一波未平一波又起！“大干快上”新能源后，电力央企又焦虑起来了......
发布日期：2024/10/7
近来，电力央企“甩卖”光伏电站、新能源项目开发趋于谨慎的消息，让行业中的“乙方们”神经紧张。
在经历了三年狂飙突进后，电力央企开始复盘和调整新能源开发节奏，并表示要“算好投入产出经济账”，这对整个新能源开发市场带来直接影响。
关于新能源的未来空间，目前可以明确的是，尽管中国已经提前6年实现了风光装机12亿千瓦的目标，但是接下来还是会有“海量”新能源项目落地执行，未来数年的增长空间依然巨大。
华夏能源网&华夏光伏注意到，9月24日在上海举行的SNEC储能展上，国家电投集团原董事长钱智民给出预测的数据为：“双碳”目标指引下，中国风电、光伏装机2030年将达到27亿千瓦。
这意味着，未来6年间，中国的风电、光伏还将有14亿千瓦左右的装机增量。这个影响可就太大了，不仅影响到风电、光伏制造企业，也将影响到主要的风光电站业主方——“五大六小”为主的电力央企。这更给整个市场吃下一颗“定心丸”，新能源项目还可以继续干下去。
从投资成本的角度来看，在光伏组件以及储能产品疯狂降价甚至跌破成本价的现阶段，大上新能源项目的时机非常好，同样的装机规模整体投资成本可能只有两年前的一半。此时不装，更待何时？
然而，电力央企却默默踩下了刹车，这是为什么？
这背后，除了完成国资委考核目标用不着再激进等因素外，实际上，风风光光装了很多新能源电站的电力央企，内心也充满了焦虑。
这些问题的出现，是新能源上量之后的系统性问题。这些问题能不能得到完美解决，将决定着下一阶段新能源装机能否顺利实现翻番增长。
电价焦虑和收益率焦虑
“五大六小”等电力央企是新能源投资的绝对主力。在现已公布的西北地区近6亿千瓦的风光大基地项目中，电力央企就囊括了近5亿千瓦，占比逾八成。
如此规模的已投产项目和在建项目，是一定要考虑资产收益率的。电力央企同样对电价和发电量异常敏感，否则对国资委的利润考核要求都无法交代。
电价方面，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。
西北五省中，除了内蒙古新能源电价略高一点之外，新疆、甘肃、青海、宁夏四省，新能源平均电价都已经滑落至0.2元/度了（光伏平均电价还要比风电低一点）。而根据业内此前的测算，风光大基地项目电价需要达到0.26-0.3元/度才能覆盖住成本。
从实际情形看，可能稍微好点。
第一，新能源入市的比例，目前西北集中式大概是在80%左右，未入市的那20%电价要高一些；第二，早期建成的风光项目，保障性收购电量的比例会高一点；第三，这两年的光伏组件价格，也是动态下降的过程（目前单瓦组件价格已经跌破0.7元、向0.6元进军了），之前测算的大基地项目0.26-0.3元的回本度电价格，随着组件价格的下降会降低。
但不管怎么说，新能源电价是在大踏步的持续下降，直接影响到电站项目的收益率。几年前，风光项目保障性收购的度电电价，还能够参照燃煤基准电价也即0.3元以上，接近0.4元，而现在已经逐渐朝着0.2元下滑了。这带来的利润收益降低有多大，是可想而知的。对电力央企来说，面对的情形可能是，电站建了很多，收益却比不上前几年。
电价焦虑之外，电力央企还面临着弃光限电的问题。
以光伏装机逾2000万千瓦、风电装机1000万千瓦的青海省为例，2023年，由于午间新能源大发，电网一时之间消纳不了那么多，很多新能源电站都在午间被要求停止发电三到四个小时。
国家审计署针对电力央企的2023年度审计报告指出（见华夏光伏此前报道《审计署报告拷问风光大基地：个别项目三年累计弃电50亿度》），西北5省风光大基地，个别已投产项目2021年以来已累计弃电50.13亿千瓦时。401个子项目中，有385个单体规模小于要求的100万千瓦，配套电网建设至今都难以落实。所谓“电网建设难落实”，其实就意味着弃光限电问题短时间难解决。
正是由于结算电价下滑，建成项目面临着弃电限电问题，电力央企的新能源项目开发压力巨大。这也难怪近日某央企年中工作会议总结分析称，“近年来新增新能源项目有近40%无法实现承诺收益率，部分项目持续亏损，甚至投产即亏损。”
