近期，河南省新能源行业捷报频传：
4月12日，河南省新能源发电首次突破千万千瓦大关，占河南全网用电负荷30.3%，全网总发电39.0%；
截止6月底，河南省新能源装机突破2009.8万千瓦，成为煤电之外的第二大电源，占全省电力总装机21.11%；其中，安阳市新能源发电装机规模达到307万千瓦，更是超越传统发电成为第一大装机类别，占全市总装机61%；
7月15日，青海—河南±800千伏特高压直流工程投运，每年可向河南省输送电量400亿千瓦时，送电能力与目前河南省外来电总量相当，占当前省内用电量比例接近1/8。
虽然省内新能源累计装机容量突破2000万千瓦，但历史上河南省风光资产交易并不活跃，除了协合新能源对外转让的风电项目外，罕见于报端。这主要是由于，河南省新能源装机在十三五实现的是“从无到有”，而不是“从少到多”，交易标的确实相对较少；同时，近年来并网的标杆项目股权转让一般为路条交易，加之出售方为小业主、收购方为非上市公司等因素，可追述的信息较少。
图1 十三五期间河南省风电光伏累计装机及增速
伴随地方能源企业和财务投资人对新能源资产的日益青睐、以及河南省累计投运项目的逐步积累，未来河南省的风光资产交易必将日益活跃。与三北地区项目相比，投资人对河南等中东部地区的风光项目具有如下“比较优势”：
从电量来看，全额上网，没有保障小时数，无限电或少限电，因此可以采用理论发电小时数作为长期发电量假设；
从电价来看，月结电价高，无需参与电力交易，因此可以采用风电标杆电价作为长期电价假设，只需考虑补贴延迟取得风险。
基于这样的乐观假设，虽然河南省风资源一般，但在较高的标杆电价下，即使是理论发电能力仅为2000小时上下，也可以满足行业通用投资回报要求，并留有充足的溢价空间。
表1 风电项目投资IRR敏感性分析
（横轴为发电小时，纵轴为每瓦造价，标杆电价0.57元/kwh，月结电价0.3779元/kwh，运维费为保内0.06元/w，保外0.12元/w+CPI3%）
但是，结合十四五河南省的电力供需形势以及电改进程来看，如果投资人以这样的假设来估值，事后很可能会资产价格被高估，核心在于——历史不代表未来。而且，不仅在河南，这一特征在大多数中东部地区项目估值中普遍适用，需引起投资人关注。
目前，河南省风电光伏项目不存在限电。但是以风电为例，如果将能源局公布的历年风电并网运行情况报告进行对比，会发现一些不合理之处。
过去五年，全国风电利用小时处于上升趋势，平均在2000小时左右，而河南省风电平均利用小时呈现明显的下降趋势。尤其是2019年风电利用小时仅为1480。如果统计口径没有改变，或者部分月份发电的当期并网项目已经折算为全年等效小时，那么在同比下降15.2%的情况下，2019年为何还能叫做“不限电”，着实令人费解。除非是新并网项目理论发电小时数确实较低，因此拉低了全省平均水平。但是基于近年来的标杆电价和造价假设，如果发电能力仅为1500-1600小时，将无法满足收益率要求，理论上不会开工建设。
图2 河南与全国历年风电利用小时对比
从“十四五”供需形势来看，今年4月国网河南省电力公司在《关于报送2020年平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》中指出，考虑已投产风电801.1万千瓦、光伏发电1070.7万千瓦，已纳入开发方案风电1758万千瓦、光伏发电83万千瓦，以及未来每年为户用、屋顶光伏预留60万千瓦空间，到2025年，省内新能源装机总规模达到4013万千瓦，超过“十四五”边界条件和消纳上限，而且随着风、光规模的持续增加，将来会挤占省内煤电发展空间、影响省外来电通道的规划建设。
由此计算，即使十四五期间省内火电、水电装机不增长，在风电光伏激增之下，省内发电装机也将突破11469万千瓦，叠加青海—河南特高压投运而增加的800万千瓦额定容量，未来河南省的电力供给将会进一步充裕。
而从用电需求来看，河南增长潜力相对一般。2019年，河南省地区生产总值为5.4万亿，在全国各省排名第5；用电量3364亿千瓦时，在全国各省排名第7。2015年至2019年之间，在地区生产总值年均增长7.62%的情况下（上年=100折算），河南省用电量增速仅为3.96%，而且是2019年用电量前十大省份中唯一出现负增长的地区。2020年上半年，河南也是用电量降幅4.82%，是降幅第三高的省份（前两名为湖北、宁夏）。投资人在进行河南省项目评估时，需关注中长期限电风险。
图3 河南省历年用电量（亿千瓦时）及构成
十四五期间，我国大多数中东部地区省份电力供需格局将会有两大改变：
一是，在经济中速增长、电能替代效果尚未显现、特高压建设提速、全面放开发用电计划的多重影响之下，整体上各省电力供小于求的可能性较低，部分地区还会出现发电侧限电风险，或在本地供需平衡的情况下影响了三北地区外来电的消纳预期。
二是，实现平价的陆上风光不论在装机还是发电量中的占比均会再上一个台阶，对电网级系统成本的影响加深。
针对第一个问题，结合电力交易市场化进程，预计越来越多的中东部地区省份会陆续出台保障小时数政策，超过保障小时数部分的新能源电量需通过参与市场化交易的方式消纳和结算。针对第二个问题，深度调峰辅助服务将会成为新能源项目必须考虑的成本，而目前估值中，投资人容易忽略。
最初的深度调峰辅助服务，地区上集中在东北、西北等电力供过于求的省份，时间上集中在冬季。近两年，在地区和时空均有蔓延趋势，度电分摊金额也呈上升趋势。
2020年上半年，河南省风电光伏企业深度调峰辅助服务分摊费用约为0.02元/kwh。
深度调峰辅助服务核心，一方面源自电力供过于求，二是间接性能源的占比高。如果说今年上半年河南省调峰费高企的主因是疫情影响导致的负荷下降，不具有长期代表性，那么从发电侧来看，河南省新能源装机占比目前为19.8%，与全国水平一致，到2025年，即使电网统计的已核准项目仅有50%转化率，新能源装机占比也将达到28%，调峰将会逐步成为并网常态，调峰支出也应该成为月结电价的必要扣减项。
表2 风电项目投资IRR敏感性分析
如果综合考虑辅助服务和电力交易影响，实际月结电价与火电基准价平均下降0.03元/kwh，在其他假设不变的情况下，项目投资回报将下降约0.8%-1%左右，但整体上仍然可以达到行业预期投资回报。
因此，对于投资人来说，河南省的项目仍然具有稳定性和吸引力。不过，交易估值需要合理而不过分高估。
