央企做出調整動作，行業將掀起怎樣風波？

 撰文 | 潮汐

 出品 | 光伏Time

4月25日晚，電投能源發佈了一份非同尋常的公告。

這份公告名爲《關於公司子公司終止戶用光伏項目的公告》，指出爲保障項目的經濟效益和價值最大化，決定終止兩個戶用光伏項目。這兩個項目包括通遼市通電新能源公司在國家電投花吐古拉鎮的綜合智慧能源項目，以及山東那仁太新能源有限公司的山東100MW戶用光伏項目。

其中，國家電投花吐古拉鎮綜合智慧能源項目曾被評爲2022年綜合智慧能源優秀示範項目，該項目包含 11MW分佈式光 伏、8MW分散式風電、100戶戶用光伏、清潔能源供暖、光伏牛棚、 紅色主題廣場及配套設施等主要子項目，於2022年6月開工建設，動態 總投資1.32億元，項目資本金財務內部收益率7.54%。截至目前， 國家電投花吐古拉鎮綜合智慧能源項目已完成 11MW分佈式光伏、 8MW分散式風電、20戶戶用光伏（0.9936MW）、清潔能源供暖、光 伏牛棚、紅色主題廣場及配套設施等建設

終止方案爲：按照戶用光伏由原來100戶4.968MW調整爲20戶0.9936MW重 新測算，戶用光伏總投資由原來1868.97萬元調減爲422.43萬元，按實際裝機容量測算，戶用光伏項目資本淨財務內部收益爲8.06%，滿 足公司決策時期公司收益率要求。

山東100MW戶用光伏項目的基本情況爲，2021年 8月，山東100MW戶用光伏項目開工建設，總投資3.8 億元，資本金內部收益率爲10%。截至目前，項目累計建成390戶、 總規模9.9919MW。

中止方案爲：依據實際裝機容量重新測算，工程總投資3799.16萬元，項目資本金內部收益率爲9.40%，滿足公司決策時期公司收益率要求。

兩大項目終止原因相差無幾，即戶用光伏投資成本升高，繼續建設項目經濟性下降，土地/屋頂租賃費不斷攀升直接影響項目收益率，繼續建設本項目無法滿足公司收益 率要求；受地方戶用光伏政策因素影響，部分農戶合作開發意願性不強， 對項目合作積極性不高。

簡而言之，戶用光伏正面臨嚴峻形勢，收益率不及預期和推進受阻，國家電投用戶側綜合智慧能源產業承壓。值得一提的是，收益率不及預期發生在N型組件低價已來到0.7元/瓦+的大背景下。

收益率太低？

在兩大項目的基本信息中提到了資本金財務內部收益率分別爲7.54%和10%，而終止方案中又提到終止後這一數字將變爲8.06%和9.40%。

儘管一個上升一個下降，但說明了一個共同問題——繼續建下去會導致資本金財務內部收益率持續下降。

事實上，這兩個項目的收益率在終止前後都不算低，2022年的電投能源在投資者回復平臺上提到：按照資本金內部收益率要求不低於6.5%折算，公司新能源項目投資回收期普遍在15年以內。當時的光伏組件由於硅料價格保障，被推高至2.0元/瓦的高價。

而上述項目收益率都高於6.5%，終止似乎不合邏輯。但結合4月1日已然生效的《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》（後稱《監管辦法》）來看，央企疑似已針對旗下項目更新財務模型，並對相關業務做出了新調整。終止部分項目便是調整結果。

《監管辦法》明確了電網企業無需再全額收購可再生能源併網發電項目的上網電量。該辦法適用於風力發電、太陽能發電、生物質能發電、海洋能發電、地熱能發電等非水可再生能源發電，自2024年4月1日起施行。

過去，我國執行的是對可再生能源發電的全額保障性收購政策。依據《可再生能源法》第十四條，所有電網公司必須與符合國家可再生能源開發規劃且合法獲得行政許可或已報備的可再生能源發電企業簽訂併網協議，並全額收購其電網覆蓋區內達到併網技術標準的可再生能源項目產生的電量。這實際上爲可再生能源電站提供了一種“保障性就業”，確保了其電力產出有穩定的銷售渠道。

《監管辦法》一定程度削弱了可再生能源電站的“保障性就業”優待。

從可再生能源裝機的數據來看，這一優待的削弱早已箭在弦上。國家能源局數據顯示，2023年中國可再生能源發電裝機容量14.5億千瓦，消納問題達到無法迴避的地步。

在全額保障性收購政策實際執行中，多數省份難以滿足國家規定的最低保障收購年利用小時數，實際執行的電價也常常低於國家規定的水平。尤其是“保價不保量”與“保量不保價”的問題頻繁出現，這嚴重影響了發電企業的合法權益。此外，在一個以高比例可再生能源爲主的電力系統中，全額收購政策所帶來的成本極爲高昂。不僅技術上面臨嚴峻挑戰，保障可再生能源的全額收購還需要電力系統承擔高額的消納成本，這無疑增加了整個電力系統的運行成本。

