在刚刚披露的半年报中显示，正泰电器将其所持有的河北、安徽区域总计 311.41MW户用光伏项目分两批转让给陕西电投泰集新能源科技有限公司，交易对价总计12.47亿元，实现投资收益超过3亿元。
金风科技上半年共转让旗下9间项目公司全部或部分股权，不仅实现了4.61亿元的股权处置收益，也让自身持有的剩余股权因公允价值重新计价而产生1.36亿元利得，合计5.97亿元的投资收益占到了税前利润的25.31%。
如果说买方收购项目是因为看好项目的长期价值，那么卖方为什么要批量化卖项目？除了供求因素导致的可观估值之外，新能源入市带来的中长期电价不确定性是卖方看不清长期收益、愿意出售项目的重要因素之一。
电改之下，滚动开发可能成为近期风险调整后收益最佳的业务模式。而反观急于进入的收购者，则可能低估了自身将要承受的风险和应该追求的收益率。
曾经的岁月静好
一笔交易能够达成，是因为对价之下交易双方能满足各自的预期收益率，只是一个在向前看，一个在向后看。如果一个项目在生命周期中风险没有显著变化，不考虑供求关系和极端事件引起的波动，在任何时点进入，取得的投资回报率应该没有显著差异，先后进入的投资人只是铁路警察各管一段。
而标杆电价时代，新能源项目在生命周期各阶段具有显著的风险差异。开发期以签署开发协议为起点，取得核准文件为终点，投资额较低但失败风险较大，应该追求20%以上甚至翻倍的投资回报率；
建设期以开工为起点，以并网为终点，投资额大但风险中等，主要承担工程超期、预算超概等风险以及可能因此产生的电价下调风险，预期收益率在10-15%；
进入经营期后，由于电价、折旧、利息支出等均已确定，持有人的主要任务是持续经营和运维降本，追求的投资回报率会进一步下降至8-10%。
在这种风险特征下，不同阶段的股权转让行为交易的不仅仅是现金流，还有折现率。不同能力和风险偏好的投资人可以寻找到最适合自己投资的环节，并在下一阶段将项目转让给比自己风险偏好更谨慎、收益率要求更低的收购方，投资逻辑简单顺畅。
因此，对于一个新进入新能源投资领域的财务投资人，往往被建议优先考虑收购已并网项目来实现偏低而稳定的回报，在风险可控、逐步加深对行业的理解后，适度向前拓展到建设期投资来提高收益，而罕有大比例进入开发期的情况。
平价误区
但是在电力交易模式下，新能源项目伴随生命周期延展、风险逐步下降的特征被改写了。
三北地区含补贴风电光伏项目早已全部或部分参与交易，对此交易双方也存在共识，为此估值中会以过去1-3年的平均结算电价作为未来电价的参考，整体估值体现了电力交易影响，具有一定的合理性和谨慎性。
新增的无补贴项目是收购方最大的估值误区所在。没有存量项目运行历史、不了解电改趋势的投资人容易想当然地认为“无补贴=平价”，即不需要参与交易。这种自信首先源于国家发改委的文件。
2021年6月，国家发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》表示，2021年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。
2022年4月，国家发改委发布《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》重申，2022年新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。
但是，伴随补贴电价的取消和放管服的推进，地方政府在新增无补贴项目的产生方式上具有更大的发言权和自主性。如在《说好的平价和看不见的交易》所述，从实际执行来看，2021年三北地区以平价名义核准的项目在2022年已经普遍参与了交易，而且实际结算电价低于平价。
从政策趋势来看，各地各类新能源项目全面参与交易也是未来5年之内必然发生的事情。
2022年1月，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》表示，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。
到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
未来的负重前行
如果进入电力市场后可以签署长周期、固定电价、不带曲线的PPA，那么新能源项目电价风险并不高。
但结合实际情况来看，我国新能源入市速度快于电力市场建设的步伐。长期PPA的签约模式预计在中短期之内都不会推行。因此，新能源项目入市后将主要签署以年为周期的中长期合同，并结合各省电力市场进程有部分电量参与现货交易。
对于一个新能源项目来说，标杆电价时代，开发期决定项目成败，建设期决定项目好坏，经营期只是将预期付诸现实。而在电力交易时代，开发期和建设期只决定了项目的有无，经营期决定了项目的成败和好坏。而且尤其伴随行业成熟和经验累积，新能源项目开发期和建设期的风险稳定下行，经营期风险则因为电价的不确定性而增大。
从时间上来看，开发期和建设期的风险在这一阶段结束后就成为现实不再变化，但在没有签署长期PPA的情况下，电价风险将在20年的经营期内如影随形、始终存在。当电价成为影响投资回报的最大不确定性，某种意义上说，经营期也成为了生命周期中风险最大的阶段。历史上项目风险伴随经营期延展而越来越低的趋势不再成立。
从投资回报角度讲，经营期进入的投资者应该追求更高的收益率才能与承受的风险相匹配，但这一点并未引起行业尤其是收购方的关注，其按照传统逻辑设定的收益率未来将无法与实际承受的风险相匹配，也给转让方提供了更高的溢价。
这样的认知之下，短期内是对项目转让方有利的。有开发建设能力的主体专注在快速的开发-建设-变现的滚动式开发是明智之举。但是，伴随信息不对称的逐渐缓解和收购方经验的提升，如果电力市场上长期PPA仍然不能签署、或者没有形成其他缓解中长期电价风险的解决方案，部分收购方将因为无法承受电价波动而退出，经营期的收益率要求也会回归到合理水平。
反思“LCOE最低论”
电力交易模式下，需要反思的不仅是收购方，还有设备厂家和投资人。
2018年进入竞价时代以来，展示LCOE公式、宣称自身产品能协助业主实现最低LCOE成为了各类厂家PPT里的规定动作。
但是LCOE的应用存在两个重要前提。第一，LCOE只反应发电成本，没有反应系统成本(在电改下可以理解为双细则考核、辅助服务/电力市场运营费分摊)，因此，追求LCOE最低只完成了部分任务，系统成本最低才是完整的。
第二，竞价时代LCOE大有作为，是因为所谓竞价就是在寻找一个最低的固定电价。但在电力交易模式下，新能源项目面对的是不同的中长期电价和现货价格，尤其光伏大发时段可能出现0电价或负电价，LCOE的计算结果并不能指导实践。
2021年12月15日至2022年8月15日山东现货市场日前电价趋势/元/MWh
从投资人的角度，可以将追求平准化度电成本最低演进成为追求有价发电量毛利最高。而在这种场景下，对设备厂家来说，与其单纯追求无价发电量更高，不如追求有价发电量的准确性和灵活性。
风光行业有20年以上投资历史，风光资源评估也是极为成熟的环节。但是到目前为止，资源评估的输出成果都是代表年的概率分布，没有进一步明确到季度、月份。
风光资源存在年际变化是不争的事实，但并不等于评估工作不应该顺应电力市场的变化、更细颗粒度的预测目标无法被接近。
无论是否感知的到，电力交易时代都已经来了，而且改变了新能源行业的既有逻辑。投资人最应该做的，是全面客观地理解电力交易对新能源项目风险收益的影响，根据自身风险偏好理性选择投资阶段；而设备厂家则应该主动寻找电力交易模式下新能源项目的收益痛点，将提高有价发电量作为自身使命。
