央企标杆项目急刹车，户用光伏成烫手山芋？

央企做出调整动作，行业将掀起怎样风波？

 撰文 | 潮汐

 出品 | 光伏Time

4月25日晚，电投能源发布了一份非同寻常的公告。

这份公告名为《关于公司子公司终止户用光伏项目的公告》，指出为保障项目的经济效益和价值最大化，决定终止两个户用光伏项目。这两个项目包括通辽市通电新能源公司在国家电投花吐古拉镇的综合智慧能源项目，以及山东那仁太新能源有限公司的山东100MW户用光伏项目。

其中，国家电投花吐古拉镇综合智慧能源项目曾被评为2022年综合智慧能源优秀示范项目，该项目包含 11MW分布式光 伏、8MW分散式风电、100户户用光伏、清洁能源供暖、光伏牛棚、 红色主题广场及配套设施等主要子项目，于2022年6月开工建设，动态 总投资1.32亿元，项目资本金财务内部收益率7.54%。截至目前， 国家电投花吐古拉镇综合智慧能源项目已完成 11MW分布式光伏、 8MW分散式风电、20户户用光伏（0.9936MW）、清洁能源供暖、光 伏牛棚、红色主题广场及配套设施等建设

终止方案为：按照户用光伏由原来100户4.968MW调整为20户0.9936MW重 新测算，户用光伏总投资由原来1868.97万元调减为422.43万元，按实际装机容量测算，户用光伏项目资本净财务内部收益为8.06%，满 足公司决策时期公司收益率要求。

山东100MW户用光伏项目的基本情况为，2021年 8月，山东100MW户用光伏项目开工建设，总投资3.8 亿元，资本金内部收益率为10%。截至目前，项目累计建成390户、 总规模9.9919MW。

中止方案为：依据实际装机容量重新测算，工程总投资3799.16万元，项目资本金内部收益率为9.40%，满足公司决策时期公司收益率要求。

两大项目终止原因相差无几，即户用光伏投资成本升高，继续建设项目经济性下降，土地/屋顶租赁费不断攀升直接影响项目收益率，继续建设本项目无法满足公司收益 率要求；受地方户用光伏政策因素影响，部分农户合作开发意愿性不强， 对项目合作积极性不高。

简而言之，户用光伏正面临严峻形势，收益率不及预期和推进受阻，国家电投用户侧综合智慧能源产业承压。值得一提的是，收益率不及预期发生在N型组件低价已来到0.7元/瓦+的大背景下。

收益率太低？

在两大项目的基本信息中提到了资本金财务内部收益率分别为7.54%和10%，而终止方案中又提到终止后这一数字将变为8.06%和9.40%。

尽管一个上升一个下降，但说明了一个共同问题——继续建下去会导致资本金财务内部收益率持续下降。

事实上，这两个项目的收益率在终止前后都不算低，2022年的电投能源在投资者回复平台上提到：按照资本金内部收益率要求不低于6.5%折算，公司新能源项目投资回收期普遍在15年以内。当时的光伏组件由于硅料价格保障，被推高至2.0元/瓦的高价。

而上述项目收益率都高于6.5%，终止似乎不合逻辑。但结合4月1日已然生效的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（后称《监管办法》）来看，央企疑似已针对旗下项目更新财务模型，并对相关业务做出了新调整。终止部分项目便是调整结果。

《监管办法》明确了电网企业无需再全额收购可再生能源并网发电项目的上网电量。该办法适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电，自2024年4月1日起施行。

过去，我国执行的是对可再生能源发电的全额保障性收购政策。依据《可再生能源法》第十四条，所有电网公司必须与符合国家可再生能源开发规划且合法获得行政许可或已报备的可再生能源发电企业签订并网协议，并全额收购其电网覆盖区内达到并网技术标准的可再生能源项目产生的电量。这实际上为可再生能源电站提供了一种“保障性就业”，确保了其电力产出有稳定的销售渠道。

《监管办法》一定程度削弱了可再生能源电站的“保障性就业”优待。

从可再生能源装机的数据来看，这一优待的削弱早已箭在弦上。国家能源局数据显示，2023年中国可再生能源发电装机容量14.5亿千瓦，消纳问题达到无法回避的地步。

在全额保障性收购政策实际执行中，多数省份难以满足国家规定的最低保障收购年利用小时数，实际执行的电价也常常低于国家规定的水平。尤其是“保价不保量”与“保量不保价”的问题频繁出现，这严重影响了发电企业的合法权益。此外，在一个以高比例可再生能源为主的电力系统中，全额收购政策所带来的成本极为高昂。不仅技术上面临严峻挑战，保障可再生能源的全额收购还需要电力系统承担高额的消纳成本，这无疑增加了整个电力系统的运行成本。

