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既想投又担心，大型电力企业投资新能源为何如此纠结？

8月前

2024.03.22

本文字数：3343，阅读时长大约5分钟

导读：传统能源企业要想迅速在新能源市场中抢到足够的蛋糕，也并非外界所想象的那么容易。

作者 | 第一财经林春挺

“火电的盈利能力正在逐步下降，利润已远远落后于新能源，因此我们必须开发新能源发电项目。但现在压力太大了，既想投，又担心。”作为能源领域的一名老兵，陈明宇近日向第一财经记者表达了他们投资新能源发电项目的纠结心态。

他所在的公司，是一家大型发电企业。该公司曾经以传统的火力发电为支柱，如今正迅速地向新能源领域挺进，以实现其定下的“到2030年清洁能源在公司总装机容量中占比超过70%”的目标。

向新能源进军，是当前发电企业的共识。“五大发电集团”都已制定自己的绿色计划。其中，国家电投的承诺尤其引人注目：该公司计划到2025年清洁能源装机占比超过70%；而到2035年，这一数字将提升至90%。

但是，传统能源企业要想迅速在新能源市场中抢到足够的蛋糕，也并非外界所想象的那么容易。某种程度来说，这些老牌大型能源企业在新能源领域里还是“新兵”，新市场新打法让他们有些无所适从，对有些现状也很难理解。

3月22日，国家能源局公布了《2024年能源工作指导意见》提出，要深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，优化完善产业发展政策。

无法想象的低价

不久前，陈明宇所在的公司看中了一个位于西北地区的集风电和光伏为一体的大型发电基地——总投资高达数百亿元，并决定以一个低于预期的造价成本报出自己的投标。他们原以为自己报出的造价成本已经最低，但竞争对手报价更低。

另一家公司报出更低的价格，其中光伏项目的单位造价比该公司低500元/千瓦，总造价因此降低了近10亿元。

这让陈明宇颇感震惊。“实在不知道他们是如何报出这个价格的。”他向记者透露，他们经过仔细测算，如果也报出与对手同样的造价，在现有电价政策下，意味着公司的预期收益难以覆盖资金成本，甚至出现亏损。而企业未来要弥补这部分亏损，则需要有相关电价政策的支持。

陈明宇揣测，这或许源于对方具有强大的技术实力和成本控制能力。但他和他的团队在投资审查时已经竭尽全力。对他们来说，这样的低价报价无异于一场“亏本生意”，除非未来能有稳定的上网电价政策作为支撑。

在缺乏明确电价预期等情况下，他们选择了谨慎行事，不得不放弃对该项目的竞争，避免盲目竞争带来的风险。

陈明宇对此难以释怀。从他个人的角度来看，企业应力争“圈下”该项目，尽管这类项目现阶段看起来并不盈利，但是随着技术带来的运维成本下降和电价政策的不断完善，投资最终将带来回报。“我们现在非常纠结。”他说。

在今年全国“两会”期间，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤也表达了对风光等可再生新能源项目的担忧。他指出，由于这些项目是一次性固定资产投入，企业的投资决策、贷款偿还和税费缴纳都基于项目投产时的上网电价。在完备的电力市场机制建成之前，存量项目大比例参与电力市场化交易，电价必将发生波动，初始投资收益逻辑不能成立，也影响未来新增项目投资信心。

陈明宇所在公司所面临的以上经历，不仅仅是关于一个企业的转型，更是关于整个能源行业在变革中的挣扎和探索。

“大家都一样。”在一家国有企业负责新能源发电项目开发的方厉对第一财经记者说。为减少竞争压力，顺利拿下项目，他们去年专门跑到了一些边远的无人山区，寻找可以开发的项目资源。

方厉还向记者透露，此前，在西北地区一个大型光伏项目的竞争中，一家企业因其异常低廉的报价而被相关部门叫停。据其介绍，叫停的深层原因是，这种行为被视为恶性竞争，扰乱了市场秩序，并可能对行业的长期健康发展造成伤害。

在他看来，这种低价竞争，不仅让其他企业难以效仿，而且还可能导致发电企业作为投资者为了弥补损失而压低设备和施工成本，进而引发项目烂尾或质量问题。“在短短1年内，光伏组件成本从两元多/瓦跌至目前的1元/瓦以下，设备制造商面临的生存压力剧增。”他举例说。

