光伏发电“入市”加速电站资产洗牌，谁接手合适？

曾被视为新能源投资“香饽饽”的光伏电站，迎来了抛售和转让的浪潮。

“以前都是我们拿着项目到处找资方，现在一天能接到好几个想卖光伏电站的业主电话。”长期从事新能源电站居间业务的合伙人张荀（化名）告诉第一财经记者，为了能尽快出售手中的光伏电站，不少业主给出的报价一再降低，降幅多的甚至高达0.4元/瓦左右。

张荀的境遇不是个案。第一财经记者注意到，转让光伏电站的计划同样出现在近期多家上市公司的公告中。

晶科科技（601778.SH）5月30日在回复投资者提问时称：“公司一季度业绩主要受光照季节性因素和未转让溢价电站等原因影响，随着光照条件转好以及今年公司转让电站计划的逐步推进落实，公司业绩也会逐步兑现。”

多位行业人士看来，光伏电站资产加速洗牌是多重因素共同作用的结果：一方面，有的企业为了回流资金向其余业务板块“输血”，以抓住更大的市场机遇；另一方面，电力市场化改革加深使得收益预期不稳定，业主感到恐慌从而寻求“落袋为安”也是相当普遍的心态。

国务院日前公开印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》再度明确，科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。

这意味着曾为电站资产收益兜底的“新能源95%消纳红线”不复以往的信号已经相当明显。对于手握电站资产的光伏人来说，“留”还是“放”，将是一个需要慎重思考的问题。

电站收益为何下降

“光伏越来越难干了”，在接待频繁来访的电站业主时，张荀时常听到这样的感叹。这背后的一个重要原因是，光伏电站的电量交易模式正在逐步从“计划”走向“市场”，而且往往带来收益下行。

据张荀介绍，目前国内的电量交易执行的是“保障小时数”内的保障性消纳和市场化消纳的“双轨并行”。而在近期出台的多份文件中，人们发现地方上的新能源利用率红线不再明晰，这意味着保障小时数将逐步降低，同时市场化消纳的占比将越来越大。

理论上来说，电力市场化是鼓励发电企业、供电企业和电力用户之间通过市场机制交易电力产品和服务，并不暗含电价必然的涨跌趋势。为何在实际上，光伏发电“入市”以后，电站的收益却往往下降？

这是因为通常在保障性收购中，电网参照燃煤发电基准电价稳定支付给新能源上网电量0.3元/度以上的电价。而在进入电力市场后，很多省份对光伏的分时电价直接“打折执行”。

例如，《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》中明确，光伏电站交易价格在9点到17点的时间段内，不得超过0.5倍的燃煤基准价。而甘肃的燃煤基准价为0.3078元/度，这意味着甘肃光伏电站在上述时间段内上网价格将不超过 0.1539元/度。

“有充足的光照，才能有好的发电量。也就是说，光伏电站大发的时候，正好就是所谓的谷电价格时段，收益肯定会下降的。再加上，参与电力中长期交易要带出力曲线。如果特定时段，我们发不出那么多电，就只能从现货市场购买足量的电去履约。有时候买现货电的履约成本甚至是交易价格的好几倍，我们还得倒贴不少。”一位北方光伏电站运营人士对记者称。

类似的电价下行不仅出现在集中式光伏，分布式光伏也在所难免。

山东省能源局5月下旬发布《关于 有关事项的补充通知(征求意见稿)》，对总规模6MW以上的地面分布式光伏项目，鼓励以自用为主，对余电上网部分电量的电价政策进行调整。2023年12月19日之后备案的项目，余电上网部分，按照“当月集中式光伏现货市场加权平均电价”结算。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎分析认为，结合山东部分已经加入现货市场的光伏项目，这类项目的上网电价预计下降幅度约为30%。但她也强调，对比此前以燃煤上网电价结算时期的项目，现在的装机成本大概也下降了三分之一，所以6MW以上的地面分布式光伏项目仍然具有一定的经济性。

