新能源行业是典型的周期性成长行业，在面临限电、入市交易等挑战时，应从长周期视角深挖现象背后的成因和规律，理性评估新能源资产价值。
10月30日，第八届新能源电站运营及后服务市场研讨会在北京召开，协合运维董事、副总经理胥佳受邀出席，并作“新能源资产价值的影响因素”的主题演讲。
新能源投资心态分化：
贬值焦虑VS资本青睐
近期，由于新能源限电加剧及其电价下行，有关资产价值的讨论接连不断，“风光等新能源资产贬值”的说法也甚嚣尘上。
事实上，自2023年“五一”期间山东省光伏发电出现负电价时，相关讨论便已展开。
彼时，行业一致认为负电价将成为常态，并引发新能源资产估值模式的变化。步入2024年，随着“绿电入市”范围的扩大与节奏的加快，叠加限电加剧、建站成本下降等因素，使得资产价值的不确定性进一步加大时，泰然自若者少之，多数人对未来心存隐忧。
总体来看，行业认为新能源资产估值走低有两大原因：
一是市场化交易致使上网结算电价走低，引发项目现金流状况恶化。根据飔合科技统计的数据，2024年上半年，全国22个省份的新能源市场化结算电价中，有超过10个省份的项目结算电价下降。
以上数据来源为各省电力交易中心公开报告数据；标*省份数据来源为调研场站数据（图表来源：飔合科技）
二是新能源主要设备成本快速下降，引发的电站系统成本下降。时间维度上，享受同等上网电价政策的电站，新并网电站的融资和建设成本更低，已投运电站的资产价值面临缩水。
然而，风向并不是一边倒。
在长期低利率背景下，新能源资产凭借6%以上的收益率备受社会资本青睐。
2024年上半年，新能源基础设施公募REITs在二级市场表现抢眼，国家电投新能源REIT、中航京能光伏REIT分别上涨12.74%和12.18%；
新能源基础设施公募REITs价格变化趋势
在一级并购市场，上半年新能源资产交易成交数量虽然同比过去两年有所下降，但活跃度依然较高，交易参与者多元化、资产打包交易成为趋势。
胥佳认为，差异代表了不同类型的参与主体在新的市场环境下对新能源投资的心态变化，之所以存在分歧，主要是对未来的发展趋势判断不明朗，对资产价值影响因素的认识各有差异。
定义资产价值的四要素
胥佳表示，资产的现金流和流动性，尤其是现金流的可持续性和稳定性，是决定新能源资产价值的四大要素。
新的形势下，评估新能源资产价值不能仅看当下的财务报表及现金流，它是由以上四个因素及资产在流动中的供需关系叠加而成、相乘作用的结果，将共同影响新能源资产价值的评估，所以审视和评估的视角应该拓展至资产的全生命周期。
协合运维对资产价值的思考
基于长周期、大范围和多场景的资产运营实践，借助数字化工具，协合运维积累了海量的电站运营数据，针对当前行业在电量和电价上存在的一些现象，通过对数据进行类比分析，尝试发掘潜藏在表象之下的深层规律。
一、 投资预期和投资结果的前后偏差较大
对新能源项目的现金流分析是评估项目盈利能力的关键，而现金流主要来自发电收益，由“电量×电价”共同决定。
以风电行业为例，在投资选址时，通常采用模拟的风电场机位风速、风机功率曲线及折减系数来计算年发电小时数，进而得出项目的预期收益。
长期以来，这种计算方法并未得到较大的优化和改变。事实上，行业现已积累起大量的风电场实际运行数据，这些数据为复盘和优化现有的计算方法提供了丰富的案例和可能性。
首先，可研与实际发电小时数普遍存在偏离。
对比2023年全国50余座电站的运行数据，风电场在投运前核算的可研年发电小时数，与实际投运后的年发电小时数之间，普遍存在偏大或偏小的情况，最大偏离超过1400小时。
胥佳呼吁，一方面，在资产价值评估和电站运行时，应认识到可研发电量的误差，根据实际运行数据对电站进行评估和做年度发电量计划；另一方面，行业应普遍开展项目后评估，对前期的各种假设边界条件进行复盘，以提高行业在设计环节的准确性。
其次，投后运营水平将对资产现金流产生关键影响。
为排除其他因素的影响，列举一个电站运营期内的分析实例，对比我国南方四所相邻电站（A、B、C、D）近13年的发电小时数，其中B电站的发电小时数领先其余3所电站长达10年之久，但从2021年开始发电小时数的变化趋势与其他三个电站拉开了差距，2022年下滑，2023年则处于末尾。
图3 相邻电站发电小时数逐年变化趋势
考虑到四所电站运营指标排名次序的先后变化，可以清晰看到运营能力对电站发电量的决定性影响。
二、长周期视角下，电站指标呈线性而非波动变化
投资者在电站收并购评估时，常假设发电量在可研发电量基准值上下均匀波动，并认为发电能力随设备老化逐渐下降。
实际上，通过对分布在全国各地的多个风电场近13年来的发电小时数进行长周期对比，发现实际运行情况并非如此。如下图所示：
