工商业新能源 定价与收益的演化趋势

刚看到一条商业评论：看一家企业是否厉害，或者一个技术的稀缺性，主要看它是否掌握定价权。

从影响定价的要素变化，可以反映出“五力模型”里，各利益相关方的强弱变化，并且推导出一个行业的商业模式趋势。

（来源：微信公众号“鱼眼看电改” 作者：俞庆）

互联网电商的定价权演化

阿里在电商竞争对手缺乏的时候，是拥有绝对定价权的——淘宝的直通车竞价排名，逼迫大量中小商家买广告位，并以天猫模式扶持大商家与京东竞争。

在4G带来的移动互联网趋势下，新的电商进入者出现：

抖音从直播领域切入，拼多多从社交流量领域切入，它们用新的排名规则，重新定义了中小商家的广告位价格。

比如抖音电商更侧重于流量排名加算法推荐——谁能通过直播内容获得更多定向流量，谁就能排名靠前。

大量中小商家抛弃淘宝，转投抖音拼多多。

所以今年淘宝618的数字肯定不好，而且直播电商明显压倒传统电商，

于是逼得马老师重新出山，提出：

回归淘宝初心，服务中小卖家。

这就是在新的竞争条件下，电商定价要素的变化趋势。

工商业分布式光伏的定价要素

主要来自三个方面：

1、锚定的工商业零售电价

零售电价，市场化之前叫做“目录电价”，是发改委出台的计划性电价，规定了工商业电力用户和供电企业之间的交易价格。

市场化之后，特别是工商业用户逐步进入市场（未来所有工商业都会市场化），零售电价是由售电公司和工商业用户协商决定。

工商业电力零售价格形成，包括两个部分：

（1）相对确定的定价要素

相对容易获得、变化缓慢、容易提前预测的价格信息。比如售电公司能拿到的中长期&月度交易电价，以及交给电网公司的输配电价。

（2）相对变动的定价要素

相对微观、频繁变化、不可预测的价格信息。比如偏离预测值的电量对应的交易价格等（主要以批发侧现货价，与零售侧的合同偏差电价进行体现）。

随着电力市场化程度提高，零售电价中的变动部分，影响力会逐渐加大，而新能源的引入，甚至会放大不可预见的价格风险。

比如在现货市场上，光伏电量集中入市竞价，导致某些时段出现零电价或负电价，会提高售电商在批发侧的交易风险。

又比如，部分电力用户因为分布式光伏“自发自用”，导致负荷曲线发生明显变化，增加售电商在零售侧的不可控风险。

这些都是供求关系导致的价格变动，与新能源售电价格的相关性。

2、资源方

在工商业分布式的早期阶段，客户关系是影响项目落地和价格的最主要因素之一，谁能搞定业主，在那个价格不透明的时代，谁就有绝对的话语权和定价权，甚至部分能源央企给他们起了一个专业名词：

资源方

3、新能源项目的竞争者

目前工商业分布式光伏，在京津冀、珠三角、长三角等“负荷中心”地区，已经进入红海竞争模式：

良好的客户关系之外，在相对透明的建设成本之上，剩下的只有“折扣价格”，锚定当地平均零售电价，并在此基础上打折。

当然目前更简单粗暴的竞争手段是：基于合同期内的年发电成本，叠加收益率，给出一个“爽快的”一口价。

某个长三角MW级工商业光伏的潜在业主说：

今天这个打招呼，明天那个领导来说，一样的原材料，很多都是国有投资方背景，

我们最后主要考虑就是价格。

因此结论就是：工商业分布式光伏投资者，在激烈的市场竞争中，正逐步丧失定价权。

提高收益率需求，催生光储一体化设备

投资方的议价空间，被市场和客户挤压，导致定价能力逐步降低。

为了提高收益，需要增加消纳率，并获得一部分价差套利空间，所以出现了“光储一体化”的趋势。

这种趋势又分为“小一体化”和“大一体化”。

小一体化，主要是以“光储一体化设备”的方式，在并网环节实现光储融合，比如光储一体逆变器、光储一体并网柜等。

这类产品形态主要出现在户用光伏，以及部分源网侧储能领域，以集成一体化方式，降低造价，增加产品功能，提高收益率。

大一体化，就是实现“光-储-充-荷”一体的工商业微电网系统。

光储一体化的工商业微电网系统，新的收益模式

个人认为，在工商业分布式领域，光储一体化主要体现为工商业微电网系统，而不是一种光储一体化设备。

工商业微电网系统的出现，代表了一种新的分布式能源定价和收益模式，也隐含了新的商业模式。

通过引入储能这个变量，并与市场化售电结合，才能提高工商业分布式光伏的收益率，以及相应的议价能力。

从实际的情况来看，不少新能源投资企业，正积极布局储能投资。

但增加储能投资后，被投资的主体发生变化，不仅是单一的“资产项目”，而是一个“1+1>2”的“微电网系统”。

在工商业领域中，系统级别的光储一体化收益率怎么算，成为一个很大的困扰。

因为变量太多：比如这家企业的负荷曲线是否变化？增加储能以后，在中午谷段（或平段）的充电价格，是按照市场价格还是按照光伏售电价格？用电企业的售电合同里，偏差承担的方式是否影响光储的投资收益？

