曾被視為新能源投資“香餑餑”的光伏電站，迎來了拋售和轉讓的浪潮。

　　“以前都是我們拿著項目到處找資方，現在一天能接到好幾個想賣光伏電站的業主電話。”長期從事新能源電站居間業務的合伙人張荀(化名)告訴第一財經記者，為了能盡快出售手中的光伏電站，不少業主給出的報價一再降低，降幅多的甚至高達0.4元/瓦左右。

　　張荀的境遇不是個案。第一財經記者注意到，轉讓光伏電站的計劃同樣出現在近期多家上市公司的公告中。

　　晶科科技(601778.SH)5月30日在回復投資者提問時稱：“公司一季度業績主要受光照季節性因素和未轉讓溢價電站等原因影響，隨著光照條件轉好以及今年公司轉讓電站計劃的逐步推進落實，公司業績也會逐步兌現。”

　　多位行業人士看來，光伏電站資產加速洗牌是多重因素共同作用的結果：一方面，有的企業為了回流資金向其余業務板塊“輸血”，以抓住更大的市場機遇;另一方面，電力市場化改革加深使得收益預期不穩定，業主感到恐慌從而尋求“落袋為安”也是相當普遍的心態。

　　國務院日前公開印發的《2024—2025年節能降碳行動方案》再度明確，科學合理確定新能源發展規模，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%。

　　這意味著曾為電站資產收益兜底的“新能源95%消納紅線”不復以往的信號已經相當明顯。對于手握電站資產的光伏人來說，“留”還是“放”，將是一個需要慎重思考的問題。

　　電站收益為何下降

　　“光伏越來越難干了”，在接待頻繁來訪的電站業主時，張荀時常聽到這樣的感嘆。這背后的一個重要原因是，光伏電站的電量交易模式正在逐步從“計劃”走向“市場”，而且往往帶來收益下行。

　　據張荀介紹，目前國內的電量交易執行的是“保障小時數”內的保障性消納和市場化消納的“雙軌并行”。而在近期出臺的多份文件中，人們發現地方上的新能源利用率紅線不再明晰，這意味著保障小時數將逐步降低，同時市場化消納的占比將越來越大。

　　理論上來說，電力市場化是鼓勵發電企業、供電企業和電力用戶之間通過市場機制交易電力產品和服務，并不暗含電價必然的漲跌趨勢。為何在實際上，光伏發電“入市”以后，電站的收益卻往往下降?

　　這是因為通常在保障性收購中，電網參照燃煤發電基準電價穩定支付給新能源上網電量0.3元/度以上的電價。而在進入電力市場后，很多省份對光伏的分時電價直接“打折執行”。

　　例如，《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》中明確，光伏電站交易價格在9點到17點的時間段內，不得超過0.5倍的燃煤基準價。而甘肅的燃煤基準價為0.3078元/度，這意味著甘肅光伏電站在上述時間段內上網價格將不超過 0.1539元/度。

　　“有充足的光照，才能有好的發電量。也就是說，光伏電站大發的時候，正好就是所謂的谷電價格時段，收益肯定會下降的。再加上，參與電力中長期交易要帶出力曲線。如果特定時段，我們發不出那么多電，就只能從現貨市場購買足量的電去履約。有時候買現貨電的履約成本甚至是交易價格的好幾倍，我們還得倒貼不少。”一位北方光伏電站運營人士對記者稱。

　　類似的電價下行不僅出現在集中式光伏，分布式光伏也在所難免。

　　山東省能源局5月下旬發布《關于有關事項的補充通知(征求意見稿)》，對總規模6MW以上的地面分布式光伏項目，鼓勵以自用為主，對余電上網部分電量的電價政策進行調整。2023年12月19日之后備案的項目，余電上網部分，按照“當月集中式光伏現貨市場加權平均電價”結算。

　　中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎分析認為，結合山東部分已經加入現貨市場的光伏項目，這類項目的上網電價預計下降幅度約為30%。但她也強調，對比此前以燃煤上網電價結算時期的項目，現在的裝機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項目仍然具有一定的經濟性。

