问题——投资逻辑发生系统性变化。近期行业统计信息显示，2025年发电央企“新设新能源企业数量”明显回落，“五大六小”新成立有关公司较上年大幅减少。另外，部分企业通过转让股权、处置存量项目等方式主动“瘦身”，低收益项目被终止或放弃的案例增多。表面看是扩张放缓，实质是行业政策与市场新环境下，对投资模型、资产结构与布局路径进行重新校准。 原因——全面入市与收益预期调整叠加，倒逼企业回到现金流与风险定价。一上，新能源电量全面进入电力市场交易后，项目收益对电价波动、交易机制、调峰成本以及消纳约束更为敏感，过去依赖相对稳定预期的测算需要重估。另一方面，分布式光伏管理趋严、用地政策变化等因素，使部分地区的开发成本、并网条件与持续收益出现不确定性。多重变量叠加，企业更倾向于用“收益率红线”统一投资口径：资本金内部收益率难以达标的项目，宁可不做、少做，也不做低质量扩张。 鉴于此，多家企业深入量化、硬化项目筛选标准。有企业明确提出“收益率低于标准的项目原则上不予通过”，将光伏、陆上风电等项目的资本金内部收益率设定为不低于6.5%的约束条件。公开信息也显示，部分项目因市场变化导致资本金收益率存在不达标风险而被放弃；也有项目受政策与消纳影响，最终并网规模较原规划缩减。这些变化表明，行业正从“抢资源、抢规模”的阶段性策略，转向“算清账、控风险”的长期经营逻辑。 影响——投资版图西移、组织架构收敛、资产整合提速，行业竞争进入精细化阶段。其一，空间布局出现明显迁移。企业在华北、华东等分布式项目较集中的区域扩张更趋谨慎，投资重心更多投向新疆、甘肃、宁夏、云南、广西、陕西等地，围绕“沙戈荒”大型风电光伏基地和西南水风光一体化基地推进。此选择既与资源禀赋、建设条件和消纳通道相关，也与国家推进大型清洁能源基地建设、优化能源结构的方向一致。公开数据显示，截至2024年底，首批“沙戈荒”大型风电光伏基地已形成较大规模建设成果，生态治理与能源开发共同推进的模式逐步清晰，为集中式、基地化开发提供了更稳定的预期。 其二，企业治理结构呈现“层级压缩、权责上收”的特征。新设企业中，二级、三级子公司占比上升，四级、五级子公司占比下降，反映出央企在新能源板块强化集团管控、减少层级摩擦、提升决策效率的取向。过去为快速扩张而“层层设公司”的做法收益递减，取而代之的是更强调专业化平台运营、统一投资标准与统一资产管理的组织模式。 其三，资本运作与资产整合成为新阶段的重要抓手。部分新能源平台加快登陆资本市场或推进融资计划，募资投向风光大基地等项目，意在以更集中、更透明的资产装入与融资渠道，提高资金使用效率与抗波动能力。对央企而言，在电力市场化程度不断提高的环境下，融资成本、资产质量与运营能力将共同决定竞争力，“做大规模”不再自然等于“做强收益”。 对策——以“收益率—消纳—成本”三维约束重塑投资框架，推动存量优化与增量提质并举。业内普遍做法可归纳为三条主线：一是建立更严格的收益率门槛与动态测算机制，把电价交易、辅助服务、弃风弃光风险、并网条件等纳入统一模型，提高投资决策的抗波动能力。二是优化项目结构，减少效率低、确定性弱的分布式或边际项目，把资源更多投向具备规模化消纳条件的大基地项目，以及水风光互补、风光储一体化等综合方案，通过系统价值提升对冲电价波动。三是推进存量资产“体检”和重组，对低效项目及时止损；对具备改造空间的项目，通过技改、运维提升、交易策略优化等方式改善现金流；同时以平台化方式整合分散资产，形成可复制、可管理的运营体系。 前景——新能源仍是主赛道，下一阶段比拼将从“开发速度”转向“运营能力”。从趋势看，央企收缩并非退出新能源，而是更强调有纪律的扩张与结构性增长。随着电力市场机制完善、跨省区输电通道与配套储能建设推进，集中式大基地与一体化项目的系统价值有望进一步释放。但也需要看到，全面入市后价格波动将成为常态，收益的确定性更取决于企业的交易能力、成本控制能力、设备与运维能力，以及对政策与市场变化的敏感度。谁能在“高质量开发、精细化运营、平台化管理”上形成体系化优势，谁就更可能在新一轮竞争中占据主动。
这场由政策引导、市场驱动的战略转型，标志着我国新能源产业进入更成熟的发展阶段；发电集团的主动调整既是对市场规律的回应，也是实现国家“双碳”目标的内在要求。在高质量发展背景下，如何平衡短期收益与长期布局、局部优化与整体协同，仍将是行业需要持续回答的重要课题。（完）