【重构风电价值评估体系2】中恒久电价：从单一电价到网格电价

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从标杆时代到平价+电改时代，新能源项目变化最大的假设就是电价，可是到现在为止，从业者和投资人并未充实认识到电价机制改变对项目投资回报的影响，以及中恒久电价预测的重要性。在20年投资决议眼前，投资者急需补上中恒久电价预测这一课。

（注：本文讨论的均为月结电价部门，不包罗补助电价）

用户侧：漫衍式项目的竞争盲点

纵然同为风电/光伏项目投资者，投资集中式和漫衍式项目，预测电价的环节也会有所差别。投资集中式项目，需要预测上网电价。投资工商业漫衍式项目，则需预测用户侧售电电价。相比发电侧上网电价而言，用户侧售电电价影响因素更多，还需联合特高压投资及成本监审制度预测输配电价，联合电改预测工商业直接到场电力生意业务的速度和水平，预测在售电侧目录电价之下的实际降价幅度。

对于漫衍式电源项目来说，现在投资者在投资决议时点普遍忽略了四个与中恒久电价有关的竞争盲点，使得电价和投资回报存在高估可能：

盲点一：以当前售电电价作为恒久电价假设。联合电改和国务院一连三年降低工商业电价的政策，用户侧电价还会存在继续下降的空间。

盲点二：忽略隔墙售电的反面影响。现在漫衍式项目普遍存在两个消纳偏向，自发自用和余电上网，在江苏隔墙售电政策出台后，部门主体将隔墙售电作为漫衍式项目的第三种消纳方式，以提升项目投资回报。可是隔墙售电预计并非全国性政策，在大电源对大负荷、漫衍式光伏占比低的三北地域预计不会成为推行，漫衍式光伏占比高、且工商业目录电价高的中东部沿海省份才有出台隔墙售电政策的须要，因此不宜对全国各地的漫衍式项目均一化思量隔墙售电场景。另外，现在漫衍式项目投资者普遍只思量到隔墙售电政策增加自身消纳渠道的“正效应”，没有看到隔墙售电政策把隔邻负荷开放的同时，也开放了周边更多的漫衍式项目，使得自身原有的“自发自用”假设也会受到挑战。

盲点三：每一年都市有更自制的电源加入竞争。纵然全面平价以后，集中式发电项目的电价制度和并网政策整体仍然是明确稳定的。相比，工商业漫衍式项目不需要国补和批准，未来将更多酿成负荷企业和电源投资企业之间的条约行为，政府行政约束和干预会越来越少。在光伏头部制造商连续逆势扩产能的配景下，未来光伏项目造价下降趋势仍将连续。隔墙售电政策放开后，到场“自发自用”部门竞争的将不仅是与漫衍式项目自己“同龄”的项目，每一年还会涌现出更多发电成本更低、自配储能而稳定性更好的“小鲜肉”项目，原有项目EMC可连续执行性以及中恒久电价走势还需审慎评估。

盲点四：电力生意业务是漫衍式的取代品。早期漫衍式光伏的推广逻辑是将发电侧直接搬到用户侧，发用电双方根据一定比例分享用电企业少交的输配电价。可是，在全面放开发用电计划、各地售电企业竞争加剧的情况下，工商业企业通过到场电力生意业务同样可以享受一定水平的降价利益，使得加装漫衍式不再是工商业降电价的唯一选择，如果发用电双方并非同一主体，漫衍式项目还需提供更有吸引力的降价空间，方可感动用户。

因此，漫衍式项目投资者需联合项目所在地的电源结构和电革新程，预测项目恒久电价和竞争格式，更理性的评估项目投资回报。

发电侧：三类市场、两类项目的恒久并存

相比漫衍式项目来说，集中式项目的月结电价预测偏向更为明确，但也并不存在全国普适的电价预测方法，至少需要识别三类市场的两类项目划分看待。

从全国来看，基于电革新程的快慢以及电源结构和供需关系，新能源项目所处的省份可以分成三类市场：

传统市场，好比大多数中东部地域。现在新能源暂时无需到场电力生意业务，仍然接纳火电基准价结算的方式。

生意业务市场，指大多数三北地域，如东三省。现在新能源在保障小时数/基本电量以上部门需要到场中恒久生意业务，生意业务电价与火电基准价存在负价差。

现货市场，特指山西、甘肃、蒙西、山东。新能源在到场中恒久生意业务之外还需到场现货生意业务，与中恒久生意业务电价相比颠簸更频繁，变化幅度更猛烈。对于项目中短期电价、电量预测准确性要求更高，需更关注分时分区电价的差异，但也同时增加了发电企业通过买入卖出其他主体发电量来平衡收益和风险的手段。

