继国家电投“瘦身”新能源资产之后，近期又有两大央企相继传出出售新能源资产的消息，引发市场广泛关注。9月27日，中广核集团一次性出售了深圳新能源公司100%股权，紧接着，中车集团也决定出售湖南新能源公司40%的股权，这标志着中车在该公司的全部股权将被转让。

近期，某央企年中工作会议对新能源业务进行了深入剖析。会议指出，近年来新增的新能源项目中有近四成无法达到承诺的收益率，部分项目甚至在投产初期就陷入亏损，显示出新能源行业“增量不增利”的困境。为了应对这一挑战，该央企计划在后续的新能源项目开发中“精细化管理、优化投入产出”。

显然，央企对于新能源业务的调整已成大势所趋。他们不仅在加速处置质量不佳的存量新能源资产，更在新能源项目开发中越来越注重经济效益。电力央企作为中国新能源开发的主力军，其任何关于新能源项目的动态都牵动着市场的敏感神经。

中央巡视组近期对国家电投的巡视也揭示了该公司在光伏产业方面存在的问题。国家电投被指出“大而不强”，并需要采取措施“做精存量、做优增量”来进行整改。这一系列动作预示着央国企新能源业务将面临深刻的调整与变革。

下半年以来，多家能源央企纷纷撤出新能源项目。以国电投为例，这家被誉为新能源装机“巨无霸”的公司，截至2023年底持有2GW的光伏项目，投资规模一直位居行业前列。然而，今年8月以来，其内蒙古公司、河北公司、重庆公司等纷纷出售、转让或停止光伏项目，显示出央国企在新能源业务调整中的决心与力度。

电力央企是否正在或即将缩减新能源投入，一直是业界热议的话题。今年下半年以来，多家央国企纷纷挂牌出售光伏电站，引发市场广泛关注。据统计，目前已有30家新能源企业涉足股权转让，其中不乏国家电投、国家电网、三峡等重量级企业。

然而，也有观点认为不必过于担忧。这些人士指出，尽管央国企在出售资产，但同时也在积极推进光伏电站项目的并购与尽职调查。8月至9月间，国家能源集团、华能、中核等就发布了超过3GW的光伏电站并购尽调招标信息。此外，今年以来国家能源集团、三峡等多家大型基地项目已陆续开工，总规模超过34GW。

实际上，单从项目开工情况来推断央国企的新能源策略显得过于片面。许多大基地项目其实在前两年就已确定并完成招标，今年及明年的开工潮只是这些项目的陆续落地。风光大基地项目总规模达6亿千瓦，预计在2030年以前建成并网，这无疑将为新能源行业带来持续的增长动力。

同样地，仅凭央国企出售光伏资产就断定其后续将缩减新能源开发，也是不全面的结论。中国“双碳”目标的实现需要大量新能源装机来支撑，预计2030年中国新能源装机将达到27亿千瓦，增量空间巨大。因此，央国企的资产调整更可能是为了优化资源配置，而非整体战略收缩。例如，国家电投近期出售了山东那仁太公司的资产，该公司2023年的净资产收益率较低，仅为8%，属于低效资产。鉴于山东地区光伏电价的竞争激烈，国家电投决定不再在山东新开发光伏项目。此外，国电投还进一步调整了其新能源业务布局，如9月5日在北京产权交易所挂牌转让重庆绿欣能源发展有限公司的股权，以及8月17日与中来股份停止在户用光伏EPC领域的合作。

类似的情况也发生在其他电力央企身上。华能集团今年上半年暂停了分布式光伏的推进，并明确了集中式光伏的择优开发策略。7月，华能集团还修订了风电和光伏项目的投资决策及备案管理细则，以提高决策效率。东方电气集团也将其全资子公司东方电气投资管理有限公司所持有的东耀新能源(张北县)有限公司95%的股权进行了转让。

此外，国网河南省电力公司控股的河南九域龙源能源服务有限公司也挂牌转让了浚县九域龙源新能源有限公司、临颍县九域能源风力发电有限公司以及舞阳县九域能源风力发电有限公司的股权。这些动作均被市场解读为电力央企在新能源领域的战略调整。

