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伴隨雙碳目標和電價上漲預期，非電力行業(yè)對新能源資產配置的熱情日益高漲，項目股權轉讓交易持續(xù)活躍。

(來源：微信公眾號“風電順風耳”作者：宋燕華)

在剛剛披露的半年報中顯示，正泰電器將其所持有的河北、安徽區(qū)域總計 311.41MW戶用光伏項目分兩批轉讓給陜西電投泰集新能源科技有限公司，交易對價總計12.47億元，實現(xiàn)投資收益超過3億元。

金風科技上半年共轉讓旗下9間項目公司全部或部分股權，不僅實現(xiàn)了4.61億元的股權處置收益，也讓自身持有的剩余股權因公允價值重新計價而產生1.36億元利得，合計5.97億元的投資收益占到了稅前利潤的25.31%。

如果說買方收購項目是因為看好項目的長期價值，那么賣方為什么要批量化賣項目？除了供求因素導致的可觀估值之外，新能源入市帶來的中長期電價不確定性是賣方看不清長期收益、愿意出售項目的重要因素之一。

電改之下，滾動開發(fā)可能成為近期風險調整后收益的業(yè)務模式。而反觀急于進入的收購者，則可能低估了自身將要承受的風險和應該追求的收益率。

曾經的歲月靜好

一筆交易能夠達成，是因為對價之下交易雙方能滿足各自的預期收益率，只是一個在向前看，一個在向后看。如果一個項目在生命周期中風險沒有顯著變化，不考慮供求關系和極端事件引起的波動，在任何時點進入，取得的投資回報率應該沒有顯著差異，先后進入的投資人只是鐵路警察各管一段。

而標桿電價時代，新能源項目在生命周期各階段具有顯著的風險差異。開發(fā)期以簽署開發(fā)協(xié)議為起點，取得核準文件為終點，投資額較低但失敗風險較大，應該追求20%以上甚至翻倍的投資回報率；

建設期以開工為起點，以并網為終點，投資額大但風險中等，主要承擔工程超期、預算超概等風險以及可能因此產生的電價下調風險，預期收益率在10-15%；

進入經營期后，由于電價、折舊、利息支出等均已確定，持有人的主要任務是持續(xù)經營和運維降本，追求的投資回報率會進一步下降至8-10%。

在這種風險特征下，不同階段的股權轉讓行為交易的不僅僅是現(xiàn)金流，還有折現(xiàn)率。不同能力和風險偏好的投資人可以尋找到適合自己投資的環(huán)節(jié)，并在下一階段將項目轉讓給比自己風險偏好更謹慎、收益率要求更低的收購方，投資邏輯簡單順暢。

因此，對于一個新進入新能源投資領域的財務投資人，往往被建議優(yōu)先考慮收購已并網項目來實現(xiàn)偏低而穩(wěn)定的回報，在風險可控、逐步加深對行業(yè)的理解后，適度向前拓展到建設期投資來提高收益，而罕有大比例進入開發(fā)期的情況。

平價誤區(qū)

但是在電力交易模式下，新能源項目伴隨生命周期延展、風險逐步下降的特征被改寫了。

三北地區(qū)含補貼風電光伏項目早已全部或部分參與交易，對此交易雙方也存在共識，為此估值中會以過去1-3年的平均結算電價作為未來電價的參考，整體估值體現(xiàn)了電力交易影響，具有一定的合理性和謹慎性。

新增的無補貼項目是收購方大的估值誤區(qū)所在。沒有存量項目運行歷史、不了解電改趨勢的投資人容易想當然地認為“無補貼=平價”，即不需要參與交易。這種自信首先源于國家發(fā)改委的文件。

2021年6月，國家發(fā)改委《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》表示，2021年起，新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網。

2022年4月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于2022年新建風電、光伏發(fā)電項目延續(xù)平價上網政策的函》重申，2022年新核準陸上風電項目、新備案集中式光伏電站和工商業(yè)分布式光伏項目延續(xù)平價上網政策，上網電價按當?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行。

但是，伴隨補貼電價的取消和放管服的推進，地方政府在新增無補貼項目的產生方式上具有更大的發(fā)言權和自主性。如在《說好的平價和看不見的交易》所述，從實際執(zhí)行來看，2021年三北地區(qū)以平價名義核準的項目在2022年已經普遍參與了交易，而且實際結算電價低于平價。