图4 北方某省多个电站的发电小时数逐年变化趋势
从图4可以看到，北方某省多个电站的发电小时数，自2017年起均呈现上行趋势。
图5 华东某省多所电站的发电小时数逐年变化趋势
从图5可以看到，华东某省多所电站的发电小时数，均呈现下行趋势。
这些电站的实际发电量数据所展现的现象，与行业的普遍感知存在显著偏差，并呈现出一定规律性。这种多电站的一致性规律，首先考虑是自然因素决定的，为了探寻规律背后的真正原因，进一步研究电站所在区域的风速变化。
20世纪60年代以来，全球范围内出现了“地表静化”现象，即地表风速减弱，对风能产业构成了负面影响。
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中科院大气物理研究所的最新研究表明，中国区域平均年地表风速在2014年左右出现了转折性增强趋势，即中国的“地表静化”在2014年终止了，但这一变化存在明显的区域性和季节性差异(图6)，如东北、新疆西部和青藏高原地区风速增强，而东部沿海、南部沿海、华北和新疆东部地区风速减弱仍在持续[1]。
图6 中国各区域年平均地表风速逐年变化趋势[1]
此外，通过对图4数据的对照，能够发现我国北方区域遭遇“弃风限电”的一致性：北方电站在2015-2016年均因大规模限电，导致年发电小时数骤降。
引发限电的核心原因在于网源建设的不协调、不同步所导致的新能源并网消纳困难。
由于新能源项目建设周期较短（一般为数月），且审批备案权下放至地方后，其发展速度受市场主导，使超规划建设成为常态；而电网规划及建设则计划性更强，这就导致网源发展的错位，即“市场源、计划网”现象。
因此，新能源电站的发电能力并非静态恒定，短周期、局部范围内会受到电网建设速度的影响，长周期、全局范围内受到气象环境变化的影响。新能源电站某一年的运营表现也无法全面反映其长达20年的发电潜力和价值。
准确评估电站价值，要跳出单一时间片段的局限，从长周期视角出发，并综合考虑气象环境变化、电网建设协调性等关联因素。
三、新能源上网电价会一味降低吗？
影响新能源资产现金流的另一项因素是电价。
电价的上涨或下降，受多种客观因素影响，例如电力市场的供需关系、各类电源之间的利益平衡、燃料成本等。
首先，从电力需求侧看，全社会用电量将保持稳健增长。在中国经济“稳中求进”的发展过程中，终端用能的电气化转型已成必然方向，意味着二次能源消费的结构性变化，即电力消费的逐步增长，焦炭、煤气、汽柴油的消费比例降低，这将带来电力需求总量的刚性扩张。
图表来源：中石化研究院《能源展望2060》[2]
其次，从电力供给侧看，电力供应将出现结构性变化。
在构建新型电力系统的目标下，火电的供应将逐步下滑，新能源将替代火电成为主力电源，火电则是电力系统平衡的“压舱石”，成为提供辅助服务的调节性电源。
因此，在电力需求整体增长和新能源在电能结构中的占比逐步提升的背景下，电力市场的供需关系会发生显著变化。
根据中石化研究院《能源展望2060》的判断，中国煤炭消费量从2024年开始进入达峰平台期（2024-2026年）[2]，之后逐年递减。
未来在煤炭供给相对有限的情况下，会导致火电价格波动。而随着市场供需变化、电源结构变化，以及电力市场的推进，新能源上网结算电价或将与现在有较大差异。
另据清华大学研究团队的研究成果，随着新能源发电量在电力供给中的占比提升，电力系统供应成本（包括电网投资成本、平衡成本、资源配置成本。即输电扩建的投资成本，储能系统、需求响应等灵活性调节资源，调峰调频等运营成本）将在2050年增长到57.9元/兆瓦时，30年内增长约19.9%[3]。虽然新能源发电成本在下降，但电力系统供应成本的增加，或将驱动终端电价上涨。
新能源主导下的新型电力系统的电价成本结构[3]
在此背景下，新能源电站的发电出力曲线与用电负荷曲线的符合度，将对各个电站的并网成本产生显著影响，导致不同区域、不同电站之间的盈利水平出现分化。
胥佳指出，基于上述微小样本分析所得出的结论，并不能全面预测整个行业的发展趋向。这仅仅是协合运维作为产业链一员的自我审视，是从长期视角出发，对行业变迁及客观现象进行的逻辑思考，旨在探索规律背后所隐含的普遍常识。
他进一步解释道，站在今天新能源发展的节点看过去，找到底层原因，能够让我们更好地理解过去。同样，站在未来看今天，对于行业发展中出现的种种不平衡与矛盾、不确定与驻足，或许就能够理性地从更长远的视角来判断资产价值，也会有更好的解题思路。
高质量的运营是对资产价值最大的保障。未来，协合运维将继续发挥乘数效应，始终用专业保障清洁能源资产持续盈利能力，为资产保值增值。
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