10月30日，第八屆新能源電站運營及后服務市場研討會在北京召開，協(xié)合運維董事、副總經理胥佳受邀出席，并作“新能源資產價值的影響因素”的主題演講。他指出，新能源行業(yè)是典型的周期性成長行業(yè)，在面臨限電、入市交易等挑戰(zhàn)時，應從長周期視角深挖現(xiàn)象背后的成因和規(guī)律，理性評估新能源資產價值。

新能源投資心態(tài)分化：

貶值焦慮VS資本青睞

近期，由于新能源限電加劇及其電價下行，有關資產價值的討論接連不斷，“風光等新能源資產貶值”的說法也甚囂塵上。

事實上，自2023年“五一”期間山東省光伏發(fā)電出現(xiàn)負電價時，相關討論便已展開。

彼時，行業(yè)一致認為負電價將成為常態(tài)，并引發(fā)新能源資產估值模式的變化。步入2024年，隨著“綠電入市”范圍的擴大與節(jié)奏的加快，疊加限電加劇、建站成本下降等因素，使得資產價值的不確定性進一步加大時，泰然自若者少之，多數(shù)人對未來心存隱憂。

總體來看，行業(yè)認為新能源資產估值走低有兩大原因：

一是市場化交易致使上網結算電價走低，引發(fā)項目現(xiàn)金流狀況惡化。根據(jù)飔合科技統(tǒng)計的數(shù)據(jù)，2024年上半年，全國22個省份的新能源市場化結算電價中，有超過10個省份的項目結算電價下降。

以上數(shù)據(jù)來源為各省電力交易中心公開報告數(shù)據(jù)；標*省份數(shù)據(jù)來源為調研場站數(shù)據(jù)（圖表來源：飔合科技）

二是新能源主要設備成本快速下降，引發(fā)的電站系統(tǒng)成本下降。時間維度上，享受同等上網電價政策的電站，新并網電站的融資和建設成本更低，已投運電站的資產價值面臨縮水。

然而，風向并不是一邊倒。

在長期低利率背景下，新能源資產憑借6%以上的收益率備受社會資本青睞。

2024年上半年，新能源基礎設施公募REITs在二級市場表現(xiàn)搶眼，國家電投新能源REIT、中航京能光伏REIT分別上漲12.74%和12.18%；

新能源基礎設施公募REITs價格變化趨勢

在一級并購市場，上半年新能源資產交易成交數(shù)量雖然同比過去兩年有所下降，但活躍度依然較高，交易參與者多元化、資產打包交易成為趨勢。

“ 胥佳認為，差異代表了不同類型的參與主體在新的市場環(huán)境下對新能源投資的心態(tài)變化，之所以存在分歧，主要是對未來的發(fā)展趨勢判斷不明朗，對資產價值影響因素的認識各有差異?！?/p>

定義資產價值的四要素

胥佳表示，資產的現(xiàn)金流和流動性，尤其是現(xiàn)金流的可持續(xù)性和穩(wěn)定性，是決定新能源資產價值的四大要素。

圖1 不動產資產價值評估模型

來源：《不動產的資產市場與空間市場：一個概念框架》

新能源電站的投資額度高、回報周期長，現(xiàn)金流決定了20年全生命周期內最基本的資產價值，且現(xiàn)金流的可持續(xù)性和穩(wěn)定性非常重要。

然而，如果后期運營不佳，穩(wěn)定現(xiàn)金流將不可持續(xù)，收益也會降低，因此高質量的運營是現(xiàn)金流持續(xù)穩(wěn)定的堅實后盾。

同時，資產的流動性對價值最大化至關重要。新能源行業(yè)借助公募REITs等證券化產品，可提升流動性，從而更有效地釋放資產價值。

需要注意的是，在評估資產流動性價值時，精準分析市場的實時供需關系和成本、運營狀態(tài)，是評估資產價值的核心所在。

“ 新的形勢下，評估新能源資產價值不能僅看當下的財務報表及現(xiàn)金流，它是由以上四個因素及資產在流動中的供需關系疊加而成、相乘作用的結果，將共同影響新能源資產價值的評估，所以審視和評估的視角應該拓展至資產的全生命周期?！?/p>

協(xié)合運維對資產價值的思考

基于長周期、大范圍和多場景的資產運營實踐，借助數(shù)字化工具，協(xié)合運維積累了海量的電站運營數(shù)據(jù)，針對當前行業(yè)在電量和電價上存在的一些現(xiàn)象，通過對數(shù)據(jù)進行類比分析，嘗試發(fā)掘潛藏在表象之下的深層規(guī)律。

