下，項目投資回報將下降約0.8%-1%左右，但整體上仍然可以達到行業(yè)預期投資回報。

因此，對于投資人來說，河南省的項目仍然具有穩(wěn)定性和吸引力。不過，交易估值需要合理而不過分高估。