国家能源局近期公布的电力统计数据让业界深感意外。2022年全年，中国新增风电装机出现了大幅下滑，这是自2015年以来，中国风电装机出现的首次负增长。

1月18日，国家能源局公布的2022年全社会用电量、全国电力工业统计数据显示，从基建新增发电装机容量指标来看，去年风电新增装机37.63GW，同比下滑21%，低于业界预期。去年国内光伏新增装机达87.41GW，同比增幅约60%。

虽然光伏新增装机创有史以来的最高纪录，但从增长的㐀构上看，分布式占了新增总量的约三分之二，地面集中电站仅为三分之一。这是继去年新增分布式电站首次超过集中式之后，分布式发电的又一次爆发。这一方面反映了市场对分布式电站的热捧，另一个也暴露出一个事实，即地面集中式电站并网不及预期，遭到冷遇。

2020年9月，中国首次面向全球做出“30.60”碳达峰碳中和承诺；同年12月，宣布到2030年风电、光伏发电装机达到12亿千瓦以上，可再生能源装机占比达到25%。

为践行“双碳”目标，作为我国电源开发的主力军，五大发电集团纷纷加码新能源，企业制定了诸如“十四五”新能源发展目标。五大发电集团都在不断加快推进能源清洁低碳转型发展，将清洁能源作为主要的发力点。

2022年上半年，五大发电集团均公布了“十四五”期间风电、光伏装机目标。其中，国家能源集团2025年底之前新增风电、光伏装机7000-8000万千瓦，华能集团拟新增8000万千瓦，华电集团7500万千瓦，国家电投仅光伏要新增5000万千瓦以上。可见，实现“双碳”目标，对于这些央企巨头来说，新能源项目的开发在未来几年要全面进入快车道。

主导地面集中光伏电站开发的是国企和央企，在五大发电光伏装机中，集中式占比高达95%，而地面电站新增不及预期，从另一侧面说明他们遭遇一些新的挑战。据统计，2022年，五大电力新能源新增规模为57.12GW，约占全国新能源新增总量的45%。其中，华能集团新能源装机投产1295万千瓦，大唐集团投产782万千瓦，华电集团投产827万千瓦，国家能源集团投产1180万千瓦，国家电投集团投产1628万千瓦。

据智汇光伏统计，五大电力央企中，除国家电投之外，光伏项目均未完成规划的装机目标，整体完成率约为七成，超过16GW项目结转到2023年完成。对于发力新能源的发电集团来说，2022年是个特殊的年份，多方面的原因造成了发电集团新能源项目并网的滞后。

2022年以来，全国疫情的发展超出了年初的预期，多地项目受到疫情的影响，产业链供应不畅，项目开工和完成进度被打乱，很大程度上干扰了新能源项目的完成率。“受到疫情影响，相关地方政府的审批节奏变慢了，直接影响了项目的开工”。一位央企新能源公司法规部负责人对《能源》杂志称。

以风电项目为例，2022年风电新增装机同比下滑21%，业内普遍认为，由于风电项目建设周期较长，2022年风电项目吊装、并网量受到疫情等因素拖累。

除了受到疫情的影响，2022年也被称为是“央企合规年”,即相关审计部门加大了对央企新能源项目的专项合规审计，使得很大一批项目难以开工，或被迫停工。

9月13日，国资委召开中央企业合规管理工作推进会，《中央企业合规管理办法》正式发布，自2022年10月1日起正式执行。办法称，中央企业应当将合规审查作为必经程序嵌入经营管理流程，重大决策事项的合规审查意见应当由首席合规官签字，对决策事项的合规性提出明确意见。完善违规行为追责问责机制，明确责任范围，细化问责标准，针对问题和线索及时开展调查，按照有关规定严肃追究违规人员责任。此外，将合规管理作为法治建设重要内容，纳入对所属单位的考核评价。《管理办法》的出台，让央企陆续收紧了新能源投资项目的合规性审核，特别是对项目手续、土地使用的合规性审查。

一位业界人士表示，对于风光等新能源项目而言，由于前期手续较多，长期以来开发企业采取“边建设边跑手续”的方式进行，但合规性检查要求，项目开工的前提条件是，所有手续必须齐全。“这一要求大幅延缓了项目的进度”。

除了自建项目之外，并购项目也受到上述政策的较大影响。

2022年3月，国家发改委、国家能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，通过企业自查、现场检查、重点督查相结合的方式，进一步摸清可再生能源发电补贴底数，严厉打击可再生能源发电骗补等行为。