根據最新頒佈的《監管辦法》，可再生能源發電項目的上網電量包括兩部分內容：保障性收購電量和市場交易電量。所謂的保障性收購電量，是指根據國家制定的可再生能源消納保障機制以及比重目標等相關規定，應由電力市場相關成員負責承擔收購義務的電量。而市場交易電量則是指通過市場化方式確定價格的電量，其收購責任由售電企業和電力用戶等電力市場相關成員共同承擔。

業內人士指出，即便是《監管辦法》中提到的保障性收購也與之前大不相同。電量的收購主體，從原先承擔主責的電網企業轉變爲電力市場相關成員，成本也會隨之分攤到市場新成員。而市場交易電價部分則可參考電力現貨市場的負電價而出現負值。

市場上關於保障性部分的劃分、價格等因素的討論不絕於耳，電投能源的兩大項目終止，是否屬於對政策的及時反應，有待觀察。

日益萎縮

在投資領域，內部收益率（IRR）是衡量項目投資價值的一個核心指標，尤其在光伏電站投資行業中更是如此。由於光伏電站能提供穩定的現金流，並具備一定的金融產品屬性，因此IRR值成爲評估其投資價值的關鍵標準。

IRR又包括全投資內部收益率和資本金內部收益率兩種類型。全投資內部收益率是假設沒有融資參與、由電站投資企業完全自行建設和運營的情況下的折現率。資本金內部收益率不僅取決於全投資內部收益率，還會受到融資利率、融資比例、融資期限和企業所得稅率的影響。

電投能源終止的兩個項目收益率均採用資本金內部收益率，也就是考慮到了融資利率等因素。不過，電投能源作爲央企，在面對光伏電站這一資金密集型企業已經具備了相當優勢。行業中，央企往往可以把融資利率降到極低水平，資本金比例方面多維持在20%。要知道即便是優質民企也只能拿到30%資本金比例的優待。

一般來說，融資利率只要低於資本金內部收益率就意味着該項目具有投資價值，反之同理。作爲央企的電投能源要達成這點很容易，因此問題並不出在這裏。

電投能源的終止原因寫得很明白，主因是房屋/土地租賃成本過高。

光伏初始投資成本包括組件價格、技術成本、非技術成本，技術成本指各類支持光伏系統發電的配套設備，非技術成本指的是電網接入成本、土地費用、各項稅費等與光伏技術發展無關的成本。

經過多年發展，組件價格、技術成本不斷下降。以2019年光伏系統初始投資成本爲4.3元/W價格爲參照，到了2023年光伏系統的初始投資成本降至大約3.16元/瓦。發生顯著變化的主因爲組件效率不斷提升和價格的不斷降低。非技術成本在數值方面沒有顯著變化，但在光伏系統總成本中的比例較2022年的13.56%有所增加。

也就是說組件企業讓出的利潤並沒有全部流入電站開發企業手中。

土地一直是非技術成本的重要組成部分。早在2020年，就發生過爲了優質資源爭相擡價的先例。

某央企在象山長大塗灘塗光伏項目，以高於租金底價2倍的價格，2510元/畝/年獲得該項目的開發權。經業內人士測算，這一擡價手筆讓初始投資成本提高了0.41元/瓦至0.5元/瓦。

路條則是非技術成本的另一大痛點。在對央企電站收購過程的核查中，相關部門揭示了一些關鍵問題，尤其是在利益輸送方面：在收購電站過程中，許多費用問題均涉及收購費用本身。面對這些問題，央企的參與方式也在逐步轉變，主要體現在兩個方面：

第一，央企與私營企業合作，共同成立合資公司來開發光伏項目。這種模式越來越受到市場的歡迎，許多有影響力的企業家紛紛與央企合作，在全國範圍內擴展光伏項目。

第二，央企也可能直接以自身名義獨立開發和建設光伏項目，最終將項目運作轉變爲EPC（設計、採購、建設）模式的總包單位。這種做法直接由央企控制項目的各個階段，從而提高管理和執行的效率。

這些轉變反映了央企在適應市場變化和增強項目透明度、效率方面的策略調整，同時也對路條問題有一定程度緩解。

從民企公開報告中，也能找到光伏電站內部收益率降低的佐證。

在2023年正泰安能提交的招股書中顯示，2021年和2022年，正泰安能戶用光伏電站銷售業務毛利率分別爲17.41%與14.07%，而2023年上半年已下滑至公司自認爲穩定的9.98%。

正泰安能指出：2021年銷售毛利率的高企主要由於售出電站集中在2020年和2021年併網，擁有度電補貼；電站分佈在光照條件好的山東、河南、河北等地。到2023年售出的電站已沒有度電補貼，電站市場南下或擴散，毛利率下降也屬正常現象。而且隨着《管理》辦法出臺，毛利率是否會再次下降也需要認真考量。

總的來說，光伏電站的內部收益率（IRR）是影響其整體估值的關鍵因素之一，高內部收益率通常意味着更高的項目價值，而更高的價值會給企業帶來更高的銷售毛利率。反過來思考，較低的銷售毛利率意味着內部收益率較低，買方不願意付出更多的資金。