文 | 预见能源

预见能源近日获悉，2026年4月28日，大唐发电联合江苏国信集团、鄂尔多斯市新能源公司，共同设立大唐（鄂尔多斯市）能源开发有限公司，注册资本100亿元。

大唐认缴51亿元，持股51%。江苏国信认缴34亿元，持股34%。鄂尔多斯新能源认缴15亿元，持股15%。

这家合资公司将成为“蒙电入苏”特高压外送项目的投资开发主体。项目静态投资总额约581亿元，规划风电400万千瓦、光伏800万千瓦、配套煤电264万千瓦，以及204万千瓦/816万千瓦时储能系统。

这是目前国内单体规模最大的跨省特高压外送风光储一体化项目之一。

在新能源上网电价市场化改革全面落地、沙戈荒大基地竞争日趋白热化的当下，581亿元的重注背后，三方各有算盘。

整个行业也正在经历一场关于投资回报的集体审视。预见能源注意到，这一案例并非孤例。它所折射的，正是当下大型能源央企在政策考核与市场回报之间的艰难平衡。

央企、地方国资与平台公司的角色差异与入局逻辑

大唐发电的控股逻辑最为直接。

截至2025年底，该公司在役装机容量约86,192兆瓦，火电煤机占比仍高达57.01%，风电与光伏合计占比仅21.32%。在央企绿色低碳转型的考核压力下，补足新能源短板是刚性任务。

蒙电入苏项目中，大唐直接持有的权益风光装机约为298万千瓦。这一增量虽不足以彻底改变其能源结构，但有助于快速提升新能源开发规模，同时巩固在江苏电力市场的份额。

更关键的是，大唐在公告中明确提及，“在当地注册成立项目公司，便于争取内蒙古地区其他基地的牵头开发权”。这意味着，控股这一项目不仅是产能投放，更是后续资源获取的通道。

江苏国信的34%股权，体现的是受端省份的保供逻辑。

江苏经济总量大、用电负荷高，本地新能源资源相对有限。通过参股上游电源，江苏国信为省内电力供应增加了一层稳定性。这种送受两端联合开发的模式，在跨省能源大通道中正逐渐成为标准配置。

比如，预见能源所知道的，2025年，安徽省皖能电力曾联合阳光新能源、国轩高科等企业成立延安皖能，投资“陕电入皖”配套电源，注册资本50亿元，同样采用类似结构。

鄂尔多斯新能源持股15%，分配额15亿元。地方政府以土地、规划协调及煤电资源参与，换取税收、就业及部分收益分成。这一比例在各地沙戈荒基地中已有成熟参照，属于地方国资平台在大型跨省项目中的典型角色。

三方的合作建立在各自利益的交汇点上。但当电价下行、送受双方利益出现分歧时，这一结构能否保持稳定运行，尚待检验。

预见能源认为，这正是目前所有跨省大基地项目必须面对的治理难题——股东利益与项目整体收益之间并非天然一致。

581亿的财务模型 ，单位投资与回报率之间的紧张关系

蒙电入苏项目静态投资581亿元，注册资本仅100亿元。剩余481亿元需通过银行贷款、绿色债券及政策性金融工具筹措。这意味着项目公司的资产负债率将超过82%，对融资成本和建设进度的敏感度极高。

从单位投资看，风电与光伏合计分配资本金82亿元，对应584万千瓦风光容量，单位千瓦静态投资约5452元。

配套煤电分配资本金18亿元，对应264万千瓦，单位千瓦投资约680元，明显偏低。煤电部分的杠杆比例将高于风光。

储能容量204万千瓦/816万千瓦时，按容量比例分别计入风电与光伏投资。4小时储能配置时长在国内已属较高水平，增加了系统稳定性，同时也拉高了单位成本。

参考同类项目，甘肃能源2025年披露的民勤100万千瓦风光电一体化项目，在风电0.28元/千瓦时、光伏0.2元/千瓦时的上网电价测算下，投资回收期为14.91年，资本金财务内部收益率约为6.76%。

值得注意的是，该项目上网电价锁定于2025年6月1日之前，即旧的价格机制。

2025年136号文实施后，新能源全面进入市场化交易，大基地光伏项目的内部收益率普遍下降2至3个百分点。甘肃两批竞价中，部分项目以0.1954元/千瓦时的价格下限出清。

蒙电入苏送电落点为江苏，受端电价水平相对高于西北省份。但跨省跨区交易已开始出现“价格倒挂”现象——送端上网电价加上过网费后，有时高于受端省内的市场交易均价，导致交易协商困难、投资回收受阻。

综合来看，该项目若要实现6%以上的资本金内部收益率，需要同时满足三个条件：建设成本不超支、融资利率保持低位、受端电价不出现明显下行。其中任何一个环节偏离预期，财务模型都将承受较大压力。

预见能源此前在追踪多个沙戈荒项目时发现，建设成本超支和电价下行恰恰是当前最频发的两个变量。

经济账并不漂亮 ，入局驱动力来自政策考核与资源占位

既然回报预期并不乐观，为何头部电力央企仍在持续加注沙戈荒大基地？

政策引导是首要动因。

2022年国家发布沙戈荒基地布局规划方案，“十四五”和“十五五”期间合计规划建设4.55亿千瓦。第二批项目正在推进，第三批清单已正式印发。

在碳达峰目标的刚性约束下，央企承担着完成规划任务的政策责任。

大唐发电的火电比重偏高，在同类央企中始终处于不利地位。资本市场对电力公司的估值逻辑正在从装机规模转向绿色低碳转型成效。

蒙电入苏项目完成后，其风光权益装机占总装机的比重将提升至约12.5%。虽仍未脱离火电主导的格局，但在央企新能源占比竞赛中避免了进一步落后。

资源抢占是另一重逻辑。

沙戈荒地区年有效发电时长超过1800小时，光照与风能资源条件优于全国大部分区域。而西部地区可开发的风光资源占全国的60%以上。

如大唐在公告中所言，争取牵头开发权的意图清晰——先占住项目通道与土地资源，后续扩展才具备基础。

央企的融资禀赋也为这种占位提供了条件。581亿元静态投资中，481亿元依赖外部融资。央企的信用评级与政策性金融支持使其融资成本显著低于民营企业。

从资本运营角度看，这一高杠杆结构在央企体系内具有一定的可持续性。

此外，市场机制并非完全缺位。

2025年8月，坤渝直流配套电源企业签订联营协议，成为国内首条沙戈荒外送特高压直流的配套企业以整体联营体模式进入市场。

联营体内火、风、光、储各电源类型可进行内部灵活交易，以“电力超市”模式对外统一报价，提高整体议价能力。

国家层面亦在推动沙戈荒基地各类型电源整体参与电力市场的制度建设。

这些市场化安排为项目收益提供了一定弹性空间，但并未从根本上改变回报偏薄的基本面。

据预见能源所知，国家能源局2026年工作重点中已多次明确“强化对沙戈荒新能源基地竞争秩序的监管”。

当大量资本集中涌入同一赛道，竞争秩序与收益边界必然成为监管关注的重点。

大唐此次注资蒙电入苏，是在政策框架和考核体系共同作用下的一次标准化动作。

项目能否在运营期内交出合格的财务答卷，取决于电价市场化进程的具体路径，以及跨省跨区交易机制的完善程度。而这两点，目前仍处于边走边看的阶段。

预见能源将持续追踪这一项目的后续进展。