首先，政策变化为新能源项目的投资带来了不确定性。今年以来，多地政策调整了承载力分区，暂停了分布式光伏并网，导致大量电站无法按计划并网。同时，随着风光新能源平价上网政策的实施以及新能源入市带来的电价下行，发电企业新能源板块的收益率整体呈现下降趋势。例如，中广核新能源上半年收入同比减少了7%，净利润同比减少了3%；大唐新能源上半年收入同比减少了02%，归母净利润同比减少了67%，净利润率也有所下降。其次，电力市场化改革对新能源项目也带来了不小的冲击。分布式光伏进入电力市场交易，打破了传统的项目收益测算模型，对商业模式构成了颠覆性的影响。同时，户用光伏中存在的问题，如建站选址过错、设计缺陷、运输粗暴、违规施工以及运维体系不健全等，严重阻碍了户用光伏产业的健康发展。

此外，国家电投等央企业在新能源项目中面临的多重问题也不容忽视。据中央巡视组的通报，国家电投被指出光伏产业大而不强，需要解决亏损项目问题，并在确保消纳问题得到妥善处理前避免进行实质性投资。同时，风电项目也面临着挑战，如蒙西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、青海、新疆、西藏等地风电利用率低于95%。

最后，项目收益问题无疑是央国企面临的最重要挑战。近几年，新增的新能源项目中近40%无法完成立项时的承诺收益率，部分项目资产效益不佳、持续亏损，甚至投产即亏损。以甘肃为例，某光伏项目在2022年获取指标后开始建设并完成了组件招标，但至今已亏损高达8000万元。这种“算细账”的市场影响，对央国企在新能源领域的持续发展构成了严峻挑战。在面临负债率和盈利考核的严峻挑战下，电力央企不得不转变策略，从“捡到篮子里都是菜”转向“做精存量，做优增量”。这一转变将对新能源开发产生深远影响。

首先，央企将更加注重优化新能源的开发结构。表现不佳的存量项目将被逐步剥离，以减轻未来负担并回笼资金。同时，在挑选未来增量项目时，央企将变得更加谨慎，深入考虑各省份的新能源消纳能力、分时电价政策以及电网通道建设情况。

其次，这一转变将增强电力央企与地方政府的谈判能力。过去，在新能源项目的争夺中，电力央企与地方政府之间存在复杂的利益博弈。然而，未来这种情况可能会发生变化，电力央企对于“要价”过高的项目可能不会再轻易妥协。

此外，电力央企调整新能源开发节奏也将对其在光伏组件和风机设备采购过程中的谈判地位产生积极影响。这意味着在未来的采购过程中，央企的压价能力将有所提升。

对于承接央企新能源项目的工程建设企业而言，他们将面临更加严峻的挑战。在价格方面，他们需要特别关注光伏组件和风机设备价格的变化趋势。目前，光伏组件和风机设备市场呈现“供强需弱”的态势，再加上电力央企的“精挑细选”，这无疑将进一步压缩风电光伏设备的价格空间。然而，这一趋势也为优质产能提供了更多的市场机会，因为电力央企在采购过程中将更加注重产品质量。

此外，电力央企对于规模较小、分布较散的项目，尤其是分布式项目，逐渐失去了兴趣。以华能集团为例，该集团今年上半年调整了光伏发展策略，暂停了分布式光伏的推进，并明确了集中式光伏的择优开发方向。

另一方面，新能源项目的收益率问题也日益凸显。据某央企年中工作会议透露，近年来新增的新能源项目中，近40%无法达到立项时承诺的收益率。部分项目资产效益不佳，持续亏损，甚至出现投产即亏损的情况，显示出增量不增利，甚至“贬值”的现象。

