光伏行业寒冬持续央企纷纷撤离背后有哪些隐忧？

财富 2024-11-21 17:59 北京

光伏行业的寒冬依旧凛冽，多家央企正逐步从光伏项目中抽身。

10月24日，国家电力投资集团子公司——内蒙古电投能源股份有限公司（简称“电投能源”）宣布，将暂停赤峰市阿鲁科尔沁旗的40兆瓦户用分布式光伏项目。紧接着，10月26日，该公司再次发布通告，计划终止花吐古拉镇的综合智慧能源项目之户用光伏板块，以及山东那仁太新能源有限公司在山东省的100兆瓦户用光伏项目。

国电投此举并非孤例，中国电力、中国电建等其它央企也在悄然调整其光伏项目布局。尽管2024年上半年，分布式光伏新增并网容量高达52.88吉瓦，超越了集中式光伏，显示出强劲的增长势头，但这一表面的繁荣却掩盖不了行业内部的深刻变化。

春江水暖鸭先知，央企的动向被视为行业的风向标。

随着政府补贴的逐步退坡，光伏项目的经济效益受到了直接影响，投资回报率不断下滑。同时，市场竞争的加剧也使得项目获取、建设和运营的成本不断上升，进一步压缩了利润空间。曾经对光伏项目充满热情的央企们，如今却纷纷选择撤离。

项目叫停收益下滑成主因

一些曾经风光无限的光伏项目，如今却成了央企手中的“烫手山芋”。

阿鲁科尔沁旗的40兆瓦户用分布式光伏项目此前财务内部收益率为8.53%，这一数字在许多人看来已经相当不错，但电投能源却认为，根据分布式光伏项目投资收益率最新要求，该项目已不具备继续推进条件。

电投能源在公告中表示，尽管该项目的收益率看似不低，但根据公司当前的投资策略和标准，这一收益率已无法满足公司对于新能源项目的收益要求。公司需要更加审慎地评估投资风险，确保项目的经济性和可行性。

据了解，此前很多央企光伏项目的投资收益标准是7%。此前，上述项目一直被业内认为是一个优质光伏项目。然而，随着市场环境的变化，光伏项目投资回报率不断下降，导致一些企业开始重新评估其在光伏领域的投资策略。

花吐古拉镇综合智慧能源项目户用光伏项目和山东那仁太新能源有限公司山东100MW户用光伏项目。终止原因与赤峰市阿鲁科尔沁旗项目类似，均受到户用光伏投资成本升高、土地或屋顶租赁费攀升以及项目收益率下降等因素的影响。

一个多月前（9月5日）花吐古拉镇综合智慧能源项目刚刚获得“2024年度中国电力中小型优质工程”称号。获奖理由是：打造了“新能源+乡村振兴”深度融合的、可复制可推广的“样板间”。

带上荣誉桂冠不到一个月，该项目就被叫停，着实令人惋惜。

据了解内情的人士透露，该项目虽然包含分布式光伏、分散式风电、户用光伏等多个子项目，但在实际推进过程中也面临着诸多挑战。一方面，户用光伏投资成本不断攀升，土地租赁费用的上涨直接影响了项目的收益率；另一方面，受地方政策因素影响，部分农户的合作开发意愿不强，对项目合作的积极性不高。这些因素都使得项目的经济性下降，继续建设的难度加大。

业界普遍认为，收益下滑是央企纷纷退出光伏项目最主要的原因。近年来，随着光伏行业的快速发展，国家对于光伏项目的补贴政策也在逐步退坡。补贴的减少，意味着光伏项目的投资回报率将进一步降低。同时，市场竞争的加剧也使得光伏项目的利润空间被不断压缩。

一些新增的新能源项目中有近40%无法完成项目立项时承诺的收益率，部分项目资产效益不高、持续亏损，甚至是投产即亏损。11月12日，东方电气风电股份有限公司在北京产权交易所公示，拟出售木垒东新新能源有限公司51%股权，转让底价为9.29亿元。值得注意的是，木垒东新新能源有限公司在2024年初至10月31日期间的营业收入为0元，净利润为-54.87万元。

电力消纳雪上加霜

不仅如此，电力消纳得不到保障，也导致央企项目收益率进一步降低，迫使一些企业从过去的积极抢占市场、扩大规模，到现在的审慎评估、择优投资。

随着新能源装机规模的不断扩大，电力系统的消纳能力逐渐成为瓶颈。尤其是在一些局部电网，风光装机比例超过了30%，电力系统可用的灵活性调节资源变得十分紧缺，电力系统的安全稳定运行与新能源消纳之间的冲突矛盾骤然上升。

某大型发电集团旗下的子公司斥资人民币45亿元，于青海省建设了一项规模为100万千瓦的光伏电站项目。该项目通过“青豫直流”工程向河南省输送电力。然而，后续电网公司提出，特高压输送新能源过程中存在电压不稳定的问题，可能对电网安全构成冲击，因此要求该项目增设调相机设备，以提升无功功率，确保特高压输送新能源的稳定性。