谁更适合持有电站

不同于部分光伏电站持有者对上网电价整体下滑的心有不甘，在多位能源行业人士看来，这体现了新能源要为其不稳定的特性承担必要的电力系统成本，也是未来的主流趋势。

“也许有人认为，电网和国家应该为光伏发电的利用和收益去兜底，但是光伏人却没有义务去维护电网的稳定和安全。可是，现在光伏的装机规模爆发式增长，让我们不得不直面这个问题。那就是，光伏的低边际成本和高系统成本的固有特性，决定了它必须付出一定的代价，去承担原来没有承担的系统成本。不管是上储能，还是搞分时电价，都是为了这个目标。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经记者分析称。

虽然目标合理，但这也客观上影响到了光伏投资者的信心。上述光伏电站运营人士直言，光伏的度电成本基本由初始投资决定，如果在项目执行过程中突然改变政策，强制参与电力市场交易，执行更低的新电价，很可能导致项目收益率严重低于预期。

林伯强认为，包括参与中长期电力市场和现货市场在内的电力收益，只是光伏电站资产收益中的一项。虽然光伏不像煤电稳定，但是它比煤电清洁，这就是其独特的绿色价值。当前绿证、绿电市场的机制尚不健全，无法完全体现其绿色价值，但在今后市场必然能够兑现。

“谁对光伏的短期收益没有极致的追求，能够忍耐到完全兑现其价值的那一天，就是适合接手光伏电站资产的目标群体。”林伯强称，从现有的转让情况来看，央国企和具备较强资金实力的民企，实际已经成为接手这类资产的大多数。

值得注意的是，由于光伏备案文件有政府公文特征，此类交易极易产生权力寻租和投机乱象，曾有多个案件被认定为“买卖路条”（“路条”通常代指新能源项目的项目核准文件），并予以处罚。

中咨律师事务所律师冯朋飞对第一财经记者表示，2022年新版“买卖路条”的要求相比2013年《光伏电站项目管理暂行办法》有所放松，只是要求备案后如果信息发生变化需要及时报告备案机关并修改信息。但项目备案一般在地方发改部门，而地方发改部门的政策并未放松，甚至还有加强监管的导向。

例如，《山西省能源局关于做好2023年风电、光伏发电开发建设竞争性配置有关工作的通知》（晋能源新能源发〔2023〕249号）规定“已获得年度开发建设指标的项目，申报单位和运营单位须为同一主体，且在建设期和全容量并网后5年内不得擅自转让”。

第一财经记者注意到，目前光伏电站转让多以股权转让方式进行交易。不过，这种方案并不“保险”，即便签了协议也很可能认定无效并承担后果。依据国家发改委有关要求，如存在“买卖路条”问题，面临的后果包括“禁止该项目申请国家可再生能源补贴”和“禁止相关投资主体在一定期限内参与后续光伏电站项目的配置”。如果已经领取了可再生能源补贴的，还可能面临退补的风险。

冯朋飞建议，如果有关企业考虑转让或接收光伏电站资产，应该注意三个方面以尽量规避风险：一是要严格按照规定，在电站投产后才能考虑股权转让（此处投产必须为全容量并网，而非部分投产）；二是要结合地方能源局出台的行业政策，看是否有额外的期限或条件限制；三是对于特定方式获得的指标（如地方招商引资），还要看与当地政府部门签订的协议或承诺中，有无限制性或附加性条件，避免出现对政府的违约。

“最近两年集中式光伏电站交易中的‘买卖路条’问题一直是业内热议的焦点，不过大家对于分布式光伏电站的风险很少讨论。出于资产分散、规模较小、只要备案不需要指标等原因，现阶段分布式光伏电站不受上述交易政策制约。但是随着整县推进等政策的落地，很多地方分布式光伏存在集中汇流的倾向，后续国家是否会针对这类新情况出台相关交易方面的政策，仍然有待观察。” 冯朋飞称。