從政策趨勢來看，各地各類新能源項目全面參與交易也是未來5年之內必然發(fā)生的事情。

2022年1月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》表示，到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與�。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。

到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統(tǒng)要求，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優(yōu)化配置。

未來的負重前行

如果進入電力市場后可以簽署長周期、固定電價、不帶曲線的PPA，那么新能源項目電價風險并不高。

但結合實際情況來看，我國新能源入市速度快于電力市場建設的步伐。長期PPA的簽約模式預計在中短期之內都不會推行。因此，新能源項目入市后將主要簽署以年為周期的中長期合同，并結合各省電力市場進程有部分電量參與現(xiàn)貨交易。

對于一個新能源項目來說，標桿電價時代，開發(fā)期決定項目成敗，建設期決定項目好壞，經營期只是將預期付諸現(xiàn)實。而在電力交易時代，開發(fā)期和建設期只決定了項目的有無，經營期決定了項目的成敗和好壞。而且尤其伴隨行業(yè)成熟和經驗累積，新能源項目開發(fā)期和建設期的風險穩(wěn)定下行，經營期風險則因為電價的不確定性而增大。

從時間上來看，開發(fā)期和建設期的風險在這一階段結束后就成為現(xiàn)實不再變化，但在沒有簽署長期PPA的情況下，電價風險將在20年的經營期內如影隨形、始終存在。當電價成為影響投資回報的大不確定性，某種意義上說，經營期也成為了生命周期中風險大的階段。歷史上項目風險伴隨經營期延展而越來越低的趨勢不再成立。

從投資回報角度講，經營期進入的投資者應該追求更高的收益率才能與承受的風險相匹配，但這一點并未引起行業(yè)尤其是收購方的關注，其按照傳統(tǒng)邏輯設定的收益率未來將無法與實際承受的風險相匹配，也給轉讓方提供了更高的溢價。

這樣的認知之下，短期內是對項目轉讓方有利的。有開發(fā)建設能力的主體專注在快速的開發(fā)-建設-變現(xiàn)的滾動式開發(fā)是明智之舉。但是，伴隨信息不對稱的逐漸緩解和收購方經驗的提升，如果電力市場上長期PPA仍然不能簽署、或者沒有形成其他緩解中長期電價風險的解決方案，部分收購方將因為無法承受電價波動而退出，經營期的收益率要求也會回歸到合理水平。

反思“LCOE低論”

電力交易模式下，需要反思的不僅是收購方，還有設備廠家和投資人。

2018年進入競價時代以來，展示LCOE公式、宣稱自身產品能協(xié)助業(yè)主實現(xiàn)低LCOE成為了各類廠家PPT里的規(guī)定動作。

但是LCOE的應用存在兩個重要前提。，LCOE只反應發(fā)電成本，沒有反應系統(tǒng)成本(在電改下可以理解為雙細則考核、輔助服務/電力市場運營費分攤)，因此，追求LCOE低只完成了部分任務，系統(tǒng)成本低才是完整的。

第二，競價時代LCOE大有作為，是因為所謂競價就是在尋找一個低的固定電價。但在電力交易模式下，新能源項目面對的是不同的中長期電價和現(xiàn)貨價格，尤其光伏大發(fā)時段可能出現(xiàn)0電價或負電價，LCOE的計算結果并不能指導實踐。

2021年12月15日至2022年8月15日山東現(xiàn)貨市場日前電價趨勢/元/MWh

從投資人的角度，可以將追求平準化度電成本低演進成為追求有價發(fā)電量毛利高。而在這種場景下，對設備廠家來說，與其單純追求無價發(fā)電量更高，不如追求有價發(fā)電量的準確性和靈活性。

風光行業(yè)有20年以上投資歷史，風光資源評估也是極為成熟的環(huán)節(jié)。但是到目前為止，資源評估的輸出成果都是代表年的概率分布，沒有進一步明確到季度、月份。

風光資源存在年際變化是不爭的事實，但并不等于評估工作不應該順應電力市場的變化、更細顆粒度的預測目標無法被接近。

無論是否感知的到，電力交易時代都已經來了，而且改變了新能源行業(yè)的既有邏輯。投資人應該做的，是全面客觀地理解電力交易對新能源項目風險收益的影響，根據(jù)自身風險偏好理性選擇投資階段；而設備廠家則應該主動尋找電力交易模式下新能源項目的收益痛點，將提高有價發(fā)電量作為自身使命。