以甘肃为例，当地的开发商反映，2022年获取的光伏项目指标在2023年年中开始建设并完成了组件招标，但至今该项目已亏损高达8000万元。这主要是由于甘肃分时电价政策的执行和电价调整所致。根据2024年甘肃《2024年省内电力中长期年度交易组织方案》的规定，新能源市场化交易电价在谷时段（9:00至17:00，后调整为10:00至16:00）的上限为燃煤基准价的50%左右。这意味着甘肃光伏电站在上述时间段内的上网交易价格将远低于其运营成本。电价政策的调整不仅影响了新能源电站的发电量和利用小时数，还直接冲击了项目的收益率。以青海和河南为例，两省在中午和白天时段分别要求新能源电站停止发电3-4小时和4-7小时不等，这无疑削弱了光伏发电的经济效益。

业内专家指出，如果光伏在中午无法发电，那么其装机必要性便受到质疑。此外，新的电价政策与大规模的停发限电措施相结合，使得项目收益率严重不达标成为普遍现象。以甘肃为例，各大光伏电站项目在2023年一季度普遍出现亏损，已获批的大基地项目无法通过投资决策会，而去年年底并网的光伏项目公司更是处境艰难，“发一度电最多要亏32元，相当于一度电还要倒给电网57元”。

同样，风力发电也面临着类似的困境。由于今年上半年的风资源状况不如去年同期，风力发电的利用小时数明显减少，导致国内多数风电场的发电量同比下滑，进而影响了其经济效益。

短期来看，新能源投资的缩减可能会导致风电光伏电站的资产贬值。发电央企在调整新能源开发节奏时更为谨慎，使得电站交易市场趋于冷静。许多电站开发者可能面临项目难以脱手的风险，若收益无法控制，则可能不得不以低价出售，进而导致资产价值下降。

从长期角度分析，央企的撤离可能会动摇投资者和消费者对新能源行业的信心，进而影响整个新能源项目的投资热情，甚至引发大范围的“弃风弃光”现象。同时，市场竞争者的减少也可能允许一些效率低下的企业继续存在，从而降低整个行业的运营效率。

然而，这种央企的退出也可能促使资源向更具效率和竞争力的企业或项目流动，从而推动新能源行业的健康发展。同时，这也可能促使政府重新审视和调整新能源项目的相关政策和策略，特别是在经济性、收益率以及环境影响等方面。这包括提供更多的财政支持、税收优惠或其他激励措施，以吸引更多的私人投资和国际合作进入新能源领域。

值得注意的是，尽管近期央国企大规模退出新能源项目，但这并不意味着新能源产业的终结。事实上，仍有许多央国企在积极成立和收购新能源公司。例如，国家能源集团子公司甘肃电力有限公司近日成立了绝对控股的光伏发电公司。此外，龙源电力也公告称国家能源集团计划注入的新能源资产规模庞大。这些都表明新能源行业仍在持续吸引投资和整合资源。新能源投资缩减所带来的风险不容忽视。然而，随着央国企在新能源布局上的调整，该领域未来的投资、建设和运营模式可能会迎来变革，更加注重效率与效益的平衡。尽管面临挑战，新能源行业的发展前景依然广阔，并有望获得国家政策的持续支持和市场机制的逐步完善。在这一轮新能源市场的洗牌中，央国企的积极参与和重大举措，可能会对市场格局产生深远的影响。央国企对新能源业务的态度转变，首先体现在“做精存量，做优增量”的命题上。这关乎国资委如何考核电力央国企。在“双碳”目标推动下，国资委于2021年12月30日发布了《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，明确要求央企到2025年可再生能源发电装机比重需达到50%以上。目前，除了国家能源集团，多家电力央企已提前或接近完成这一考核目标。

然而，国资委对央国企的考核并不仅限于装机占比。在2022年1月的国新办新闻发布会上，国资委进一步提出了针对央企经营发展的“两增一控三提高”目标考核体系。具体而言，“两增”指利润总额和净利润增速要高于国民经济增速；“一控”则是要求资产负债率控制在65%以内；“三提高”则涉及营业收入利润率、全员劳动生产率以及研发经费投入的进一步提升。

