BNEF-华能天成租赁联合发布 | 中国新能源资产价值评估白皮书
在实现“30·60”双碳目标、保障中国能源安全、顺应绿色低碳转型要求的指引下，中国电力市场化改革逐渐进入“深水区”。中国新能源发电作为新增电力装机的主力军以及电力市场的关键主体，其资产价值评估体系亟待完善。由华能天成融资租赁有限公司和彭博新能源财经共同撰写的《中国新能源资产价值评估白皮书》，重述中国新能源发电资产价值，聚焦价值评估方法及应用场景，分析影响价值的各类参数、实践案例以及价值提升的主要措施。展望“双碳”目标下，新能源在全面参与电力市场化交易后的参数预测思路和价值提升路径。
价值重述：
新能源资产的价值不应仅包含电能量价值。作为绿色电力，新能源不可或缺的一部分价值就是其环境价值。此外，新能源自身间歇性、波动性的出力特性，需要电力系统为其提供调峰调频等辅助服务，这部分应体现为其系统成本。因此我们认为：新能源的绿色电力价值=电能量价值+环境价值-系统成本。
应用场景：
收益法是当下新能源资产价值评估的主流方法。在新能源资产相关风险可有效化解、资产质量可控的前提下，通过对电站的收益能力进行合理预测，采用现金流折现或收益率测算等方法，可对不同建设阶段、开发模式、评估目的等应用场景下的新能源电站进行价值评估。
基本参数：
根据新能源价值的重述，可以将新能源资产价值重要参数细分为三类：电能量价值参数、系统成本参数和绿色价值参数。
电能量价值参数：
从电站运营的角度来看，电量和电价是决定其盈利能力的两大关键参数。电量维度的参数包括资源情况、技术选型、消纳能力、生命周期等。电价则成为新能源发电进入电力市场后最大的不确定因素，结算电价随着市场买卖双方供需的博弈和新能源发电的季节性特征波动，预测难度增大，为新能源发电资产价值的评估带来了新的挑战。
截至2022年10月，我国共有19个省份（地区）新能源已参与中长期交易，共有7个省份（地区）新能源已参与现货交易（表2），其中山西、蒙西、山东等地区已开展现货结算试运行。
在现货市场中，新能源也逐渐深度参与。从近一年电力现货交易试点省份的交易情况来看，各地区结算价格与供需紧密相关，表现出较强的波动性（图1），成为影响投资回报的最大不确定性。
系统成本参数：
我国新能源发电的备用成本和平衡成本等系统运行成本往往以考核费用和辅助服务费用的形式体现在项目的电费结算中。东北、西北区域受“两个细则”考核和辅助服务补偿分摊等费用项的影响显著高于华北、华中区域，其中辽宁、吉林、黑龙江、甘肃风电项目以及宁夏、新疆光伏发电项目“两个细则”考核和辅助服务补偿分摊等费用项占项目总电费的比例均高于10%（图2、图3）。在华北、华中等消纳较好的区域，风电、光伏发电项目该费用项的比例则普遍低于4%。
绿色价值参数：
我国绿色电力交易品种包括绿证自愿认购交易和绿色电力交易，这两者是现有政策下主流的可将环境权益变现的机制。2021-2022年11月风电补贴绿证成交均价为195元/张，光伏补贴绿证成交均价为648元/张；平价项目绿证交易的价格区间在46.2-49.8元/张，风光差异不大。补贴和无补贴绿证的交易量均远低于核发量。绿电市场化交易定价，则主要由电能量价格和环境溢价两部分组成，当前溢价30-60元/MWh
折现率：
在收益法运用中，通常采用加权平均资本成本（Weighted Average Cost of Capital, WACC）作为新能源发电项目折现率。从全球不同地区的风电、光伏发电项目WACC取值来看，欧洲地区普遍较低，均值在2%-5%之间波动，呈现逐年下降趋势；亚太地区WACC取值范围较广，光伏发电项目WACC（图4）略高于风电项目，且风光WACC取值在近7年来相对平稳，下降趋势不明显。
估值实践：
不同区域、项目类型、应用场景下，新能源资产价值存在明显差异。我国“三北”地区因风资源优势突出，存量风电项目估值更高，但其中西北地区因受消纳因素制约，在叠加“两个细则”考核和辅助服务补偿分摊费用等因素后，风电项目估值结果下降明显。不同项目类型（补贴项目/平价项目）参与的电力市场化交易结算机制不同，估值存在差异：山西平价光伏发电项目估值较补贴项目高出0.41元/W（不含补贴部分），差异超过14.5%。此外，不同场景下折现率的选取也对估值结果有显著影响：折现率波动1个百分点，估值结果波动7%左右。
价值提升：
充分利用老旧风场的治理改造潜力，在合规前提下提升项目安全性与经济性，可以最大限度利用本地优质资源，提升电站资产价值。经测算，单台风机技改可将发电小时数提升35%-50%；项目整体技改可将发电小时数提升约23%，对项目资产价值有明显增益。
参与绿电交易或绿证交易，均对新能源项目的资产价值有一定提升（图5）。全电量参与绿证交易情景下，可将项目单瓦估值最高提升13.5%。全电量参与绿电交易情景下，可将项目单瓦估值提升6.4%（以辽宁典型光伏发电项目为例）。
展望：
我们对新能源资产的电能量价值、绿色价值及其分别的影响因素进行了中长期展望。从电能量价值角度，保障性收购、中长期交易和现货交易作为新能源项目电费收入的主要来源，不同的价格机制对电能量价值体现各异。对于保障性收购，我们预计未来“保量保价”部分将逐年减少，且短期内各省燃煤基准价调整可能性较低。在2030年风光发电量全面参与市场交易的情景下，成交价格将由真实的市场供需决定，相较于火电的折价幅度将在现有10-44%的程度上有明显减少。未来一段时间内，我国新能源参与电力现货市场或将采取“报量不报价”与“报量报价”并行的模式。从绿色价值角度，结合绿电供应侧、需求侧、市场规划和政策支持四个因素，我们认为到2025年绿电交易规模将达到94.8TWh（低情景）至455TWh（高情景）。同时，对于绿电交易成交价格中的绿色溢价，短期内其平均价格上限将受到无补贴绿证价格的影响；长期来看（图6），若绿电市场与碳市场挂钩，通过锚定碳价，我们预计2030年平均绿色溢价或将达到58.1元/MWh。
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