华夏能源网&华夏光伏注意到，这个问题已经成为了行业企业共同的“痛”，并在努力探索解决办法。8月29日，中国光伏行业协会组织召开“光伏电站建设招投标价格机制座谈会”，工信部电子信息司，华能集团、华电集团、国家电投集团等央企电站业主方，晶科能源、天合光能、晶澳科技等光伏设备头部供应商悉数与会。
参会方除了一致要求杜绝恶性竞争、维护公平竞争秩序，更呼吁进一步优化完善下游光伏电站电价政策，解决弃光限电问题，使上游制造端降本增效带来的红利真正受益于下游应用端。
新能源开发隐性成本上升
华夏能源网&华夏光伏注意到，在上述“光伏电站建设招投标价格机制座谈会”上，电力央企还提到了新能源开发隐性成本上升的问题。
具体而言，参会方集体呼吁，要落实《公平竞争审查条例》，规范地方政府产业配套等不合理行为，切实降低光伏发电非技术成本。
根据中国光伏行业协会近几年来产业发展路线图公布的数据，2022年地面光伏电站非技术成本占比总投资成本为13.56%，而2023年则提升到了16.5%。
新能源电站开发的非技术成本，大致包含两个方面：
第一类隐性成本，通俗说就是地方政府向电站开发方要求“产业换项目”，其实质是地方政府借机“揩油”。企业来开发新能源项目，地方政府就要求带来产业配套（比如配套光伏制造产业等），这已经成为行内不成文的“潜规则”。
建一些配套产业还不算什么，有的地方还要求企业捐赠一些公益项目，比如修一条路、建一个学校，尤其是对央国企敢于“开口”。华夏能源网&华夏光伏注意到，部分地方的新能源指标优选条件，产业配套评分的占比，已经从之前的20%上涨至最高50%。这意味着，没有产业配套，即使是电力央企都很难拿到项目。
除了地方政府“揩油”，土地成本的上升是新能源开发中快速增长的第二大成本。
各地近年来用地政策的收紧，开发新能源快要无地可用了。部分地区光伏用地租金达到了2000-3000元/亩。一个100万千瓦的光伏项目，需要接近3万亩土地，约等于3000个足球场的面积。
即便是在沙漠、戈壁、荒漠地区，也要避免触及生态红线、军事区、文物区等，为此所耗费的大量人力物力，简直是一言难尽。水涨船高之下，目前“沙戈荒”项目的土地租金，也已经达到了800-900元/亩。
隐性成本的持续上升，正让新能源项目开发方不堪重负。这导致很多项目账面上收益率还不错，但整个项目做下来是亏钱的，并且是持续的亏钱。这也难怪电力央企对新能源项目开发越来越谨慎，对于其他市场主体来说影响可能更大。
当这些问题与矛盾长期积累且得不到有效化解，必然会打击整个市场的新能源项目建设积极性，并最终影响到能源转型和低碳发展的步调。
结语
电力央企面临的焦虑，不单是个别问题，而是全行业发展的问题。那么，这几大尴尬何解？
一种可能的路径是，对于不断下跌的新能源电价，政府出面干预。当然，不一定要使用行政命令的方式，完全可以采用经济金融手段。
比如，在英国已有七年实施经验的差价合约机制。可以建立一个基金，政府授权相关机构与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，如果市场电价低于合同履约价，就动用基金向发电企业提供补贴至合同履约价；反之，如果市价高于合同履约价，则由发电企业返还高出的部分进一步充实基金。
这与1990年代中国政府干预市场粮价的方式十分类似，中央政府和地方政府合力组建一个粮食风险基金，农民卖粮价格太低会伤害到农民的种粮积极性，这时候就动用粮食风险基金，从农民手中高价收粮作为专储粮；而一旦终端粮价过高又会伤害到困难群众，这时候就可以放出专储粮去平抑粮价。
总之，在新能源开发这件事上，电力央企看似风风光光、十分强大，其实他们并不具备决定电价、发电量以及开发成本的能力。在市场上的强势、主力玩家都感觉到掣肘的时候，就需要从系统层面全盘考虑，以强力举措营造出更加公平、高效的市场环境，推进新能源产业的健康可持续发展。
来源：华夏能源网 作者 ：刘洋
