电力央企为何“甩卖”光伏电站？市场的风向变了！

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2021年12月30日，国资委公布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》（下称《指导意见》），要求央企推进煤炭消费转型升级，严控煤炭消费增长，严控央企煤电装机规模，同时要严控传统煤化工产能，稳妥发展现代煤化工。

在非化石能源发展方面，《指导意见》提出的总体目标是，到2025年，央企可再生能源发电装机比重达到50%以上。

在国资委意见出台的2021年当年，五大电力央企中，只有国家电投可再生能源装机占比超过了60%，其余四家距离可再生能源装机占比达到50%这一目标都还相去甚远。

截至2021年底，大唐集团总装机1.6亿千瓦，可再生能源装机占比35%；华能集团总装机2亿千瓦，可再生能源装机占比32%；国家能源集团总装机2.7亿千瓦，可再生能源装机占比28%。

电力央企要完成可再生能源发电装机占比50%的指标，空间在哪里？4亿千瓦水电基本已经“见顶”，出路只有大干快上风电、光伏。由此往后的3年间，“五大六小”发电央企竞相争抢新能源项目，市场一片火热。在我国西北五省近6亿千瓦的风光大基地项目中，央企就瓜分了80%以上的装机。

很快，电力央企的新能源装机立竿见影地实现了快速增长。截止2024年7月底，除了煤电装机量大、情况比较特殊的国家能源集团，其余四大电力央企基本都已经完成或接近国资委设定的考核指标。

华夏能源网注意到，原本就一马当先的国家电投，其2.40亿千瓦的电力总装机中，清洁能源装机占比已达到70.26%；华能集团累计新能源装机容量突破8000万千瓦，清洁能源装机占比升至49%；华电集团新能源装机突破6000万千瓦，清洁能源装机占比52.4%；大唐集团的清洁能源装机占比也已经突破了47%。

国家电投、华能、华电、大唐集团清洁能源装机“进度”（制图/华夏能源网）

细究上图的“清洁能源装机”占比数据，需要先厘清一个概念：“清洁能源装机”和“可再生能源装机”略有不同。国资委要求的是“可再生能源装机超过50%”。这里包括了气电和核电。但是由于气电、核电整体规模并不多，未来也不会有大的增长，因而“五大六小”发电央企手里的风光项目，应对可再生能源装机占比50%的目标基本不成问题了。

也就是说，对于国资委定下的可再生能源装机占比50%的考核指标，电力央企基本上是提前一年完成任务了。这也难怪电力央企对新能源项目的心态发生了微妙变化，“挂科”已不用担心，是时候放平心态对前几年的新能源开发工作进行认真审视和复盘了，甩卖资产、提高门槛是自然而然的事情。

新能源不再是“香饽饽”？

“五大六小”狂飙突进大上风光装机，现实驱动力是完成考核指标，深层次的驱动力则是2020年底出炉的“双碳”目标。

围绕碳达峰、碳中和“时间表”，各地、各部门疾风骤雨推出了很多政策，营造出的氛围是电力行业要从煤电主导逐步转型为“新能源主导”。煤电包袱沉重的“五大六小”电力央企压力巨大，纷纷使出吃奶的劲儿去上马新能源项目。

华夏能源网注意到，光是2023年一年，风光大基地2亿千瓦项目“放榜”，国家能源集团就抢到了超过4000万千瓦的装机，国家电投和华能分别超过2000万千瓦，三峡集团接近2000万千瓦。央国企对风光项目争抢之疯狂，可见一斑。

事实上，2030年前要建设的6亿千瓦风光大基地项目，接近5亿千瓦都被发电央企收入了囊中。完成这些风光大基地项目，需要砸进去多少钱呢？答案是3万亿元以上。

如此火热之下，未来收益怎么样？有没有保障？对于这个问题，业内并不乏冷静、理性的思考释出。

2023年9月，在2023全球能源转型高层论坛上，国家电投集团科学技术研究院有限公司董事长何勇健演讲指出：“新能源开发底层逻辑发生变化，未来电量和电价都会出现不确定性，给新能源发展带来挑战”。

何勇健分析，以往在新能源装机很少的时候，新能源电量优先收购、带补贴电价甚至高于火电。但短短十余年间，新能源经历了从补贴退坡到平价上网，再到即将进入电力现货市场。

由于新能源随机性、间歇性、波动性的“垃圾电”特性，进入现货市场的新能源没有竞争力，其电价将呈下行趋势，甚至出现负电价。

这一新能源开发“底层逻辑生变”的观点并非杞人忧天，2023年以及2024年上半年的数据，证明了何勇健的担忧。

以西北省份的风光电价为例，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；青海风光新能源结算均价也在持续走低，1月，新能源结算均价0.228元/度；2月是0.228元/度；3月是0.248元/度；4月是0.222元/度；5月是0.252元/度；6月滑落至0.212元/度。