对投资方来说，光储一体化的收益率计算无非两个：

1、单独计算模式

单独计算光伏系统投资收益模型，与储能系统投资收益模型，采用最简单的单一（或分时段）电价，确定两套投资模型，最后收益率相加。

这种模式对工商业用户以及投资商而言，整体收益率可能无法反映真实情况，甚至算不过来。

2、综合计算模式

按系统整体测算，综合考虑批发价格、零售价格、负荷曲线、光伏曲线、储能曲线，形成综合测算。

采用综合计算，一种可能的结果是：变量太多，且不确定情况太多，导致合同价格无法确定。

所以需要形成新的定价模式，以及相应的收益模型，才能适应较为复杂的工商业微电网系统投资、运营需求。

工商业微电网系统，一种基于运营的新收益模型

于是就有了一种新的收益模型。

当光伏-储能-新型负荷被耦合到一起，任何一种单一的投资-收益模型都无法测算整体收益率。

如果再叠加电力交易，在批发端和零售端的价格不确定，以及需求响应等政策因素，我们认为，传统的新能源固定资产投资模型已经不再适用。

需要从运营的角度，去形成一种新的收益模型，并且从风险的角度，把工商业分布式投资分拆成两种不同的收益类产品。

1、低风险的固定收益类产品

即按照确定收益率（主要考虑融资成本、融资规模、回报率要求、风险偏好等），加上可预期的固定成本（比如资产折旧、运行维护、可预见的交易成本&价格、可预测的需求等），形成固定资产类的投资收益测算。

这部分是1+1=2的测算模型，适合于国央企、银行、上市公司等低风险投资者。

2、高风险的变动收益类产品

由于工商业微电网系统在运行期的不确定性，来自于宏观、中观、微观等各个方面，比如宏观的天气、电力供求关系、能源政策、政经形势等；中观的电网建设、电源建设、电力市场价格与政策、上游燃料价格等；以及微观的售电合同价格、企业用电曲线变化、售电公司的批发侧交易价格、外部补贴变化等。

因此需要有一种商业模式去形成一种变动收益类产品，以“高风险-高收益”的方式激励市场实现这类产品的开发和运营。

从这个角度说，未来工商业分布式项目，会有一种“微电网能源运营商”的角色出现，一方面受托运行光储充等各类资产，为固收类投资方提供保底收益率；另一方面，它们基于数字化、运行管理、营销服务等能力体系建设，运营多个微电网系统，承担项目的波动性风险，并获得超额收益。

工商业新能源，投资与运营主体的分离

个人认为，工商业新能源在引入了“市场化价格”，和“储能”这两个关键变量后，微电网系统级的复杂性进一步提升，将会导致“低风险投资”和“高风险运营”两类主体呈现分离的趋势。

大规模的工商业新能源项目开发，会由低成本资金驱动的投资方承担，类似房地产开发企业，负责重资产的投资，与低风险、低收益的固定回报。

而“光-储-充-荷微电网系统”的投后管理，可能交给一个专业的运营商承担，运营得越好则变动收益越高，但也承担各类不确定带来的风险亏损，类似物业公司。

从房地产行业的趋势看，优质运营环节的稀缺性，是大于房地产开发环节的，比如物业公司的市值可能超越房地产投资公司。

从新能源产业来看，在新项目开发环节出现的红海竞争格局，说明投资能力过剩；

在存量资产环节，现货市场新能源出清带来的负电价和零电价，以及不少省市出台“分布式新能源配储”政策，说明大量存量项目存在消纳问题，也逐步出现过剩的局面；

当上游的资源出现各种产能过剩，运营环节将是稀缺的。

谁能在运行期统筹好光储充荷各类资源，实现多项目、多要素的智慧化运营，从简单运维，走向工商业微电网系统的整体运营，不断提升负荷侧资源的挖掘能力和客户粘性，处理好能源消费、光伏消纳、交易优化、微电网安全等多目标运营问题，将是新能源项目的成败关键。

“得运营者得天下”的时代可能来临。