电改九年观察 | 电力市场化环境下的新能源经济性评估

3月18日，国家发展改革委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，可再生能源在“价”于2021年迎来翻天覆地的变化后，“量”上也很有可能迎来巨大改变，这是整个电力市场改革潮流对于行业的影响。那么，作为更上游的新能源经济性评估工作，有必要未雨绸缪，以动态评估（现货市场仿真）取代过去的静态评估，并拓宽思路，综合考虑地理位置、负荷需求等当地竞争因素，才能为项目投资提供切实有效的投资建议。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：孙硕）

市场化改革对新能源的影响

3月18日，国家发展改革委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，对2007年出台的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》进行了修订完善，其中规定“根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量”。对促进可再生能源电量消纳，助力能源绿色低碳转型，支撑“双碳”目标落实具有重大意义，也正式宣告我国可再生能源行业由试点示范阶段，历经规模化发展阶段，全面进入高质量发展阶段。截至2023年底，全国可再生能源发电装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，可再生能源发电装机历史性超过火电装机，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%。在可再生能源高速发展的今天，首先，新能源起到了清洁替代、引领能源低碳转型的作用，这一点毋庸置疑；但同时，随着光伏、风电产业的成熟，新能源不再是只在温室中成长的“娃娃”，逐渐也需要走向市场，用竞争促进产业进步。因此，目前新能源的电价、消纳率等相关政策都在调整中。因此，电力体制改革后，市场化环境对于新能源的经济性评估有哪些影响，值得行业探讨。

事实上，2021年6月11日，国家发改委就发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号文）（以下简称833号文），对新能源风电、光伏发电行业的形势产生了巨大影响。通知提出了四点事项：新建项目平价上网取消补贴、自愿参与市场交易、海上风电与光热发电电价由省级价格主管部门制定、鼓励各地出台针对性扶持政策。833号文一经发布，也直接造成了2021年底的抢装潮，所有有条件的项目都想赶上2021年底享受补贴的“末班车”。

通知正式标志着新能源大体上从补贴时代进入平价时代，和煤电等其他电源开始“同台竞技”，主要原因其实也是行业的逐渐成熟，导致全产业链的成本下降，对风、光资源的利用率逐渐提升，使新能源平价上网也能获得相对合理的收益率，即“活下去”的基础。同时，后续的补贴核查发放也强调了在进行经济性评价时，也应注意到项目的合规性，从而判断项目是否可以享受政策。

2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号），对电力市场建设提出了更加明确的目标要求。意见提出“要构建多层次协同、基础功能健全的全国统一电力市场体系；要健全新能源参与市场的机制，将目前的保障性收购政策转换为政府授权合同的形式，由政府授权电网企业或保底购电企业与新能源发电企业签订长期政府采购合同；要合理定价新能源绿色价值，绿证市场、绿电市场、碳市场”等观点，可以说，其实是在保障性收购的基础上更进一步，推动新能源离市场更近。

针对可再生能源消纳率也做出了一系列改变。2023年7月16日，国家发展改革委、国家能源局针对性地发布了《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2023〕569号），该通知明确指出“2023年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，2024年权重则变为预期性指标”。根据全国新能源消纳监测预警中心公布的2024年2月全国新能源并网消纳情况，2月全国光伏发电利用率为93.4%，环比下降4.7%。值得关注的是，这也是光伏利用率首次跌破95%，有关电网公司放开“95%新能源消纳红线”的消息甚嚣尘上，这对整个新能源行业而言，意味着颠覆性的改变。

旧思路下的新能源经济性评价

那么，过去的新能源经济性评价是如何做的呢？事实上，经济性评价是项目可行性研究的有机组成部分和重要内容，经济评价的前提是，资金是有限的，为了节省并有效地使用投资，必须讲求经济效益。在实际操作时，一般需要搭建模型，收集项目的总投资、运维成本、贷款利率等一系列输入条件，考虑资金的时间价值、税收情况等，采用复利计算方式，把不同时点的支出和收益折算为计算时点的价值，计算出全运营周期的资产负债表、现金流量表、利润表等，最终输出项目的资本金财务内部收益率、总投资收益率（ROI）、项目资本金净利润率（ROE）、项目投资回收期等相关指标。

输入指标分为以下几类，按动态和静态进行区分（见表）：

可以看出，经济性评价考虑的因素是较为全面的，也就是说，计算时并不只是简单计算收益与成本的差值，现金流的不同、折现率、利率等因素都会被考虑进去，也即动态指标的“动态”部分。在动态指标中，成本类指标的变化相对较小，并且可以通过长期合同锁定成本，故此处不展开讨论。而产销类指标，一方面对项目收益率影响极大，另外从前述各文件可以看出，有变化的趋势，不仅是数量的变化，从项目看也有，例如新加入的保障利用小时等项目。但是新能源过去的经济性评价中，普遍没有对电量、电价有动态的预测，而是作为一个静态的输入值，参与到计算中，也即认为，在项目整个20年或25年的运营期内，电价、电量不会改变。部分科研院进行了动态预测的研究，但仍未成为主流。

实际中，上述提到的各个文件也证明了，行业的成熟和政策的更新远比我们想象的要快。新能源已经完成了从补贴时代过渡到平价时代的变化，而且可能很快要步入部分保障消纳时代，甚至更进一步，向政府授权合约演进。第一批项目还没有结束运营，新能源入市的脚步已经逼近，那么，新能源经济性评价的更新也势在必行。

