合理利用小时数下的存量资产价值地图！

经过近9个月的漫长等待，合理利用小时数的另一只靴子终于落地了。


10月21日，财政部、发改委、能源局联合发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（下称《补充通知》），整体上厘清了行业关心的两个重要问题。

1、明确合理利用小时水平，及按照全生命周期进行总量控制的模式。陆上风电I至IV类资源区全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。以20年经营期折算，相当于年合理利用小时数约为2400、2200、2000和1800。同时，政策要求在时间轴上，并网之日起20年、全生命周期合理利用小时数，两者取最先，第一个时点到达前全部发电量均有补贴，此后不再享受补贴，但可核发绿证、参与绿证交易。同时，装机容量取核准容量和实际容量孰小，如在核查中发现申报容量与实际容量不符，将按不符容量的2倍核减补贴资金。

2、对补贴电价公式歧义进行了修正，这一点被市场忽视。2019年5月，财政部发布《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》。

由于三北地区新能源项目普遍参与市场化电力交易，文末补贴计算公式中的“电网企业收购价格”引发重大解读分歧：补贴标准=(电网企业收购价格-燃煤标杆上网电价)/(1+适用增值税率)2020年1月三部委出台的《可再生能源电价附加资金管理办法》延续了这一公式表述，仅基于火电电价机制转轨将“燃煤标杆上网电价”做了调整，使得市场误读进一步加深：补贴标准=(电网企业收购价格-燃煤发电上网基准价)/(1+适用增值税率)以新疆地区为例，市场化平均交易电价不足0.1元/kwh，远低于燃煤基准价，照此计算补贴标准则为负数，显然与事实不符。

本次《补充通知》修改了“电网企业收购价格”的表述，正本清源，减少了不必要的麻烦，是非常重要的释义。补贴标准=(可再生能源标杆上网电价(含通过招标等竞争方式确定的上网电价)-当地燃煤发电上网基准价)/(1+适用增值税率)存量资产价值地图财建〔2020〕4号文发布以来，行业参与者对合理利用小时数导致的补贴打折已经做好了一定程度的心理准备，《补充通知》的发布主要是将不确定转为确定。

从补贴控制方式来看，由于现金流越靠前越值钱，在补贴总量一致的情况下，采取累计额控制而非当期额控制有利于项目业主基于设备状态灵活提升早期发电量，在后期度电收益下降后可提早做出退役重置决策，算是不幸中的万幸。

从不同资源区整体来看，由于各区域合理利用小时数水平与实际发电水平存在差异，未来不同区域的项目估值影响各异，同时也催生了不同的资产管理需求。合理利用小时数水平整体相对合理，但四类风区仅有1800小时，与行业预期存在较大落差。

表1 各资源区存量风电项目不同补贴模式下项目IRR敏感性分析（点击查看大图）

（注：造价、标杆电价为预计区域多数存量项目均值，云南、青海、蒙西、新疆月结电价及标杆电价根据实际情况估计，运维费假设保内0.06元/w，保外0.12元/w+CPI3%，残值率5%，如一省存在两个资源区以全省平均发电小时匡算）

IV类地区：估值下降，降本>增收，降低OPEX是关键

由于电价高而风资源一般，历史上主机厂家和业主倾向于采用高塔筒、长叶片方式实现以造价换电量，提升IV类地区项目回报。但是在补贴电价打折的情况下，这一努力效果被迫南辕北辙。除了广东、贵州、海南、河南等省份欠发以外，在其他要素不变的情况下，假设未来发电量为过去五年均值，采用全额和合理利用小时数两种补贴模式进行敏感性测试可知，大部分IV类地区项目IRR将出现0.1%-0.6%的降幅，福建、四川、广西尤其是重灾区。

由于提升发电量的增收效果边际效益递减，对于正在抢装的项目，如建设方案仍可调整，业主应更关注即期造价降本而非发电量提升；对于已并网项目来说，由于折旧、利息费用等因素已经确定，运维服务应成为降本突破口，业主可以考虑放弃对运维人员数量的执念、接受和推广集控模式，以运行指标而非管理人数作为考核运维主体的标准。另外，从资产交易来看，部分正在交易的IV地区项目价值应当重估；对于已经完成交割的交易，如协议将“项目能否全电量取得固定标杆电价”作为对赌条件，而项目实际能力远高于区域合理利用小时数，则对赌条款将被触发；从资产持有者的角度，尤其是上市公司，则应在年底前对所有存量发电资产进行客观的减值测试。


表2 IV类地区存量风电项目执行合理利用小时后项目IRR不变所需OPEX降幅

（假设保外首年为保内费用2倍+CPI3%，其他假设如表1）

I-III类地区：估值上升，增收>降本，激发技改+交易热情

相比，由于限电因素，除云南外，I-III类区域风电项目过去五年实际平均发电小时均低于合理利用小时，而且在红色预警机制下，上述地区新增项目较少，存量项目大多已出质保期，甚至到了经营期后半程。在合理利用小时的激励下，未来业主进行技改提效和参与市场化交易的动力将会增强，如风资源和消纳条件允许，实际发电小时低于合理利用小时的项目应该成为技改服务商和售电主体的主攻方向，由于回报提升显著，还可采用收益分成模式。


表3 I-III类地区存量风电项目发电量提升至合理利用小时后项目IRR提升空间

（其他假设如表1）