核心观点 - 市场定价机制与成本压力导致光伏项目收益率下滑，未能满足能源央企内部投资回报率要求，引发大规模项目废止与指标放弃，行业投资重心可能向风电及优质项目转移 [2][3][4][5][6][7][10][11] 项目废止规模与主体 - 今年以来多个省区废止光伏指标项目达80个，规模超11GW，涉及中核、三峡、国家能源集团、华能、华电、国电投、晋能控股、广东电力等多家能源央企及地方国企 [2] - 云南省项目废止尤为集中，总规模超800MW，涉及中核、广东能源集团、国家能源集团、京能集团、中国能建等，其中中核汇能两个项目合计14.5万kW以1元/kW附带3.4亿元负债挂牌转让 [3] - 国家能源集团云南电力退回白鹤村、狮山河对门共8万kW光伏项目，理由是“经济测算无法闭合” [6] - 国家能源集团长源电力放弃湖北三个新能源基地中未建成的光伏项目指标，总规模达800MW [10] 项目退出的核心原因：收益率不达标 - 能源央企对光伏项目有严格的资本金内部收益率要求，普遍标准为不低于6.5% [4] - 华电能源的投资管理规定明确，风电光伏及大型风光水火储基地项目资本金内部收益率不低于6.5%，屋顶分布式光伏不低于7% [5] - 实行市场定价后，光伏项目收益下降，同时需承担非技术成本，导致项目前景蒙上阴影 [2] - 国电电力、华能国际等央企在年报中明确，新能源结算电价下降风险直接影响项目投资回报测算，部分项目因经济可行性不足被主动终止 [6] - 有央企内部人士坦言，当前新能源项目达到6.5%的收益率很困难，部分企业已将要求放宽至5%以上 [5] 收益率下降的具体驱动因素 - 电价下降：以云南为例，“136号文”发布后，集中式指导电价为0.248元/kWh，较2023年下降18%，与央企6.5%的IRR门槛首次出现倒挂 [7] - 限电加剧：云南1-10月弃光率达7.4%，同比增加3.1个百分点，导致等效利用小时数从1350小时下调至1180小时，项目净现值转负 [7] - 土地成本飙升：“林草融合”新规将一次性租地成本抬升至1.5万元/亩×20年，一个100MW光伏项目的土地费用从6000万元增至2亿元，首年现金流缺口扩大至1.1亿元 [7] - 非技术成本压力：地方政府在竞争性配置项目中可能附加额外投资要求，这些费用计入项目成本，拉长了投资回收周期并降低了项目的抗风险能力 [8][9] 行业影响与趋势转变 - 投资重心转移：部分央企明确将优先发展风电作为主攻方向，因风电利用小时数更高、收益更好、现货价格相对稳定，且受政策利好 [10] - 市场竞争格局变化：市场竞争重心从“抢项目”转向“抢优质项目”，集中式光伏新增项目的可投资性整体下降 [11] - 产业链压力：组件、逆变器、EPC方面临新增需求减速的压力 [11] - 企业战略调整：光伏企业将向电站运营、储能、负荷侧服务等方向转移 [11] - 市场参与者更替：央企退出的项目可能为机制更灵活、有实力的民营企业提供机会，不具备区域优势的三线、四线开发商生存压力骤增，未来退出案例会更多 [10][11]