对于新能源从业者来说，一提到新疆首先想到的是红六省、限电、资产卖不出去。但在合理利用小时数政策落地、电力交易市场化推行之下，限电形势已经由红转橙的新疆其实已经度过了至暗时刻。放眼未来，新疆风光项目运行环境将会得到持续改善，资产估值也应当重估，投资人可以考虑重新将新疆风光资产纳入可投资范围。
估值潜力1：限电压力缓解2/3
由于早期新能源项目电源、电网建设不匹配，十二五期间新能源限电形势愈演愈烈。以新疆为例，2016年风电限电率达到历史性的38%。同年，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，当年新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江五省即被认定为红色预警区域，不再核准新项目，2017年内蒙古也由橙转红，暂停新项目核准。
表1 六省份历年预警状态
不过，暂停是为了更好的出发。
2018年以来，在特高压通道建设、深度调峰服务、市场化电力交易、暂停新项目核准等政策的多重促进之下，各省限电形势得到显著改善。新疆风电限电率实现连续3年下降，2019年回归到14%，全省由红转橙；同时全省平均风电发电小时数自2015年以来首次超过全国平均水平，达到2147小时。
虽然限电率提升的主要交换条件之一是参与市场化电力交易，而存在月结电价下降，但此举首先证明了外送通道的通达性和物理可执行性，在配额制强制考核、取消风火打捆、限电率监测的积极影响下，未来新疆风电项目更多需要考虑的并不是能否外送，而是在可以卖出去的前提下如何把电量卖得更多、电价卖得更高。
图1 全国和新疆历年风电发电小时及限电情况
估值潜力2：前七批占比71%
长达4年的红色预警期，不仅有效改善了新疆、甘肃地区存量项目的并网消纳环境，也使其无意中错过了补贴长期拖欠的第八批项目。
截止2019年底，新疆风电光伏合计装机3036万千瓦，2016年以后并网装机892万千瓦，其中61%为光伏项目。由于进入第七批补贴目录的项目要求在2016年3月底前并网，考虑当年一季度并网量，新疆地区第八批项目占累计装机比例最多29.4%，全部风电项目当中第八批风电项目占比尤其低，仅为18%。为此，投资人在筛选新疆项目标的时，遇到已经进入补贴目录的项目概率更高，远高于全国平均前七批项目占比水平。
对于进入前七批补贴目录的项目来说，由于补贴回款周期持续稳定，累计应收补贴余额占比低，盈利质量良好；而且基于长期的历史补贴回款数据，投资人可以对项目未来的补贴偿还频率和比例进行更为扎实的预判，可以考虑适度降低补贴风险溢价。
图2-图5（左上）全国风电装机增长趋势
（右上）新疆风电装机增长趋势
（左下）全国光伏装机增长趋势
（右下）新疆光伏装机增长趋势/万千瓦
估值潜力3：此后余生追赶合理利用小时
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》，各地区合理利用小时数水平终获确定。以风电项目为例，新疆不同地区分属I类风区和III类风区，全生命周期合理利用小时数分别为48000小时和40000小时。以20年经营期折算，折合年合理利用小时数约为2400和2000。
在补贴确权以及并网20年到期作废的双重影响，风电项目业主会比之前更有动力进行技改大修提高项目发电水平、参与电力交易接受月度价差，以实现追赶全生命周期合理利用小时数、取得完整度电补贴的目标。
作为新能源开发较早的省份，新疆风电机组运行历史较长，超过82%的风电机组运行5年以上。
图6 新疆截止2019年并网装机运行年限分布/万千瓦
受限电因素影响，2014年至2019年的6年间，新疆地区风电整体发电小时数为1800小时，未来10-15年运行期追赶需求巨大，使得项目IRR在基本方案的基础上额外存在1-3%的提升空间。
表2 新疆I类地区追平48000小时未来发电情景
表3 新疆III类地区追平40000小时未来发电情景
估值潜力4：晚高峰卖午间电
新疆不仅有风光，还有时差和距离，导致当地与东部沿海地区存在风光资源的时空异质性。
图7 我国各地时区分布
由于天山山脉地形影响，新疆不同区域风电项目出力即存在差异化。
从光伏项目来看，行业惯性思维会认为光伏只在午间发电，但由于新疆地理位置处于东五区和东六区，实际上可以与中东部地区的光伏项目可以实现错峰出力，尤其实现在中东部晚高峰的时刻提供充裕的午间电的时空套利。虽然新疆新能源电力输入中东部地区需要叠加远距离输配电成本，但至少为中东部地区降低尖峰时刻用电成本提供了另一种可行选择。
而且，考虑到新疆外送风光项目的时空异质性，目前正在推行的发电侧风+储、光+储政策也应当重新审视，储能配置比例不应该一刀切，而应该考虑发电侧与负荷侧出力一致性之后选择最佳配置方案。
图8 新疆与安徽某光伏项目日内理论出力百分比
综上所述，正如“士别三日当刮目相看”，在补贴确权+电力交易的新背景下，新疆存量风光资产的价值也应该被重新评估，回归合理水平。