一方面是低电价，另一方面是新能源场站出现了在发电峰值时段限电停发，使得新能源实际收益大降。这也难怪有风光项目“近40%无法实现承诺收益率、部分项目投产即亏损、持续亏损”的理性评估与反思的出炉。

从国际经验看，新能源收益率下降、消纳难题上升是必然的问题。国际能源署的研究表明，当电力系统中的新能源发电量占比达到15%及以上，电网消纳新能源的系统成本将逐步上升。而截止2023年，中国的新能源发电量占比（15.8%）已经超过了这一理论红线。

在此背景下，电力央企变换节奏，开始更加理性的对待新能源项目，尤其必要性和必然性。

这也意味着，电力市场投资将要从过去几年的电源建设突飞猛进，转向电源建设与新能源消纳的系统支撑建设“双轮驱动”的模式，更多资源将会用于去打通阻碍新能源消纳的痛点、堵点。

央企“变奏”，影响几何？

作为风电光伏装机的绝对主力，“五大六小”电力央企态度转向冷静、理性，对行业带来重大影响。

首先，风光装机增速放缓是必然的。

发电央企的热情降下去，对新能源项目的收益率要求更高，未来数年新能源装机增速就不大可能延续过去几年的高增长。事实上，在2023年中国新增风光装机在达到近3亿千瓦的历史高点后，2024年装机增速已经明显走弱。

国家能源局发布数据表明，今年1-8月，中国新增风光1.7亿千瓦，尽管新增装机依然数量庞大，但增长势头已较2023年放缓。其中，8月全国光伏发电新增装机容量1678万千瓦，环比下降了23.9%。

目前，中国光伏企业年产能逾1000吉瓦，中国储能企业年产能逾200吉瓦时，两者都面临着一半以上产能过剩的尴尬局面。中国光伏企业的国内订单占比大约在五成左右，储能企业国内订单占比四分之一强，国内订单在受到整体装机趋缓的影响下，无疑更加雪上加霜，产能出清、价格战必然会打的很惨烈。

其次，风电光伏电站将出现资产贬值。

发电央企调整新能源开发的节奏，买卖电站项目更加精挑细选，正在让电站交易市场遇冷。没了央企这个最大的“接盘方”，很多电站开发者的项目会砸在手里，如果收益率尚可、融资成本可控还好，如果都不行只能低价甩卖来回笼资金，这必然会带崩交易价格，使得风光电站资产出现一定幅度的贬值。

多位业内人士向华夏能源网吐槽，电站开发和电站交易的“生意不好做”了。前两年几家电力央企四处收电站，收益率8%以上基本都能过会，“即使差点，做做账、找下关系也差不多”，如今不太可能了。前几年，项目还没开发都被预定，甚至是多家买方来询价，如今好项目也难得卖出好价钱。

再次，电力央企也面临转型压力，将催生更多新业务、新机会。

新能源开发的底层逻辑改变了，电力央企不仅仅是甩卖几个电站就能实现电站资产的“做优做精”。在新能源全面参与市场交易的大趋势下，电力央企也面临着较大的压力。

新能源全面入市后，风、光新能源的上网电价将告别固定电价，电价将成为项目投资的最大不确定因素。正如国家发改委能源研究所研究员时璟丽所言：以前做光伏发电项目，电量相对固定，价格也相对固定，整个投资的成本都非常透明。参与市场交易后，无论是消纳还是电量还是收益，都面临不确定。

“五大六小”发电央企跟大家一样，都需要到电力现货市场的大潮中去“游泳”，需要积累并拥有新能源现货交易的知识、经验与能力。比如自身风电、光伏出力曲线的预测，日预测、周预测、月度预测等等，再比如省内以及省外电力现货价格的预测。可为电力央企提供专业的电力现货市场交易服务的企业，将面临很好的业务发展机遇。

此外，电源开发企业会更大力度转向“综合能源服务商”。目前的行业共识是，“综合能源服务商”将成为新型电力系统之下能源调配的重要解决方案，“五大六小”的新能源开发无可回避要向这一方向转型。

综合智慧能源系统是新能源就地消纳、就近使用的重要形式，主要聚合多种形态的能源要素，如新能源、储能、可调负荷等，以灵活的自我调节能力，形成对内平衡、对外与电网友好的能源生产与消费聚合体。这里面会诞生很多的新业务，将为民营企业携手电力央企提供新机会。