在“碳中和、碳達峰”目標支持下，新能源行業迎來史無前例的發展前景。但反觀行業現實景象，卻是在組件價格、土地成本、儲能成本、電力交易等種種因素下，項目投資收益率被持續壓縮，投資商苦不堪言，雙碳目標下，光伏電站的投資收益反而在節節下降。

在中國光伏行業協會主辦的2022年光伏產業鏈供應論壇上，由光伏們創始人王超主持的對話環節2中，來自三峽新能源、大唐集團、國家電投集團、西北電力設計院、廣州發展新能源、陽光新能源、正泰新能源七家電力投資企業、設計院的嘉賓就2022年光伏行業面臨的問題展開了分享。各位嘉賓均表示，目前受組件價格、土地成本、儲能成本、電力交易等難題轄制，光伏電站投資正負重前行。

價格上漲的困境

根據PVinfolink提供的產業鏈數據，2022年以來182mm與210mm組件均價未曾低于1.8元/W，且仍舊呈現持續爬坡走勢，2元/W以上的組件中標價格也是層數不窮。其中包括大唐5.553GW、華潤第五批3GW組件集采中，均有2元/W以上的報價出現。

面對漲勢洶涌的組件價格，三峽新能源總工程師王忠亮坦言壓力很大，他表示，目前分布式和普通地面電站，投資商能夠采取的措施就是調整建設節奏，通過控制建設節奏的方式來應對價格上漲。而對于三峽來說按照一個正常的項目計算，青海地區能接受的最高的組件價格為1.65元/W，不超過1.7元/W;內蒙古稍高一些，但也不超過1.85元/W。

西北電力設計院新能源設總李娜結合實際情況表示，西北作為新能源開發的重鎮，開發熱度一直不減。但是大量的項目進入到施工階段，反而就慢了，因為現在施工的項目是去年做的前期設計工作，當時預估的組件價格是1.7-1.8元/W，目前將近2元/瓦的組件價格，西北地區光伏電站投資很難做下去。此外，現在西北的項目不僅受組件的制約，還有普遍的限電、耕地稅、保障小時數、征地費用、租地費用、青賠費用都節節攀升。

供應鏈價格上漲對國內地面電站項目的負面反饋也正在逐步凸顯，身處開發一線的民營企業感受更為深刻。陽光新能源副總裁焦文廣提到，由于硅料價格上漲導致系統成本快速上升，極大的壓縮了各環節的利潤空間。“火電煤炭由于保供被列入了重點監測對象，那能否把風電、光伏也列入保供體系，像煤炭一樣設置上下浮動價格警戒線”，焦文廣呼吁國家重點監測原材料價格上下浮動限制，同時約談上游。

正泰新能源總裁助理黃啟銀與也陽光新能源焦文廣想法一致。他表示，由于光伏上游原材料價格過高，所以組件企業的毛利率并沒有提高，甚至還出現降低。如果這一趨勢持續下去的話，光伏就有可能失去在新能源領域里面的競爭力，進而影響整個光伏行業的良性發展。

政策收緊

土地成本在電站投資成本中占比舉足輕重，大約占到6~8%，有的甚至高達10%。但隨著近年來土地租金的上漲以及多地土地政策的收緊，土地成本儼然已經成為壓在開發商肩上的又一座大山。光伏們了解，在30·60目標下清潔能源裝機開發大躍進的熱潮中，部分東部省份的光伏用地租金飆升至2000+元/畝/年;且包括山東、河北、陜西、山西、廣東、安徽等多個中東部省份面臨著光伏項目用地收緊的問題。

三峽新能源總工程師王忠亮直言土地租金成本的確是現在項目投資面臨的壓力主要點之一。針對這一問題，他提到，面對系統成本造成的收益壓縮，不同地區可以依照資源稟賦因地制宜的采取一些措施，像青海風光資源較好的地方，可以多發;還可以通過一些智能設備，平單軸支架、跟蹤支架來發揮資源效應等。

國家電投光伏產業創新中副主任鄒鵬輝認為，土地方面隨著土地政策收緊，“光伏+”項目十分必要。但是由于“光伏+”項目里不僅有光伏還有漁業、農業，對于這些行業，電力投資企業都是外行，導致加的部分效益并沒有很好的發揮。后續國家電投將會跟相關的農業、漁業專業公司合作，把要考慮的內容加到設計方案里，包括魚道設計、船道設計整體統籌，逐步把這塊工作做的更好。

正泰新能源總裁助理黃啟銀也表示，根據最新政策，現在光伏用一般耕地、水庫受限，導致土地價格出現了快速上漲，部分地區達到了2000元/畝/年，進一步壓縮了項目投資收益率。比如廣東電價達到0.45元/度，甘肅只有0.3元/度，寧夏只有0.2元多，但是最后項目收益率相差不大，這也是投資企業和開發者的痛點。

配儲與電力交易“窘境”

令投資商“負重前行”的還有高比例強制配儲與新能源參與電力交易。雖然新能源配儲已是大勢所趨，但是由于沒有完善的市場、價格、運行機制，目前強制配置儲能只會增加初始投資成本，影響項目經濟性。

國家電投光伏產業創新中副主任鄒鵬輝指出，很多省份現在要求配儲，甚至高比例配儲，但是儲能的成本、運行模式、商業模式、收益模式并不明朗。根據國家電投集團對一些儲能項目以及山東的共享儲能項目建設進行了摸底，情況并不理想。有的儲能項目的確存在為了上項目不得已配儲，這種項目建設以后對電站、電網來說支撐力都不夠。

陽光新能源副總裁焦文廣補充到，由于鋰電池上漲，儲能的成本也上漲迅速，電源側儲能價格已經達到1.7-1.8元，項目收益率只有3~5%。并且目前儲能行業劣幣驅逐良的現象明顯，電網對儲存的驗收沒有統一標準，過渡期比較混亂。儲能要滿足新能源發展的要求必須有價格機制。

另一方面，新能源參與電力交易也一直備受挑戰。2022年1月28日，國家發改委、國家能源局《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號)明確提出，到2030年，新能源全面參與市場交易。但在全額保障性收購制度無法繼續之后，新能源參與市場競爭的量、價風險明顯增大。由于新能源存在的隨機性、波動性特征，使其在電力市場交易過程中缺乏競爭力。根據光伏們此前發布的文章，山西電力現貨交易光伏電價不足0.2元/度，相比參與電力市場交易之前電費收入大幅減少，項目收益率也受到嚴重考驗。(詳情點擊：光伏電價不足0.2元/度，投資考核被判“死刑”：山西電力現貨交易一周年考)

令投資商頭痛的是，除了組件、土地、配儲以及電力交易矛盾，電站開發還存在電網配套建設、電網接入等數多挑戰。這些矛盾影響下，不僅壓縮了電站投資收益率，光伏電站投資風險也在隱現。

為此李娜提醒到，目前行業進入了低價競爭的怪圈，包括設計、EPC總包方面都出現了嚴重的“內卷”，出現極低的項目總承包報價，導致技術提升和產業迭代、方案優化都無法抗衡由此帶來的項目風險。值得警惕的是，這些總包低價競爭取得的項目，可能會在今年乃至2023年期間出現很多爛尾扯皮的情況，最終牽連項目的每個參與方。