值得注意的是，资产负债率控制在65%以内的指标对电力央企而言具有相当大的挑战。截至2024年上半年，华能集团、大唐集团和华电集团的资产负债率均处于较高水平，而国家电投集团虽未公布具体数据，但据信也在70%以上。相比之下，煤炭业务占比最高的国家能源集团，其资产负债率则相对较低。

新能源开发的高投入特性使得电力央企的资产负债率居高不下，这与其近年来在新能源领域的大规模投资密不可分。截至2024年上半年，五大电力央企的新能源装机已达到4亿千瓦，其中大部分是在近两三年间建成，投资总额接近2万亿元。这还不包括风光大基地、“沙戈荒”基地等后续项目的投资。因此，如何在保持新能源开发速度的同时，有效控制资产负债率，将成为电力央企面临的重要课题。一般而言，电力央企采用20%的资本金与80%的银行贷款模式进行新能源开发。在这种模式下，要将资产负债率控制在65%以内确实面临不小的挑战。首先，为了实现装机结构的转型，持续加大投资是必不可少的，但这与控制负债率的目标似乎相悖。

再来看电力央企的盈利能力。要想有效控制资产负债率，电力央企必须依赖自身的项目资本金，而这通常来自于企业的盈利。然而，近年来煤电领域的巨亏以及未来煤电盈利的不确定性，使得大量的资本金投入变得愈发困难。

据中国电力企业联合会首席专家陈宗法指出，截至2024年6月底，全国煤电企业仍有约30%的亏损面。尽管近期煤电市场出现了一些回暖迹象，但前期形成的巨额亏损仍未得到充分消化，许多企业资不抵债，高度依赖外部融资。

另一方面，新能源项目的盈利能力目前也充满不确定性。由于新能源消纳电量和电价政策尚未明朗化，这使得新能源项目的盈利前景变得扑朔迷离。

综上所述，电力央企所面临的考核压力确实不小。这也意味着在新能源开发上，他们必须更加谨慎和精打细算，优选最具潜力的项目。那么，未来电力央企是否会进一步收紧新能源业务呢？其态度演变背后的深层原因又是什么？电力央企新能源开发节奏的调整又将如何影响市场走势呢？国央企新能源业务面临交易入市的风险，特别是随着新能源装机规模的扩大，生产经营的竞争压力和挑战也日益加大。以“五大六小”为代表的电力央企，作为国内新能源市场的主要投资企业，近三年内获取的光伏指标总规模已超过500GW。然而，今年7月中央巡视组对多家央企新能源的巡视整改情况通报显示，国家电投被指出光伏产业规模虽大但实力不够强，需要解决亏损项目问题，并在确保消纳问题得到解决之前暂停实质性投资。华能集团也进行了整改，修订了风电和光伏项目的投资决策及备案管理细则，并明确集中式光伏的择优开发策略。这一系列举措似乎在预示着新能源投资已进入中后场，未来的投资趋势将更加复杂。随着风光电站逐步深入电力市场，新能源项目投资的冲击也将越来越大。按照全国统一电力市场的建设规划，到2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源将全面参与市场交易。这意味着风、光新能源的上网电价将逐渐告别固定电价，电价将成为未来新能源投资的最大不确定因素。

目前，新能源入市的比例在各地有所不同，但一些高比例入市的省份如山西、山东、内蒙古、广东、湖南、甘肃、青海、宁夏等地的进展值得关注。近日还有消息称，浙江正考虑将新能源全面纳入电力市场交易，这将进一步推动新能源市场的深入发展。然而，这也可能给午间电价带来冲击，无论是中长期还是现货市场，电价都可能向下调整，甚至面临负电价的风险。今年上半年，山西、广东、山东等地已出现电力现货市场0电价甚至负电价的情况，这无疑增加了新能源投资的复杂性。尤其是对于存量新能源电站，尤其是那些早期投资的新能源电站，由于在投资时原材料价格处于高位，随着补贴的逐步退坡，一旦新能源全面入市，电价出现大幅波动将不可避免。这将进一步加剧投资回报的不确定性，企业利益可能面临无法保障的风险。国家发改委能源研究所研究员时璟丽指出，过去光伏发电项目的电量和价格相对稳定，投资成本透明。但在当前市场环境下，无论是电力消纳、电量还是收益，都面临着诸多不确定因素。因此，浙江的一些新能源发电企业甚至发出了“狼来了”的呼声。许多企业选择暂缓或减少投资，以观望新形势下行业的动态。

