近期，河南省新能源行業捷報頻傳：

4月12日，河南省新能源發電首次突破千萬千瓦大關，占河南全網用電負荷30.3%，全網總發電39.0%；

截止6月底，河南省新能源裝機突破2009.8萬千瓦，成為煤電之外的第二大電源，占全省電力總裝機21.11%；其中，安陽市新能源發電裝機規模達到307萬千瓦，更是超越傳統發電成為第一大裝機類別，占全市總裝機61%；

7月15日，青海—河南±800千伏特高壓直流工程投運，每年可向河南省輸送電量400億千瓦時，送電能力與目前河南省外來電總量相當，占當前省內用電量比例接近1/8。

雖然省內新能源累計裝機容量突破2000萬千瓦，但歷史上河南省風光資產交易并不活躍，除了協合新能源對外轉讓的風電項目外，罕見于報端。這主要是由于，河南省新能源裝機在十三五實現的是“從無到有”，而不是“從少到多”，交易標的確實相對較少；同時，近年來并網的標桿項目股權轉讓一般為路條交易，加之出售方為小業主、收購方為非上市公司等因素，可追述的信息較少。

圖1 十三五期間河南省風電光伏累計裝機及增速


伴隨地方能源企業和財務投資人對新能源資產的日益青睞、以及河南省累計投運項目的逐步積累，未來河南省的風光資產交易必將日益活躍。與三北地區項目相比，投資人對河南等中東部地區的風光項目具有如下“比較優勢”：

從電量來看，全額上網，沒有保障小時數，無限電或少限電，因此可以采用理論發電小時數作為長期發電量假設；

從電價來看，月結電價高，無需參與電力交易，因此可以采用風電標桿電價作為長期電價假設，只需考慮補貼延遲取得風險。

基于這樣的樂觀假設，雖然河南省風資源一般，但在較高的標桿電價下，即使是理論發電能力僅為2000小時上下，也可以滿足行業通用投資回報要求，并留有充足的溢價空間。

表1 風電項目投資IRR敏感性分析


（橫軸為發電小時，縱軸為每瓦造價，標桿電價0.57元/kwh，月結電價0.3779元/kwh，運維費為保內0.06元/w，保外0.12元/w+CPI3%）

但是，結合十四五河南省的電力供需形勢以及電改進程來看，如果投資人以這樣的假設來估值，事后很可能會資產價格被高估，核心在于——歷史不代表未來。而且，不僅在河南，這一特征在大多數中東部地區項目估值中普遍適用，需引起投資人關注。

目前，河南省風電光伏項目不存在限電。但是以風電為例，如果將能源局公布的歷年風電并網運行情況報告進行對比，會發現一些不合理之處。

過去五年，全國風電利用小時處于上升趨勢，平均在2000小時左右，而河南省風電平均利用小時呈現明顯的下降趨勢。尤其是2019年風電利用小時僅為1480。如果統計口徑沒有改變，或者部分月份發電的當期并網項目已經折算為全年等效小時，那么在同比下降15.2%的情況下，2019年為何還能叫做“不限電”，著實令人費解。除非是新并網項目理論發電小時數確實較低，因此拉低了全省平均水平。但是基于近年來的標桿電價和造價假設，如果發電能力僅為1500-1600小時，將無法滿足收益率要求，理論上不會開工建設。

圖2 河南與全國歷年風電利用小時對比


從“十四五”供需形勢來看，今年4月國網河南省電力公司在《關于報送2020年平價風電和光伏發電項目電網消納能力的報告》中指出，考慮已投產風電801.1萬千瓦、光伏發電1070.7萬千瓦，已納入開發方案風電1758萬千瓦、光伏發電83萬千瓦，以及未來每年為戶用、屋頂光伏預留60萬千瓦空間，到2025年，省內新能源裝機總規模達到4013萬千瓦，超過“十四五”邊界條件和消納上限，而且隨著風、光規模的持續增加，將來會擠占省內煤電發展空間、影響省外來電通道的規劃建設。

由此計算，即使十四五期間省內火電、水電裝機不增長，在風電光伏激增之下，省內發電裝機也將突破11469萬千瓦，疊加青海—河南特高壓投運而增加的800萬千瓦額定容量，未來河南省的電力供給將會進一步充裕。

而從用電需求來看，河南增長潛力相對一般。2019年，河南省地區生產總值為5.4萬億，在全國各省排名第5；用電量3364億千瓦時，在全國各省排名第7。2015年至2019年之間，在地區生產總值年均增長7.62%的情況下（上年=100折算），河南省用電量增速僅為3.96%，而且是2019年用電量前十大省份中唯一出現負增長的地區。2020年上半年，河南也是用電量降幅4.82%，是降幅第三高的省份（前兩名為湖北、寧夏）。投資人在進行河南省項目評估時，需關注中長期限電風險。

圖3 河南省歷年用電量（億千瓦時）及構成


十四五期間，我國大多數中東部地區省份電力供需格局將會有兩大改變：

一是，在經濟中速增長、電能替代效果尚未顯現、特高壓建設提速、全面放開發用電計劃的多重影響之下，整體上各省電力供小于求的可能性較低，部分地區還會出現發電側限電風險，或在本地供需平衡的情況下影響了三北地區外來電的消納預期。

二是，實現平價的陸上風光不論在裝機還是發電量中的占比均會再上一個臺階，對電網級系統成本的影響加深。

針對第一個問題，結合電力交易市場化進程，預計越來越多的中東部地區省份會陸續出臺保障小時數政策，超過保障小時數部分的新能源電量需通過參與市場化交易的方式消納和結算。針對第二個問題，深度調峰輔助服務將會成為新能源項目必須考慮的成本，而目前估值中，投資人容易忽略。

最初的深度調峰輔助服務，地區上集中在東北、西北等電力供過于求的省份，時間上集中在冬季。近兩年，在地區和時空均有蔓延趨勢，度電分攤金額也呈上升趨勢。

2020年上半年，河南省風電光伏企業深度調峰輔助服務分攤費用約為0.02元/kwh。

深度調峰輔助服務核心，一方面源自電力供過于求，二是間接性能源的占比高。如果說今年上半年河南省調峰費高企的主因是疫情影響導致的負荷下降，不具有長期代表性，那么從發電側來看，河南省新能源裝機占比目前為19.8%，與全國水平一致，到2025年，即使電網統計的已核準項目僅有50%轉化率，新能源裝機占比也將達到28%，調峰將會逐步成為并網常態，調峰支出也應該成為月結電價的必要扣減項。

表2 風電項目投資IRR敏感性分析

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如果綜合考慮輔助服務和電力交易影響，實際月結電價與火電基準價平均下降0.03元/kwh，在其他假設不變的情況下，項目投資回報將下降約0.8%-1%左右，但整體上仍然可以達到行業預期投資回報。

因此，對于投資人來說，河南省的項目仍然具有穩定性和吸引力。不過，交易估值需要合理而不過分高估。