三类市场反映了电力生意业务市场化历程的三个阶段。从传统市场走向生意业务市场是相对容易的，但从生意业务市场走向现货市场需要恒久准备，无法一蹴而就。从中期来看，联合配额制和绿证的推行，对于新能源项目来说，预计越来越多的传统市场会酿成生意业务市场，最终全行业存量项目面临的市场将酿成生意业务市场和现货市场两类，并在相对较长的时间之内双规并存。

另一方面，联合行业去补助历程，并网新能源项目可以分成两类：

含补助项目。由于电价较高，在当前电力供过于求的情况下，已经并将继续恒久到场电力生意业务。除个体严重供过于求的省份，大多数地域新能源项目可以在保障小时数四周划线，超额部门需到场生意业务。

平价/低价项目。由于电价较低且刚刚起步，现在平价项目相对受到掩护，政策上明确要求“优先发电和全额保障性收购，按项目批准（存案）时国家划定的当地燃煤标杆上网电价签订恒久牢固电价购售电条约（不少于20年）”。可是从客观实际出发，去补助之后陆上风景迎来的并不是平价时代，而是低价时代。全额平价上网政策预计执行期限不会太久。好比辽宁已经开展了低价试点。

由于大多数项目是在十二五以后并网，平均谋划期在5-10年左右。含补助与平价项目将在未来十几年内恒久并存。

分段锚定中恒久电价

通过以上分析可知，如果一个平价/低价项目已经签署了20年牢固电价购电条约，无需开展中恒久电价预测，这一类型的项目电价确定性是最高的，也使得早期平价项目显得弥足珍贵。

除此以外，陪同市场的演变，未来大多数新能源项目都需要在有生意业务的市场、开展保障+生意业务的消纳模式，由于各省电源结构和电革新程差别，因此需要分省、分段预测新能源项目的中恒久电价。

凭据当前政策，除了云南、青海等水电为主力电源省份外，大多数省份新能源项目的保障电量部门需执行火电基准价。虽然火电终将退出历史舞台已经成为全球共识，可是从中国的情况来看，停止现在火电装机仍处于净新增的状态，到2035年之前预计都市是主力电源和发电侧订价中枢，基本笼罩了当前全部新能源项目的预测区间。

凭据发改委在去年底公布的文件，燃煤发电上网电价从标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度规模为上浮不凌驾10%、下浮原则上不凌驾15%。鉴于当前经济形势，2020年暂不上浮。

国家和地方发改委虽可适时对基准价和浮动幅度两者举行调整，但从稳定市场的角度来判断，除非市场实际执行电价恒久连续的向一个偏向偏离，否则政府部门预计不会频繁调整基准价，而更可能是在基准价稳定的情况下调整浮动空间。

由于新能源项目保障小时/基本电量部门参照执行的是基准价而不是基准+浮动的合计值，因此保障部门的月结电价也会保持相对稳定。而对于火电基准价的中恒久预测，也可师法火电企业，联合成本、毛利率、发电小时数和供求关系等举行预测。由于我国电煤主要来海内，如果未来入口电煤仍然相对受限，鉴于环保压力和成今日益提升，从中恒久来看，火电基准价预计不会有太大的下降空间，对新能源项目来讲是一件好事。

对于生意业务部门的电价预测，部门从业者希望借鉴成熟国际电力市场履历。但从实际情况来看，我国各省从生意业务市场到现货市场的希望预计会晚于预期。国际市场上新能源在现货市场优先全额上网、以节点电价边际出清的理想状态可能在良久良久以后才会发生。在可预见的未来，中恒久电力生意业务仍然是主流生意业务方式，原则上可以基于各省电革新程、当地电源结构及各自发电成本、跨省跨区生意业务摆设和负荷增长情况预测各省电源侧电力生意业务均值，作为新能源项目生意业务部门的价钱假设。

可是，与现货市场差别的是，中恒久生意业务市场更容易受到人为因素影响。好比现在三北地域部门火电企业谋划难题，从政府、电网、电力生意业务中心到火电企业，都认为新能源应该为此卖力；而且与火电企业全部电量到场生意业务差别，新能源项目只有凌驾保障小时数/基本电量的部门才到场生意业务，为此，部门省份会对新能源生意业务电价存在一定水平的歧视。因此，在详细到各省生意业务电价的预测中，还需联合当地火电企业装机容量以及毛利率区别看待，在平均生意业务电价的基础上适度下调。

综上所述，进入平价+电改时代，在新能源项目投资价值评估中，电价早已不是一个单元格，而应该是联合省份和项目特征形成网格化假设。电价是比发电量更需要精算、对投资回报影响更大的假设，需要借鉴国际履历和海内实际举行恒久动态评估。

另外，电价和风资源是具有先导性的要素，不仅应用在项目投资决议时点，还更应该应用在早期的项目开公布局阶段。如果说那里风大去那里，是第一版开发舆图，那里价高去那里是第二版开发舆图，那么，在明确了中恒久电价需要评估、怎样评估以后，投资人下一步要做的，就是联合各省电革新程和电源结构，建设平价+电改时代的第三版开发舆图。