央国企在新能源开发上的策略，已不再是简单的扩张或收缩，而是需要“做精存量，做优增量”。这意呧着，对于那些不赚钱的存量和增量项目，应该果断舍弃。尽管当前央企对新能源开发节奏进行了调整，但中国的新能源装机潜力依然巨大。电力央企作为行业主力军，其地位不容置疑，未来仍值得期待。

在接下来的时间里，央企新能源开发的优化将成为常态。他们将更加注重经济账的算计，避免盲目和粗放的开发行为。对于想要与央企继续合作的新能源企业来说，他们需要转变思维，以适应这种新的市场环境。

此外，新能源电站的地位也在发生变化。在多重因素影响下，央企对新能源项目的投资变得更加谨慎。他们正在逐步加强项目投资管理，并对项目收益率提出更高的要求。然而，这并不意味着央企会停止对新能源项目的投资。相反，国务院国资委的数据显示，今年前7个月，央企在战略性新兴产业上的投资力度持续加大，新能源依然在其中占据重要地位。

以中国能建为例，他们投资了多个储能电站和储能电池生产线，并在上半年实现了战略性新兴产业投资的显著增长。同样，国电投也启动了大量重大能源项目，今年上半年的开工投产规模同比翻了一番。

过去几年里，央企在新能源领域取得了显著成就。据统计，2022年共释放了4亿千瓦风电指标，其中近半数被央企获取。目前，已有近50家央企涉足新能源领域。今年的数据显示，我国已提前六年完成了12亿千瓦风光装机目标的承诺。因此，未来电源建设的紧迫性将有所降低，而新能源消纳和电网建设等问题将逐渐凸显出来。随着央企在新能源投资领域的深入发展，新能源电站的角色正在发生转变。过去被视为宝贵资产的新能源电站，如今将根据市场动态进行灵活调整和优化。值得注意的是，央企新能源开发的焦点并不集中在分布式光伏上。由于分布式光伏资源分散，这与央企习惯的大规模集中开发模式存在差异，因此集中式新能源更符合央企的开发策略。此外，光伏发电的时间集中性特点在电力市场中缺乏竞价优势，这进一步影响了央企对新能源的开发策略。在后续的集中式新能源开发中，央企将更加注重风光资源的合理配比，以优化发电效率和市场竞争力。

曾经，光伏补贴政策犹如一场及时雨，催生了光伏电站的蓬勃发展。然而，随着时间的推移，市场规律的反面效应逐渐显现，“弃风弃光”现象愈发严重。在这一背景下，能源央企开始纷纷抛售光伏电站资产，这一系列动作引发了业界的广泛关注。这是否预示着“风光”时代的逐渐落幕，尚需我们进一步观察和探讨。

弃风弃光，风光不再？年初以来，国电投、国网电力、中国电建等大型央国企纷纷宣布光伏电站资产抛售计划，掀起一场光伏资产的“大甩卖”风潮。这一系列动作加剧了光伏产业链的不确定性，上游制造商面临订单缩减的困境，而下游项目开发商则需重新评估项目的经济性。

央国企的决策往往被视为行业趋势的先导，此次光伏资产抛售无疑对行业信心造成沉重打击。那么，究竟是何原因让曾经备受追捧的光伏电站资产如今变得无人问津？

企业在公告中披露，出售光伏电站资产的主要动因包括优化资产结构、提升运营效能以及降低管理成本。例如，国电投绿电河南新能源科技有限公司旨在通过此举精简资源配置、提升管理效率；而国家电投集团重庆电力有限公司则希望迅速剥离亏损业务，集中资源。这些行动均反映出企业对资源配置和管理效率的深切关注。