根据最新颁布的《监管办法》，可再生能源发电项目的上网电量包括两部分内容：保障性收购电量和市场交易电量。所谓的保障性收购电量，是指根据国家制定的可再生能源消纳保障机制以及比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员负责承担收购义务的电量。而市场交易电量则是指通过市场化方式确定价格的电量，其收购责任由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担。

业内人士指出，即便是《监管办法》中提到的保障性收购也与之前大不相同。电量的收购主体，从原先承担主责的电网企业转变为电力市场相关成员，成本也会随之分摊到市场新成员。而市场交易电价部分则可参考电力现货市场的负电价而出现负值。

市场上关于保障性部分的划分、价格等因素的讨论不绝于耳，电投能源的两大项目终止，是否属于对政策的及时反应，有待观察。

日益萎缩

在投资领域，内部收益率（IRR）是衡量项目投资价值的一个核心指标，尤其在光伏电站投资行业中更是如此。由于光伏电站能提供稳定的现金流，并具备一定的金融产品属性，因此IRR值成为评估其投资价值的关键标准。

IRR又包括全投资内部收益率和资本金内部收益率两种类型。全投资内部收益率是假设没有融资参与、由电站投资企业完全自行建设和运营的情况下的折现率。资本金内部收益率不仅取决于全投资内部收益率，还会受到融资利率、融资比例、融资期限和企业所得税率的影响。

电投能源终止的两个项目收益率均采用资本金内部收益率，也就是考虑到了融资利率等因素。不过，电投能源作为央企，在面对光伏电站这一资金密集型企业已经具备了相当优势。行业中，央企往往可以把融资利率降到极低水平，资本金比例方面多维持在20%。要知道即便是优质民企也只能拿到30%资本金比例的优待。

一般来说，融资利率只要低于资本金内部收益率就意味着该项目具有投资价值，反之同理。作为央企的电投能源要达成这点很容易，因此问题并不出在这里。

电投能源的终止原因写得很明白，主因是房屋/土地租赁成本过高。

光伏初始投资成本包括组件价格、技术成本、非技术成本，技术成本指各类支持光伏系统发电的配套设备，非技术成本指的是电网接入成本、土地费用、各项税费等与光伏技术发展无关的成本。

经过多年发展，组件价格、技术成本不断下降。以2019年光伏系统初始投资成本为4.3元/W价格为参照，到了2023年光伏系统的初始投资成本降至大约3.16元/瓦。发生显著变化的主因为组件效率不断提升和价格的不断降低。非技术成本在数值方面没有显著变化，但在光伏系统总成本中的比例较2022年的13.56%有所增加。

也就是说组件企业让出的利润并没有全部流入电站开发企业手中。

土地一直是非技术成本的重要组成部分。早在2020年，就发生过为了优质资源争相抬价的先例。

某央企在象山长大涂滩涂光伏项目，以高于租金底价2倍的价格，2510元/亩/年获得该项目的开发权。经业内人士测算，这一抬价手笔让初始投资成本提高了0.41元/瓦至0.5元/瓦。

路条则是非技术成本的另一大痛点。在对央企电站收购过程的核查中，相关部门揭示了一些关键问题，尤其是在利益输送方面：在收购电站过程中，许多费用问题均涉及收购费用本身。面对这些问题，央企的参与方式也在逐步转变，主要体现在两个方面：

第一，央企与私营企业合作，共同成立合资公司来开发光伏项目。这种模式越来越受到市场的欢迎，许多有影响力的企业家纷纷与央企合作，在全国范围内扩展光伏项目。

第二，央企也可能直接以自身名义独立开发和建设光伏项目，最终将项目运作转变为EPC（设计、采购、建设）模式的总包单位。这种做法直接由央企控制项目的各个阶段，从而提高管理和执行的效率。

这些转变反映了央企在适应市场变化和增强项目透明度、效率方面的策略调整，同时也对路条问题有一定程度缓解。

从民企公开报告中，也能找到光伏电站内部收益率降低的佐证。

在2023年正泰安能提交的招股书中显示，2021年和2022年，正泰安能户用光伏电站销售业务毛利率分别为17.41%与14.07%，而2023年上半年已下滑至公司自认为稳定的9.98%。

正泰安能指出：2021年销售毛利率的高企主要由于售出电站集中在2020年和2021年并网，拥有度电补贴；电站分布在光照条件好的山东、河南、河北等地。到2023年售出的电站已没有度电补贴，电站市场南下或扩散，毛利率下降也属正常现象。而且随着《管理》办法出台，毛利率是否会再次下降也需要认真考量。

总的来说，光伏电站的内部收益率（IRR）是影响其整体估值的关键因素之一，高内部收益率通常意味着更高的项目价值，而更高的价值会给企业带来更高的销售毛利率。反过来思考，较低的销售毛利率意味着内部收益率较低，买方不愿意付出更多的资金。