随着对新能源项目补贴核查工作的展开，之前央企能源企业收购的风电、光伏项目的合规问题成为重大隐患，使得央企新能源投资陆续收紧了新能源投资项目的合规性审核，部分项目被认定为路条买卖或者手续不全等面临取消补贴资格或者降低补贴电价的风险，导致央企在收购项目中面临极大的不确定风险。

“国家对于可再生能源补贴的核查，会影响到一些收购项目的收益。之前通过并购的方式获取项目可以快速增加装机量，但是之前的项目可能会存在一些不太合规的问题，比如用地、规模、上网电量等等，都和当时核准备案文件有些出入，会直接影响到补贴到位。因而，今年对于并购项目也非常谨慎。”上述业内人士对《能源》杂志称。

从2020年以来，伴随双碳目标的持续推进，实现新能源装机比例的快速提升，并购交易成为了巨头们快速扩张最为直接的一个途径。新能源行业投资并购领域持续火热，各大行业内的新老玩家，尤其是以各大中央及地方国有企业为代表的国家队，在新能源领域进行了大量的投资并购交易。

新能源并购市场上，卖方以民营企业居多，其中包含民营上市公司以及部分非上市民营企业。随着新能源投资并购市场近年逐渐由买方市场向卖方市场转变，收购方获取好的并购标的难度愈发提高。但去年审计署对央企的新能源并购事项进行了审查，认为并购的方式抬高了新能源项目的开发成本，并且无助于新能源装机的新增规模，而且助长了市场倒卖路条的风气。

随着项目审批权的下放，要想获得新能源项目开发权，绝大多数项目所在地要求配套相关制造业，这就必须要求业主开发商与制造企业相互配合，对开发商提出了更高的要求。

另一方面，随着新能源用地政策收紧，用地风险问题也在凸显，央企对于收购存量项目的手续合规性的要求也愈发严格。目前，土地性质的合规性已经成为央国企上会立项的一个基本条件。“第三次全国土地调查的林地、土地数据正在融合，部分项目的土地性质可能发生变化需要重新确认等等，为了稳妥，避免违法用地，大家非常谨慎。”上述人士对记者称。

在审计压力及相关考核下，也进一步提高了央企的合规性审查，包括资产负债率、利益输送等等。也就是说，从2022年，电力企业在新能源开发中，迎来了更为严格的合规审查。

值得注意的是，去年大幅上涨的上游产品价格，也给电力企业开发新项目带来了新的挑战。一边是硅料商赚的盆满钵满，而下游的组件商和开发商却在承受上游涨价带来的成本压力。

毫无疑问，高价硅料抬升了全制造链成本，对成本敏感的终端光伏项目需求产生影响。国海证券称，伴随组件及硅料价格超预期持续抬升，下游价格接受度或又迎来挑战。回顾去年第四季度，组件价格一度快速突破2元/W大关，对下游接受能力造成极大压力，造成当季国内集中式装机大幅不及预期，分布式也受到一定影响。

对于电站开发商来说，保证收益率是投资的前提。高价硅料抬升全制造链成本，对成本敏感的终端光伏项目特别是大型地面项目造成较大的压力。

光伏第一波涨价后，下游电站投资商（以央国企为主）囿于投资收益率“底线”，已处于“不可承受之重”。然而已近两年过去，产业链涨价继续。下游投资企业不得不花费巨大的精力在与制造业的博弈中争取可以满足收益率要求的组件价格。

硅料价格大幅上涨，造成中下游生产企业成本增加，开工率降低，光伏组件供应端频繁出现违约、毁约现象。“原本以为组件涨价只是一时炒作，过两周就降回来了，想不到的是，涨幅一波又一波，就算签好合同，打了预付款，组件厂家或经销商都要反悔再谈价，导致很多项目因为拿不到组件停滞了”。

“当组件价格涨到1.9元/瓦的时候，已达到公司投资决策的临界点，这时光伏电站的开工积极性就会大大降低。当组件价格涨到2元/瓦以上，业内大部分企业已充分感受到压力，开始纠㐀是否按期开工，年初的项目建设进度计划已受到很大影响。”一位新能源投资企业的投资总监在接受采访时表示，“如果投资收益低于最低门槛，企业大概率会放缓建设节奏，择机再开工，因为要考虑项目的经济效益。”