一、 投資預期和投資結果的前后偏差較大

對新能源項目的現(xiàn)金流分析是評估項目盈利能力的關鍵，而現(xiàn)金流主要來自發(fā)電收益，由“電量×電價”共同決定。

以風電行業(yè)為例，在投資選址時，通常采用模擬的風電場機位風速、風機功率曲線及折減系數(shù)來計算年發(fā)電小時數(shù)，進而得出項目的預期收益。

長期以來，這種計算方法并未得到較大的優(yōu)化和改變。事實上，行業(yè)現(xiàn)已積累起大量的風電場實際運行數(shù)據(jù)，這些數(shù)據(jù)為復盤和優(yōu)化現(xiàn)有的計算方法提供了豐富的案例和可能性。

首先，可研與實際發(fā)電小時數(shù)普遍存在偏離。

對比2023年全國50余座電站的運行數(shù)據(jù)，風電場在投運前核算的可研年發(fā)電小時數(shù)，與實際投運后的年發(fā)電小時數(shù)之間，普遍存在偏大或偏小的情況，最大偏離超過1400小時。

圖2 實際與可研發(fā)電小時數(shù)的偏離度

“ 胥佳呼吁，一方面，在資產價值評估和電站運行時，應認識到可研發(fā)電量的誤差，根據(jù)實際運行數(shù)據(jù)對電站進行評估和做年度發(fā)電量計劃；另一方面，行業(yè)應普遍開展項目后評估，對前期的各種假設邊界條件進行復盤，以提高行業(yè)在設計環(huán)節(jié)的準確性?！?/p>

其次，投后運營水平將對資產現(xiàn)金流產生關鍵影響。

為排除其他因素的影響，列舉一個電站運營期內的分析實例，對比我國南方四所相鄰電站（A、B、C、D）近13年的發(fā)電小時數(shù)，其中B電站的發(fā)電小時數(shù)領先其余3所電站長達10年之久，但從2021年開始發(fā)電小時數(shù)的變化趨勢與其他三個電站拉開了差距，2022年下滑，2023年則處于末尾。

圖3 相鄰電站發(fā)電小時數(shù)逐年變化趨勢

考慮到四所電站運營指標排名次序的先后變化，可以清晰看到運營能力對電站發(fā)電量的決定性影響。

二、長周期視角下，電站指標呈線性而非波動變化

投資者在電站收并購評估時，常假設發(fā)電量在可研發(fā)電量基準值上下均勻波動，并認為發(fā)電能力隨設備老化逐漸下降。

實際上，通過對分布在全國各地的多個風電場近13年來的發(fā)電小時數(shù)進行長周期對比，發(fā)現(xiàn)實際運行情況并非如此。如下圖所示：

圖4  北方某省多個電站的發(fā)電小時數(shù)逐年變化趨勢

從圖4可以看到，北方某省多個電站的發(fā)電小時數(shù)，自2017年起均呈現(xiàn)上行趨勢。

圖5  華東某省多所電站的發(fā)電小時數(shù)逐年變化趨勢

從圖5可以看到，華東某省多所電站的發(fā)電小時數(shù)，均呈現(xiàn)下行趨勢。

這些電站的實際發(fā)電量數(shù)據(jù)所展現(xiàn)的現(xiàn)象，與行業(yè)的普遍感知存在顯著偏差，并呈現(xiàn)出一定規(guī)律性。這種多電站的一致性規(guī)律，首先考慮是自然因素決定的，為了探尋規(guī)律背后的真正原因，進一步研究電站所在區(qū)域的風速變化。

20世紀60年代以來，全球范圍內出現(xiàn)了“地表靜化”現(xiàn)象，即地表風速減弱，對風能產業(yè)構成了負面影響。

中科院大氣物理研究所的最新研究表明，中國區(qū)域平均年地表風速在2014年左右出現(xiàn)了轉折性增強趨勢，即中國的“地表靜化”在2014年終止了，但這一變化存在明顯的區(qū)域性和季節(jié)性差異(圖6)，如東北、新疆西部和青藏高原地區(qū)風速增強，而東部沿海、南部沿海、華北和新疆東部地區(qū)風速減弱仍在持續(xù)[1]。

圖6 中國各區(qū)域年平均地表風速逐年變化趨勢[1]

此外，通過對圖4數(shù)據(jù)的對照，能夠發(fā)現(xiàn)我國北方區(qū)域遭遇“棄風限電”的一致性：北方電站在2015-2016年均因大規(guī)模限電，導致年發(fā)電小時數(shù)驟降。

引發(fā)限電的核心原因在于網源建設的不協(xié)調、不同步所導致的新能源并網消納困難。

由于新能源項目建設周期較短（一般為數(shù)月），且審批備案權下放至地方后，其發(fā)展速度受市場主導，使超規(guī)劃建設成為常態(tài)；而電網規(guī)劃及建設則計劃性更強，這就導致網源發(fā)展的錯位，即“市場源、計劃網”現(xiàn)象。