随着新能源市场的迅猛发展和政策环境的变化，光伏产业的盈利模式和市场规则正在经历深刻变革。央企为应对市场和监管的双重挑战，不得不调整在光伏产业中的发展策略。然而，光伏行业也面临着收益率下降的问题，部分项目的收益率难以达到预期。

近年来，新能源领域新增项目中高达四成无法兑现收益承诺，陷入投产即亏的困境，甚至长期处于赤字状态，面临“量增利滞”的困境。财务压力下，部分央企为追求经济效益，不得不调整资产组合，出售低效或不再符合战略方向的光伏电站，以集中资源于更高效、更有利可图的项目。如国电投近期出售的山东那仁太新能源有限公司股权，该公司净资产收益率仅为8%，显然已成为低效资产。

此外，电力市场的环境变化也为新能源投资回报带来了更多不确定性。随着新能源发电量在电力系统中的占比逐步提升，消纳问题逐渐凸显。当新能源发电量占比达到15%及以上时，消纳成本开始攀升。同时，电力市场的竞争加剧以及电力现货市场的变化，导致新能源电站的电价呈现下行趋势，甚至出现负电价，从而使得新能源电站的实际收益大幅减少。此外，电力市场化的推进也带来了新能源电量优先收购政策的变化，新能源电站的电价将受到市场供需的影响，可能出现价格波动，进而影响到光伏电站的盈利能力。今年7月，中央巡视组对多家央企新能源进行了巡视整改通报。其中，国家电投被指出光伏产业存在“大而不强”的问题，需要解决亏损问题的同时，也要确保消纳问题的解决，才能开展实质性投资。主要的整改思路集中在“做精存量，做优增量”上。

电力市场改革的深入推进，使得火电企业、新能源企业以及售电公司的角色和盈利模式都发生了显著变化。火电企业从追求电量转变为追求利润，新能源企业则面临从“发得出”到“卖得掉”的挑战，而售电公司也需从“赚差价”向“做服务”转型。这种转变对市场的接受度和企业的盈利能力提出了更高的要求。

在市场接受度方面，用户对电价变化的敏感性逐渐增强，不仅关注用电需求，也开始对电价波动做出反应。同时，新能源电力必须全部进入市场交易，电力现货市场的全面启动更是加剧了新能源企业的市场竞争压力。

光伏行业在经历高速发展的同时，也面临着由成熟阶段带来的挑战。收益率下降、政策变动等问题成为行业的常态。上游端，随着技术进步导致的光伏组件价格大幅跳水，市场竞争愈发激烈。下游端，电网接纳能力的有限性使得部分地区出现严重的弃风弃光现象，进一步压缩了企业的利润空间，“增量不增利”成为行业亟待解决的问题。面对当前市场的复杂局势，能源央企正在积极推动光伏电站的资产优化配置。这一战略调整的背后，是市场供需失衡、盈利能力下降以及资本回报率缩减等多重因素的共同作用。通过剥离低效资产，这些央企能够更专注于具有发展潜力的领域，如储能技术和综合能源解决方案，以寻求新的增长动力。在行业进入成熟期后，企业自然会淘汰落后的产能。随着项目收益率的下滑，企业不得不更加审慎地评估每一笔投资的性价比。同时，随着补贴政策的减少和电力市场化的深入推进，企业必须更加主动地适应市场规律，提升资金的使用效率和周转速度。

光伏电站资产的出售，同样是在市场力量的推动下做出的必要选择。尽管短期内这可能会给市场带来一定的冲击，但从长远来看，这一举措将有助于市场的优胜劣汰，推动光伏行业更加稳健地穿越周期。

总的来说，中国的“双碳”转型目标坚定且明确，转型路径也已清晰。目前，中国的风光新能源装机已达到12亿千瓦，预计到2030年将翻一番，到2060年实现碳中和时，风光新能源装机将达到约60亿千瓦。这一过程中，市场的优化和企业的策略调整将共同推动行业的持续发展。

来源：时空漫游