光伏們获得的一份某央企新能源发展文件显示，该央企二三级单位在开发并购新能源项目时，要强化合作开发及收购项目的质效，明确负面清单，严格执行相关制度、标准和规范，确保项目合作方式依法合规；统一相关参数，对风电和光伏发电项目经济性测算的边界条件和各项经济参数的选取以及项目评价指标计算方法进行进一步的修订统一；合作开发项目应努力争取利益最大化，严禁采用按照收益率反推造价的方式向合作方让渡利益。

也就是说，作为运营商的发电集团们，经营理念正在经历变革，收益率保障优于规模扩张。在当前新能源高质量发展背景下，以规模为先的粗放发展模式难以为继；当项目收益率与项目规模不可兼得时，央国企将以保障项目收益率底线为先。

一方面，国务院颁发的《中央企业负责人经营业绩考核暂行办法》中明确规定：对央企负责人任期内的国有资本保值增值率进行考核，考核期末企业负责人需将任期经营业绩考核目标的完成情况报送国资委。

另一方面，2022年以来风电、光伏上游设备价格背离（风机价格下行而光伏组件上行），新能源各子类别新增装机与项目收益率趋势更为一致，即开发商选择优先开发风电及分布式光伏。

发展速度和规模固然重要，但是项目收益已然成为了最重要的考核因素。首先需要满足最低收益率的要求，在满足最低收益率的基础上，对利润的考核权重大于规模考核。

电力企业是未来新能源市场最重要的参与者。在五大发电集团召开的2023年度工作会议上，均公开了清洁能源装机的比例。2022年，国家电投集团装机总量达2.12亿千瓦，其中清洁能源装机1.4亿千瓦，占比65.87%，新能源发电量继续保持发电集团第一。华电集团和大唐集团清洁能源装机占比位列第二和第三位，分别为47.2%和42%。国家能源集团新能源开工2557万千瓦，投产1180万千瓦，可再生能源装机占比为31%，同比提高2.3个百分点。

五大发电集团在“十四五”期间均会加大新能源的装机力度，对于原来火电占比较高的大发电集团来说，电源结构调整将给公司的发展带来很大的压力。国家能源集团提出，2023年坚持以多元快速保可再生能源规模化发展。推动滚动接续发展，多发展风电、海上风电项目，全年储备3000 万千瓦、开工2300万千瓦、力争投产2000万千瓦，年底可再生能源装机总量力争突破1亿千瓦 。

好消息是，因为在过去两年光伏制造环节的投资暴涨，从去年底开始，硅料价格开始大幅下滑，硅片价格几乎“腰斩”，特别是今年下半年还有大量的硅料产能释放，产能过剩会带来更一步的价格下跌，也为电站开发企业带来利好。

中信证券研报认为，在经历了硅料价格高企和疫情影响风电机组吊装后，2023年国内风光装机均有望迎来提速，预计2023年国内光伏装机量有望继续高增至140GW，国内风电装机有望显著复苏、总装机量将达80GW左右。

根据不完全统计，2022年全国至少下发了204GW的各类新能源项目规模指标。其中，五大电力央企获得规模超过80.5GW，约占全国下发总指标的39%。

对于发电集团来说，未来主要的项目指标来自大基地项目。随着大基地项目逐渐放量，各大发电集团的装机规划也会做出调整。从风电招标量看，2023年将是风机交付与并网的大年。虽然2022年风电建设速度放缓，但2022年启动风机招标却非常火爆，根据公开信息不完全统计，2022年共有71.2GW陆上风电完成中标，15.7GW海上风电完成中标，作为风电开发的传统主力军，央企招标共计74GW, 五大发电集团招标最多，共计达43GW,其中国家能源集团超10GW，华能超9GW、国电投超8GW紧跟其后。

五大发电集团在发展新能源的早期，普遍“重风电而轻光伏”。然而，随着近几年光伏的技术进步，该产业系统成本直线下降，光伏发电的竞争优势凸显，日益成为最具竞争力的电源形式之一。在传统风电行业，五大发电无疑具有绝对优势，从2022年起，光伏新增装机超过风电装机，光伏逐渐成为新能源的主力，也是各家竞争日趋激烈的新战场。

据悉，2023年，五大发电集团手中均握有大量的待建新能源项目，目前待建项目大约合计1.1亿千瓦装机，其中光伏约7000万千瓦，风电约4000万千万。

不容置疑的是，五大发电集团是我国电源开发和建设的主力军，虽然2022年的装机增长没有达到既定目标，但也并非完全是坏事，放慢抢装的步伐也可能会带来效益上的补偿。伴随着疫情防控的放开，2023年，发电集团们能给自己交上一份满意的成绩单。