在光伏发电项目上游，一家光伏组件头部制造企业的产品销售经理向记者表示这“实属无奈”：“1个光伏发电项目，往往就有几十家组件企业参与竞标，你不降价别人降，那你怎么办？市场还要不要啊？”

“情况和以往不同了。”一家光伏项目施工单位的总经理则向记者表示，在项目投资方不断压价之下，他们只能拼命地通过各种渠道降低成本，保住利润。“去年公司的利润，与前两年相比，相当于打了七折。”他说，“今年还不知道怎么样。”

“呼吁各界不要为了争夺项目而过度压低价格，以免最终导致行业整体无利可图。”陈明宇和方厉均向第一财经记者表示，从行业健康发展的角度看，电价的稳定性和可持续性至关重要，只有这样才能确保发电企业、设备制造商和施工单位都能获得合理利润。

如何可持续发展

新能源发电项目的开发过程中，还面着临市场、政策等风险，如基地项目通道消纳比例、电价政策不明确，电网接入不清晰。

3月18日，国家发改委印发的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（下称《办法》）提出，我国实行可再生能源发电全额保障性收购缺席。电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳。《办法》将于2024年4月1日起施行。

有业内人士向记者表示，这是一个“定心丸级的利好”。但陈明宇和方厉则表示“目前还不好评价”。

与此前的政策不同，此次《办法》明确，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。其中，市场交易电量指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。

市场交易意味着电价随时波动，难以预测。“特别是在现货市场，开机（发电机组）主要看报价。”陈明宇说。

2022年起，可再生能源发电已由补贴定价时代进入平价时代，可再生能源电量参与市场化交易规模逐年扩大，到2030年新能源将全面参与市场交易。

“市场交易包括中长期和现货市场两部分，但新能源要按照怎样的比例进入这两部分市场，尚缺乏明确方案。交易中，企业要自己去寻找客户，理想的状态是先通过中长期合约锁定客户，但这样的资源相对有限，而且市场变化非常快。”陈明宇说，他们公司刚刚谈下了一个中长期大客户，但很快就被其他企业夺走了。

当前，全国统一电力市场加速构建，发用两侧竞争性环节完全放开，中长期交易周期缩短，现货市场不断扩容。在现货市场，去年五一期间，山东电力市场现货交易数据负电价持续时长破纪录的“以价换量”的情况，曾一度在业内引发了广泛的波动。

未来，随着越来越多的新能源接入电网，如何保证新能源的基础收益和投资预期，对投资企业统筹市场资源、应对市场变化、防范市场风险提出迫切要求。

为促进新能源的健康投资，业内一直在寻找解决之道。例如，曹仁贤等业内人士在全国“两会”期间提出了一系列建议，包括稳定可再生能源发电电价和加快绿电绿证交易市场建设。

“火电已经推出了容量电价，目的是保证火电机组的正常收益。新能源怎么办？”在陈明宇等业内人士看来，一个较好的办法，是进一步完善全国统一的绿电绿证及交易管理机制。

绿电是指利用风能、太阳能、水能等可再生能源发电的电力。绿证则是这些能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。

郑运昌是华润电力运营管理部资深经理，负责碳资产管理与绿证交易工作，他向记者介绍，环境溢价（绿证）对新能源项目投资收益至关重要。与补贴不同，当前环境溢价体现了新能源电力的环境友好价值属性，由市场决定其价值，而价值又由其本身效用性决定，这种效用性可能来自于政策强制要求或自主承诺。

“未来随着新能源电价逐步市场化，稳定的环境溢价收益确保了新能源的投资预期，一定程度上可看作是新能源容量电价。”郑运昌说。

问题是，当前国内绿电交易仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等问题。北京电力交易中心数据显示，2023年国家电网范围内总交易电量达到6.23万亿度，其中市场化交易电量为4.66万亿度。而绿电结算电量仅为576亿千瓦时，绿证2364万张（对应236.4亿度绿电），绿电、绿证总的交易电量约812.4亿度，仅占市场化电量的1.7%。

但陈明宇预计，未来随着一系列支持政策的实施，绿证的需求量和价格有望实现增长。

（文中陈明宇、方厉为化名。实习生黄玟骆、郝梓竹对本文有贡献）

微信编辑 | 高莉珊

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来源：第一财经

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