　　誰更適合持有電站

　　不同于部分光伏電站持有者對上網電價整體下滑的心有不甘，在多位能源行業人士看來，這體現了新能源要為其不穩定的特性承擔必要的電力系統成本，也是未來的主流趨勢。

　　“也許有人認為，電網和國家應該為光伏發電的利用和收益去兜底，但是光伏人卻沒有義務去維護電網的穩定和安全。可是，現在光伏的裝機規模爆發式增長，讓我們不得不直面這個問題。那就是，光伏的低邊際成本和高系統成本的固有特性，決定了它必須付出一定的代價，去承擔原來沒有承擔的系統成本。不管是上儲能，還是搞分時電價，都是為了這個目標。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經記者分析稱。

　　雖然目標合理，但這也客觀上影響到了光伏投資者的信心。上述光伏電站運營人士直言，光伏的度電成本基本由初始投資決定，如果在項目執行過程中突然改變政策，強制參與電力市場交易，執行更低的新電價，很可能導致項目收益率嚴重低于預期。

　　林伯強認為，包括參與中長期電力市場和現貨市場在內的電力收益，只是光伏電站資產收益中的一項。雖然光伏不像煤電穩定，但是它比煤電清潔，這就是其獨特的綠色價值。當前綠證、綠電市場的機制尚不健全，無法完全體現其綠色價值，但在今后市場必然能夠兌現。

　　“誰對光伏的短期收益沒有極致的追求，能夠忍耐到完全兌現其價值的那一天，就是適合接手光伏電站資產的目標群體。”林伯強稱，從現有的轉讓情況來看，央國企和具備較強資金實力的民企，實際已經成為接手這類資產的大多數。

　　值得注意的是，由于光伏備案文件有政府公文特征，此類交易極易產生權力尋租和投機亂象，曾有多個案件被認定為“買賣路條”(“路條”通常代指新能源項目的項目核準文件)，并予以處罰。

　　中咨律師事務所律師馮朋飛對第一財經記者表示，2022年新版“買賣路條”的要求相比2013年《光伏電站項目管理暫行辦法》有所放松，只是要求備案后如果信息發生變化需要及時報告備案機關并修改信息。但項目備案一般在地方發改部門，而地方發改部門的政策并未放松，甚至還有加強監管的導向。

　　例如，《山西省能源局關于做好2023年風電、光伏發電開發建設競爭性配置有關工作的通知》(晉能源新能源發〔2023〕249號)規定“已獲得年度開發建設指標的項目，申報單位和運營單位須為同一主體，且在建設期和全容量并網后5年內不得擅自轉讓”。

　　第一財經記者注意到，目前光伏電站轉讓多以股權轉讓方式進行交易。不過，這種方案并不“保險”，即便簽了協議也很可能認定無效并承擔后果。依據國家發改委有關要求，如存在“買賣路條”問題，面臨的后果包括“禁止該項目申請國家可再生能源補貼”和“禁止相關投資主體在一定期限內參與后續光伏電站項目的配置”。如果已經領取了可再生能源補貼的，還可能面臨退補的風險。

　　馮朋飛建議，如果有關企業考慮轉讓或接收光伏電站資產，應該注意三個方面以盡量規避風險：一是要嚴格按照規定，在電站投產后才能考慮股權轉讓(此處投產必須為全容量并網，而非部分投產);二是要結合地方能源局出臺的行業政策，看是否有額外的期限或條件限制;三是對于特定方式獲得的指標(如地方招商引資)，還要看與當地政府部門簽訂的協議或承諾中，有無限制性或附加性條件，避免出現對政府的違約。

　　“最近兩年集中式光伏電站交易中的‘買賣路條’問題一直是業內熱議的焦點，不過大家對于分布式光伏電站的風險很少討論。出于資產分散、規模較小、只要備案不需要指標等原因，現階段分布式光伏電站不受上述交易政策制約。但是隨著整縣推進等政策的落地，很多地方分布式光伏存在集中匯流的傾向，后續國家是否會針對這類新情況出臺相關交易方面的政策，仍然有待觀察。” 馮朋飛稱。

　　(本文來自第一財經)