夹缝中的新能源投资

来源：市场资讯

（来源：风芒能源）

随着136号文的出台，新能源全面入市已不可逆转。在“不保价不保量”的市场机制下，新能源投资方因面临多重不确定性而倍感压力，但在诸多变动中，有一种可能令投资方充满期待——非技术成本或将被压减。

国家发改委能源研究所研究员时璟丽在政策解读时多次提到，136号文的政策设计有利于新能源进一步降本增效，尤其是降低非技术成本。

一方面，市场机制将倒逼新能源从“跑马圈地”进入“精耕细作”，压缩近年来高企各种前期费用，降低不合理的非技术成本；另一方面，授权地方按具体情况“量体裁衣”的制度设计使得责权利得到统一。统一的责权利在一定程度上，可以解决地方资源换产业和收取各类资源费用的问题。

然而，经过半年实践，上述期待恐将落空。多家新能源投资企业人士均向「风芒能源」表示，非技术成本的水，实在难挤干。

某民营开发企业人士透露，在华北某新能源大省的风电开发中，非技术成本难以避免，目前阶段成本在1-1.5元/W左右；无独有偶，某央企投资的1GW海上风电项目中，地方政府资源诉求达到20亿元，在整体投资中占比接近20%。

上述业内人士表示，在市场化阶段，企业已无力承担如此规模的非技术负担。“2025年，陆上风机价格企稳回升后也就大约2000元/kW，产业配套和资源费再高一点，就抵得上最重要的设备投资了。”

更重要的是，进入136号文后时代，电价、电量难以精准预测，收益模型需要动态调整，收益预期从结果变为区间，投资决策难度大已经成为行业共识。即便部分省份已明确承接方案及竞价规则，但对于企业而言，熟悉政策细节、积累核心数据、适应动态决策等仍需时间。

8月中旬，山东省在发布一系列政策之后率先启动2025年新能源机制电价竞价，短短3天，官方收集并回复的咨询问题已达到154条。“在收益边界难以清晰划分的情况下，压缩前期成本，严控非技术成本是绝对必要动作，否则算不过账将是大概率事件。”上述业内人士补充。

事实上，在市场化场景下，新能源开发企业对电价及收益率下滑、投资回收期拉长等情况已有预期。为适应新变局，以五大发电集团为代表的电力央企在综合研判资源、考核、消纳、电价趋势等关键因素之后，已经动态调整投资收益率管控。

以大唐集团为例，2025年7月，大唐集团发布《新能源项目收益率动态管理方案》，明确对收益率指标作出优化：将税前全投资内部收益率作为主要管控指标使用，税后资本金内部收益率作为辅助指标，同时将光伏、陆上风电收益率标准降至6.5%，海上风电降至6%。

公开信息显示，2021年，大唐集团光伏项目的IRR标准为7%—7.5%。

大唐集团新能源项目收益率动态管理方案

即便收益预期已经下调，近期，因收益风险而终止投资的项目也已开始冒头。

8月7日，国家电投旗下上市公司吉电股份发布公告，称公司审议通过了《关于不再投资建设河北省张家口市怀安县200兆瓦风光储一体化项目的议案》。

据了解，项目原投资动态投资12.6亿元，考虑限电因素后风电年均利用2054小时，光伏项目年均1396小时。原先在考虑市场化交易导致电价波动影响之后，测算资本金内部收益率8.11%，投资回收期（税后）12.05年。

然而，公告明确指出，如今受市场影响，项目资本金收益率存在无法满足公司收益率的风险，吉电股份决定放弃对于河北省张家口市怀安县200兆瓦风光储一体化项目的投资计划。

在此背景下，有业内人士直言，从某种程度而言，目前仍能与地方政府就非技术成本展开博弈，对企业和地方都算种“甜蜜的负担”。“至少项目还有博弈空间，企业还有投资意愿，在光伏现货均价动辄0.2元/kWh，甚至更低的省份，开发商已经不敢投了。”

2025年，西北某省的地级市市长曾亲自带队去往省会，找相关投资企业洽谈新能源项目投资，在明确表示不主张路条费、资源费、产业配套等情况下仍无功而返。“这个地区已经算不过账了。”知情人士透露。