在136号文执行首年，多家发电企业新能源项目集团过会数量创下新低，“今年整个集团过会的光伏项目寥寥无几”，多家央国企的开发人员表示，下游光伏电站投资开发情况并不乐观。一方面是源于新体制下，电价的不确定性尚无定论，另一方面，除了电价之外，新能源投资的边界条件，正进一步恶化，风险管控成为当下新能源投资决策“难过”的门槛。

随着各省机制电价的陆续出炉，尽管机制电价水平总体优于行业预期，但想要恢复过往的新能源投资积极性，仍有若干悬而不决的问题摆在眼前。

实际上，机制电价仅是“一面之词”，新能源投资的积极性，尤其是光伏，叠加机制电量比例、利用时小数、限电等因素考虑在内，央国企新能源项目投资的风险测算仍是困难重重。

27省市机制电价结果解析

截止到目前为止，全国31省市的机制电价结果已基本出炉，仅剩河南、广西、贵州三省尚未公布，山西、山东、浙江第二批仍待竞争。从已知的27省市机制电价来看，风电、光伏机制电价低于0.3元/度的仅有6省，其余省份均在0.3元/度以上;对比各省燃煤标杆电价来看，仅山东、黑龙江、甘肃三省降幅达30%以上。

从机制电价最终的出清结果来看，机制电量规模、竞价上下限、辅助服务费用分摊机制以及风、光竞价形式等因素，都实质性地影响到报价策略，并最终作用于出清价格的形成。

首先从机制电量来看，机制电量的总盘子是决定机制电价水平至关重要的因素。例如甘肃、新疆、山东等省，光伏的机制电量几乎全部用完，这意味着存量或者待建项目的规模远超机制规模，供需失调决定了机制电价处于低位。但山西、浙江、江苏、湖北、陕西等省份，要么因为机制盘子大、或者申报项目规模小，竞争并没有那么激烈，所以机制电价也相对较高。

对此，有行业人士分析认为，山东、甘肃等地区存量指标多、现货价格低，机制电量成为一种稀缺资源，发电企业为争取入围普遍采取压价策略，导致机制电价低位出清;而宁夏、山西、陕西等省份光伏项目业主相对集中，投资企业更容易“抱团取暖”，推动电价向上限靠拢;浙江、江苏等省消纳条件好，项目投资成本高，对低电价容忍程度低，机制电价则更贴近上限。

另一方面，决定新能源投资的不仅仅要看机制电价水平，机制比例也是决定最终结算电价的重要因素。例如甘肃尽管竞价文件给到了80%的申报比例，但实际出清中，由于参与项目均按最低价申报，最终机制电价比例首批仅有33%，第二批则低至17%。类似的，陕西、吉林单个项目的入围比例均有一定范围的波动。

此外，竞价文件还给出了光伏、风电近三年的平均利用小时数，来对应计算项目机制电量申报比例，大多数省份的平均利用小时数是低于项目实际发电小时数的。

以新疆为例，光伏有效利用小时为1082.但根据国家能源局《2022年全国光伏重点地区年利用小时数情况》，新疆最低实际利用小时数达1364小时，而根据中国气象局发布的《2024年中国风能太阳能资源年景公报》则显示2024年新疆固定式光伏发电利用小时数均达1200小时以上。

种种因素叠加，最终能享受机制电价的电量，在整个项目的总发电量中的占比将远低于各省136号文中给出的机制比例，这意味着，比例之外的电量将全盘进入现货市场，进一步增加电价的不确定性风险。

这对于从136号文下发到现在已经观望近一年的央国企而言，投资确定性难题仍未解决。

新能源投决困境仍难解

尽管今年各省机制电价结果优于预期，但全面入市的不确定性、政策的可持续性以及理想与实际情况的差异性仍使得央国企在新能源投资决策上举步维艰。

“从年初到年底，能通过整个集团投资决策会的光伏项目屈指可数”，有央企开发人员表示，“电价确实是最重要的参数之一，但还要考虑到限电、土地、非技术成本、税收风险以及入市表现等因素。”

如其所言，即使在在80%~90%的机制电量比例下，按照平均利用小时数，再扣除厂用电率，至少还有20%~30%的入市电量收益是不确定的。更难预测的是今年以来多省份不断攀升的限电比例。也有发电企业透露，南网区域内各省机制比例，是按照限电之后的实发小时数来作为基数测算，这无疑将进一步拉低机制保障的比例。

这种情况下，多家央国企开发人员均表示，当前的新能源投资更偏向于风电，一方面是从机制电价结果来看，各省风电电价均明显高于光伏电价;另一方面，风电项目发电的同时性明显低于光伏，更容易捕获高电价时段，因此在电力市场化交易电价相对更高。

例如日前国家能源集团旗下长源电力连续发布多则公告表示，计划调整湖北汉川、荆门两地新能源基地的投资规模，合计放弃800MW光伏指标，总投资金额较原计划减少46.94亿元，后续将优先发展风电作为主攻方向。

光伏們还了解到，受此影响，某东部省份新能源基地项目中，部分中标企业计划将原定的光伏指标转为风电。

“当前光伏土地成本高启，国网接入到处都是红线区，整体测算成本不达标，就算央企背负电力保供任务，但央企的经营考核压力也在与日俱增”，有投资商表示，“新的《中央企业违规经营投资责任追究实施办法》追责情形从11个方面72种增加到13个方面98种，保守策略下，转向风电也就不足为奇了。”

总体来看，当前整个新能源的投资环境并不乐观，高机制电价并不能打消央国企的风险顾虑，而最简单的办法就是转向风电。但随着风电渗透比例的不断升高，风电同时性增加同样会带来电价下降风险。

“如果继续沿用之前的投决模型，大概率没有多少项目能够过会，除非调整收益模型”，一家地方发电企业相关负责人指出。实际上，仅靠机制电价难以稳定投资预期，尤其是光伏。在36亿千瓦大目标下，行业需要结合新的机制政策，在推动消纳、非电利用等环节创新模式与技术，才能推动新能源投资稳步向前。