“ 因此，新能源電站的發(fā)電能力并非靜態(tài)恒定，短周期、局部范圍內會受到電網建設速度的影響，長周期、全局范圍內受到氣象環(huán)境變化的影響。新能源電站某一年的運營表現(xiàn)也無法全面反映其長達20年的發(fā)電潛力和價值?！?/p>

準確評估電站價值，要跳出單一時間片段的局限，從長周期視角出發(fā)，并綜合考慮氣象環(huán)境變化、電網建設協(xié)調性等關聯(lián)因素。

三、新能源上網電價會一味降低嗎？

影響新能源資產現(xiàn)金流的另一項因素是電價。

電價的上漲或下降，受多種客觀因素影響，例如電力市場的供需關系、各類電源之間的利益平衡、燃料成本等。

首先，從電力需求側看，全社會用電量將保持穩(wěn)健增長。在中國經濟“穩(wěn)中求進”?的發(fā)展過程中，終端用能的電氣化轉型已成必然方向，意味著二次能源消費的結構性變化，即電力消費的逐步增長，焦炭、煤氣、汽柴油的消費比例降低，這將帶來電力需求總量的剛性擴張。

圖表來源：中石化研究院《能源展望2060》[2]

其次，從電力供給側看，電力供應將出現(xiàn)結構性變化。

在構建新型電力系統(tǒng)的目標下，火電的供應將逐步下滑，新能源將替代火電成為主力電源，火電則是電力系統(tǒng)平衡的“壓艙石”，成為提供輔助服務的調節(jié)性電源。

因此，在電力需求整體增長和新能源在電能結構中的占比逐步提升的背景下，電力市場的供需關系會發(fā)生顯著變化。

根據(jù)中石化研究院《能源展望2060》的判斷，中國煤炭消費量從2024年開始進入達峰平臺期（2024-2026年）[2]，之后逐年遞減。

未來在煤炭供給相對有限的情況下，會導致火電價格波動。而隨著市場供需變化、電源結構變化，以及電力市場的推進，新能源上網結算電價或將與現(xiàn)在有較大差異。

另據(jù)清華大學研究團隊的研究成果，隨著新能源發(fā)電量在電力供給中的占比提升，電力系統(tǒng)供應成本（包括電網投資成本、平衡成本、資源配置成本。即輸電擴建的投資成本，儲能系統(tǒng)、需求響應等靈活性調節(jié)資源，調峰調頻等運營成本）將在2050年增長到57.9元/兆瓦時，30年內增長約19.9%[3]。雖然新能源發(fā)電成本在下降，但電力系統(tǒng)供應成本的增加，或將驅動終端電價上漲。

新能源主導下的新型電力系統(tǒng)的電價成本結構[3]

在此背景下，新能源電站的發(fā)電出力曲線與用電負荷曲線的符合度，將對各個電站的并網成本產生顯著影響，導致不同區(qū)域、不同電站之間的盈利水平出現(xiàn)分化。

胥佳指出，基于上述微小樣本分析所得出的結論，并不能全面預測整個行業(yè)的發(fā)展趨向。這僅僅是協(xié)合運維作為產業(yè)鏈一員的自我審視，是從長期視角出發(fā)，對行業(yè)變遷及客觀現(xiàn)象進行的邏輯思考，旨在探索規(guī)律背后所隱含的普遍常識。

“ 他進一步解釋道，站在今天新能源發(fā)展的節(jié)點看過去，找到底層原因，能夠讓我們更好地理解過去。同樣，站在未來看今天，對于行業(yè)發(fā)展中出現(xiàn)的種種不平衡與矛盾、不確定與駐足，或許就能夠理性地從更長遠的視角來判斷資產價值，也會有更好的解題思路?！?/p>

高質量的運營是對資產價值最大的保障。未來，協(xié)合運維將繼續(xù)發(fā)揮乘數(shù)效應，始終用專業(yè)保障清潔能源資產持續(xù)盈利能力，為資產保值增值。

文獻來源：

[1] 楊慶, 李明星, 祖子清, 馬柱國. 2021. 中國區(qū)域的地表風速還在減弱嗎? 中國科學: 地球科學, 51(7): 1028–1042, doi: 10.1360/SSTe-2020-0228

[2] 中國石化集團經濟技術研究院有限公司、中國石化咨詢有限責任公司，2024，中國能源展望2060（2024年版）

[3] 杜爾順，張為榮，李政. 清華大學能源與動力工程系,中國構建新型電力系統(tǒng)對電網的挑戰(zhàn)與成本研究