每台调相机的投资成本约为1亿元，而该100万千瓦的光伏项目需配套安装2台调相机，电网公司提出了相应的投资要求。面对这一需求，该央企只能追加2亿元的投资完成了调相机的安装工作。这一额外的投资要求，无疑增加了项目的成本，也降低了项目的收益率。

不仅如此，新能源结算电价也在大幅走低。以西北省份为例，2024年上半年，新疆风电结算均价0.21元/度，光伏结算均价0.16元/度；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度。如此低的电价，难以覆盖光伏项目的成本，更无法保障央企的投资收益。

从今年7月份开始，国家电投、中国电力、中煤矿业集团等在内的多家央企终止、暂停户用分布式光伏项目，“扎堆”转让控股子公司股权、出售光伏资产，以减少损失并寻求更稳健的投资方向。

7月16日，安龙清源光伏科技65%股权拟挂牌转让，转让方为中国电建集团贵州电力设计研究院有限公司。

8月17日，国电投下属上海源烨与中来股份停止在户用光伏EPC领域的合作。

8月27日，内蒙古电投提出拟对外转让该公司全资子公司山东那仁太新能源100%股权，

9月5日，国电投重庆电力有限公司挂牌转让持有的重庆绿欣能源发展有限公司20%股权，该公司持有149MW地面光伏电站的全部股权或控股股权。

9月19日，中煤矿业集团挂牌转让中煤任远（陕西）新能源科技有限公司60%股权。

9月20日，国电投绿电河南新能源科技有限公司挂牌转让两家新能源企业的股权，分别为：邯郸德源新能源科技有限公司的90%股权；林州林能绿色电力开发有限公司的100%股权。

10月21日，中国电力国际发展有限公司挂牌转让持有的新源劲吾（北京）科技有限公司51%股权。

央企新能源态度“冰火两重天”？

曾经，央企对于新能源项目的投资可谓是趋之若鹜。在“双碳”目标提出之初，国电投等央企纷纷加大在新能源领域的投资力度，风光装机规模迅速攀升。

2023年，近2亿千瓦的风光大基地项目“放榜”，其中，国家能源集团斩获超过4000万千瓦的装机，国家电投和华能也分别超过2000万千瓦，三峡集团接近2000万千瓦，大唐集团超过1000万千瓦，中广核、京能集团则分别超过500万千瓦。

截至2024年7月底，国电投光伏装机容量已达到7296万千瓦。在“十四五”规划实施的前三年里，国家电力投资集团累计新增光伏装机容量接近40吉瓦。在内蒙古西部的阿拉善盟，华电集团、华润集团等多家央企联手开发的腾格里沙漠新能源基地，总投资额高达约860亿元，规模之宏大令人瞩目。

新能源装机规模也给电网系统带来了前所未有的挑战。新能源发电的随机性、间歇性和波动性特点，使得当局部电网的风光装机比例超过一定阈值时，电力系统的灵活性调节资源变得紧缺，新能源消纳问题日益凸显。以青海某100万千瓦光伏电站项目为例，尽管项目方为了促进电网消纳，额外投资2亿元加装了2台调相机，但弃电率仍然高达惊人的50%。同时，新能源结算电价也在持续走低，进一步压缩了项目的投资收益空间。

在这样的背景下，电力央企对于新能源项目的投资态度变得更加谨慎。尤其是分布式光伏项目，由于系统消纳能力有限，分布式装机量已经超配、过剩，导致电价持续走低。

今年7月中央巡视组对多家央企新能源巡视整改情况的通报中，国家电投被指光伏产业大而不强，需解决亏损项目问题，同时确保消纳问题解决前不发生实质性投资。这一通报无疑为央企在新能源领域的投资敲响了警钟。

其实，远不止国家电投，在急剧变化的大环境下，“对表”后的电力央企都在试图重新校正新能源项目的投资标准。从此前的疯狂争抢，到如今的谨小慎微，电力央企对新能源态度的微妙转变，预示着光伏项目开发的标准彻底变了。

11月20日，工信部对《光伏制造行业规范条件》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》进行了修订。引导地方依据资源禀赋和产业基础合理布局光伏制造项目，鼓励集约化、集群化发展。引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为30%。

尽管央企在光伏领域的投资出现了调整，但这并不意味着他们放弃了新能源领域。悄然退出分布式光伏的同时，国电投也一直在氢能领域进行发力。作为最早发展氢能产业的央企之一，国电投在氢能领域已经实现了“全链条突破”。从制氢端到燃料电池及应用端，国家电投都有深入布局。2023年12月4日国家电投旗下子公司国氢科技发布了“氢涌智氢岛”一体化解决方案。并启动了百万吨级氢基绿色能源基地和万吨级绿色航煤示范项目。

不仅如此，一些央企。通过探索与火电、水电等传统能源的互补模式积极推动新能源与传统能源的融合发展。2024年3月28日，国家能源集团在宣布总投资4000亿元的80个重点项目集中开工，这些项目涵盖“煤电化运”各产业板块，分布在新疆、青海、河北、宁夏等省区。

此外，央企还通过拓展海外市场积极推动国际化战略。2024年国电投不仅在墨西哥Casa新能源项目、巴西GNA燃气电站项目等重要项目上取得了关键进展，还深耕越南、巴西、智利等国市场，获得大批储备项目。

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