所以，在新能源消纳电量、执行电价均不完全受到保证的现在，再使用过去的经济性评价，必然得不出对项目经营者决策有帮助的结论。当我们用过去的方法测算时，就是用静态的思路去测算动态的项目。如果我们以有补贴的边界条件去测算项目，那么在2021年之后，这个项目又恰好不合规，那么补贴部分的收益全部无法收到的情况下，就很容易从较高收益率变为较低甚至负收益率。如果我们以平价的边界条件去测算项目，那么在目前消纳率下跌时，项目所在地消纳率又恰好处于全国低位，那么同样很容易从较高收益率变为较低甚至负收益率。那么同理，我们可以明白，即使现在的测算考虑了消纳率、电价等多重条件，我们用静态算出的仍然是静态的结果，不足以覆盖全周期20或25年的改变。那么，我们真正需要做的是转变思维，以动态的思维去测算动态的项目，同时留出余量，择优选取项目进行投资。

新能源评估在市场化改革下的几点启示

在未来的评估中，之所以新能源项目的经济评价方法要实现脱胎换骨的更新换代，是由于我国整个电力规划环境将迎来巨大变化。从国内现有的研究成果看，柴玮、王澍等学者针对经济评价边界条件变化，提出了采用电力现货市场价格预测仿真手段代替定量定价法分析的方式，是未来新能源经济性评价的技术路线。总体上看，新能源经济性评价需要应对新变化，做出新改变。

第一，规划阶段电源项目不再确定上网电价和上网电量。传统规划电源项目都是依靠政府制定电量计划、给定电价，对应新能源第一阶段的“燃煤标杆电价+补贴”定价模式。但是在现货市场环境下，电价将通过市场竞争形成，电源项目规划无法再简单地依据以往政府定价和历史发电量来预测市场环境下全生命周期内的发电量、电价和收入。因此，新能源入市要充分考虑市场竞争环境下的规划方式，采用电力现货市场价格预测仿真软件，预测目标年新能源项目的平均电价和可能的上网电量（由于中长期是现货交易的避险机制，未来价格会耦合，可不考虑），调整项目投资经济性的非量化静态评价方式。尽量提高置信率，才能提高准确性。

第二，高比例新能源的发展将使电源的盈利模式产生变化。随着高比例新能源的发展，未来电力系统中的电源功能会发生两极分化，零碳的风光等电源成为提供电量为主、顶峰（尤其是季节性顶峰）容量为辅的电源，传统碳排放电源会成为提供顶峰容量保证系统可靠性为主、电能量生产逐步减少的电源。那么新能源，尤其光伏，在现货市场中有竞争性的时段内的电价都将不容乐观。一方面要充分预计到新能源进入市场后电价遭受的压力；另一方面，电价结构可能也会发生重大改变，可以类比近期对于煤电推出的“容量电价”，结构上的变化更难预测，尤其是电力市场外的绿色价值和政府资金资助制度设计可能性很大，经济评价要采取多种方案相结合，可以参考咨询中的情景模拟、压力测试等方法，测试极端值，确认项目生存及盈利能力。

第三，电网及相关机构出于对电力系统可靠性的考虑，并无动力保障新能源消纳比率。这就需要相关部门和电网要尽快建立适应新型电力系统的评估方法体系，建立面向以新能源为主的新型电力系统的评估方法，包括经济性和可靠性两方面，均进行量化分析。同时，不仅是相关部门和电网，各大发电集团也应该积极搭建模型，运用仿真法各种基于价格的发、储、荷侧的功率响应进行建模，充分预测市场情况，进行长时、短时结合的分析预测。

总的来说，对于微观层面投资者的技术经济性评价，夯实项目的各项基本边界条件、成本与收益仍然是经济性评价工作的基础和重点。但与此同时，一方面要进一步确认合规性的重要性，另一方面确认项目电量时，不仅要确认当地的资源情况、组件或风机的情况来确定项目可利用小时数，还要确认市场化最终的消纳率（扣除报价过高影响消纳因素），这将成为未来项目盈利率的关键。另一方面，电价的确认也不能像之前一样简单按照“补贴+标杆电价”的，不仅要考虑到降低的可再生能源保障发电小时数，甚至还要考虑到目标年之后，新能源入市后在市场上所能获得的价值。与此同时，如果新能源项目入市，其特有的绿色价值既然不在市场上体现，那么就像火电的消纳能力一样，需要类似于“容量电价”的另一个市场进行体现，而不是被完全抹杀。因此，期待绿证市场、绿电市场、碳市场或其他体现绿色附加价值的体系出现，并配套以政策及市场，进行更为广泛的推行。

整体上来看，新能源项目要继续蓬勃发展，整体的规划就不仅仅需要发电企业内经济性评估进行工作，更需要主管部门、电网与发电企业共同努力。新能源经济性评价事关新能源项目未来20年的生产经营效益，必须考虑市场机制建设的影响，需要尽快赶上行业的发展，不仅如此，鉴于其给出的结果实质上是对未来的预测，技术经济性评价比市场营销更需要走在市场建设发展的前端，展望未来。