作者 |刘洋
编辑 |杨亦
电力央企对新能源的态度转变，成为业界密切关注的一大焦点。在一系列“甩卖”存量光伏电站的动作之后，又开始对新建光伏项目“动刀”了。
10月24日，国家电投集团旗下内蒙古电投能源股份有限公司对外发布了《关于核销赤峰市阿鲁科尔沁旗40MW户用分布式光伏项目公告》。该项目总投资1.63亿元，2022年9月立项，2023年7月完成投资决策批复。
根据测算，该项目资本金财务内部收益率为8.53%。内蒙古电投能源称：根据分布式光伏项目投资收益率最新要求，已不具备继续推进条件，建议核销。
收益率预期8.53%的光伏项目，竟然都被核销终止了，这让外界颇感错愕。按照行业平均水平和央企以往的操作，如此收益率已经是个很不错的项目了。
与此同时，国家电投仍在持续“甩卖”新能源资产。近日，国家电投北京中和零碳能源有限公司一次性转让了10家新能源项目公司的股权，涉及四川、云南、浙江等省55MW分布式光伏、83.9MW地面电站项目。
新能源开发的排头兵，为何要“推翻”收益率达到8.53%的项目投资？怎么读懂这背后的逻辑演变？
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。从此前的趋之若鹜、疯狂争抢，到现如今的挑肥拣瘦、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。
曾经的疯狂
收益率8.53%的光伏项目被砍掉，这在一两年前是无法想象的。此前针对央企投资风光大基地项目，主管部门要求的项目投资回报率是不低于6%。彼时，电力央企竞争风光大基地项目的态势，可谓“疯狂”。
一个业内流传的故事是，某五大发电集团旗下公司斥资45亿元，在青海建了一个100万千瓦的光伏电站项目。该项目通过“青豫直流”向河南供电，但后来，电网公司提出特高压输送新能源电压失稳，冲击电网安全，要求项目加装调相机，增加无功功率以稳定特高压输送新能源。
1台调相机就需要投资1亿元，100万千瓦光伏项目需要配套2台调相机。对于电网这一投资要求，该电力央企眼睛都没眨一下，就痛快追加投资两个亿装上了。
在地方上投建新能源项目，当地政府往往会向电站开发方要求“产业换项目”。地方政府要求产业配套（比如配套光伏制造产业等），甚至捐赠一些公益项目，比如修一条路、建一个学校等等，这已经成为不成文的“潜规则”。但为顺利拿下项目，这些要求对于电力央企而言都“不在话下”。
由于光伏电站项目增长过快，2022年以来，青海省要求所有新上马项目都要配套用电负荷。比如，为了上马100万千瓦大基地项目，一五大发电集团花了3亿元购买了一家光伏制造企业的用电指标，该光伏企业在青海投资建设了10GW的单晶硅棒生产线。
各地方的项目指标，也一度炙手可热。
中铝集团青海铝业公司原本在青海拥有40万吨电解铝产能，为了做大投资光伏电站的指标，中铝集团计划将云南的10万吨电解铝产能迁移过来。很多企业闻风而动，踏破门槛要买中铝集团的光伏电站指标。但是中铝集团还是决定自己干，斥资20亿元建设光伏电站，测算投资回报期为16年。
如此这般的你争我夺，带热了整个新能源项目开发市场，电力央企也顺利抢到了可观的份额。2023年近2亿千瓦风光大基地项目“放榜”，国家能源集团拿到了超过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，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。
电力央企投资风光大基地项目，对于很多地方来说都是“史上最大投资”。比如在内蒙古西部的阿拉善盟，华电集团、华润集团等多家央企开发的腾格里沙漠新能源基地，总投资额约860亿元，规模非常可观。
2030年前总数约6亿千瓦的风光大基地项目、“沙戈荒”基地项目中，接近5亿千瓦的项目都被发电央企收入了囊中。电力央企风光大基地项目电源投资要砸进去多少钱呢？答案是3万亿元以上。如此投资规模，稳定、可靠的投资收益是必不可少的。
如今的谨慎
在“双碳”目标甫一提出的2020年，国家电投集团风光装机为6000万千瓦，而短短三年多以后，这一装机数字已经翻一番，攀升至近1.3万亿千瓦。同样，2020年底，中国风电、光伏装机合计才5.34亿千瓦，而现如今，中国新能源装机已经超过了12亿千瓦。
新能源装机三年翻番式的狂飙突进，首先就给电网系统的承受能力带来巨大冲击，这一承受能力又反作用于新能源项目，进而造成严重的新能源消纳问题。
有电力系统内部人士表示，由于新能源发电具有较强的随机性、间歇性、波动性特点，当局部电网的风光装机比例超过了30%，电力系统可用的灵活性调节资源就十分紧缺，电力系统的安全稳定运行与新能源消纳之间的冲突矛盾就会骤然上升。于是乎，风光新能源场站弃电率骤升，个别时段二三成的上网率也并不稀奇。
在前述青海100万千瓦光伏电站项目的案例中，尽管为了促进电网消纳，项目方追加投资2亿元，加装了2台调相机，但是，该项目弃电率还是达到了惊人的50%。
与此同时，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；青海风光发电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。
根据业内人士测算，即使是前两年新能源消纳率很有保障（95%左右）的情况下，风光大基地项目电价也需要达到0.26-0.3元/度，才能够覆盖住成本。
现如今，原本超过90%的消纳率保不住了，参照燃煤标杆电价获得的0.3元以上（很多地方接近0.4元）的上网电价也保不住了，投资收益下滑是必然的事情。对此，要天天看财务报表的电力央企们，不可能无动于衷。
从全国市场看，新能源电价还会继续走低，电力央企的投资模型需要进一步调校。
在分布式光伏大省山东，电力现货市场在2022年共有176天全天最低电价小于0元/kWh，其中共有135天出现-0.08元/kWh的最低负电价，这对企业投资分布式光伏的意愿产生了严重冲击。
山东省2022年以来连续出现负电价，向市场传递出了清晰信号，这意味着，相对于有限的系统消纳能力，分布式装机量已经超配了、过剩了。
山东省也并非孤例。早在2023年，即便如黑龙江这样的分布式光伏装机排名并不靠前的省份，经官方组织评估，结果也是有81地分布式光伏剩余并网容量为0，遍地是“红区”。
在这样的大背景下，电力央企避险情绪急升，尤其是对分布式光伏开发变得更加谨慎，似乎也并非不可理解。“萝卜快了不洗泥”的做法肯定要变，此前被国家电投集团“甩卖”的山东那仁太公司，2023年净资产收益率仅为1.8%，对这样的低效资产确实该“喊停”。
今年3月，有投资者在互动平台向中绿电（中国绿发投资集团有限公司间接控股上市公司）提问：公司投资光伏电站项目的全投资内部收益率（IRR税前）是多少？工商业和全额上网项目的收益率有区别吗？彼时，中绿电的回答是：公司在新能源项目投资建设可研论证时，均坚持资本金收益率不低于7%的底线。
对照这一回答，“内部收益率为8.53%”的项目被弃也就能够理解了。风险的逐渐暴露，电力央企新能源开发避险情绪上升，新能源项目将面对更加严苛的审视，选项目、做投资的思路要彻底改变了。