光伏电站收益矛盾愈演愈烈，投资商被迫“负重前行”

2022-09-20 09:48 [太阳能] 来源于：光伏們作者：代腾腾

导读：在碳中和、碳达峰目标支持下，新能源行业迎来史无前例的发展前景。但反观行业现实景象，却是在组件价格、土地成本、储能成本、电力交易等种种因素下，项目投资收益率被持续压缩，投资商苦不堪言，双碳目标下，光伏电站的投资收益反而在节节下降。在中国光伏

在“碳中和、碳达峰”目标支持下，新能源行业迎来史无前例的发展前景。但反观行业现实景象，却是在组件价格、土地成本、储能成本、电力交易等种种因素下，项目投资收益率被持续压缩，投资商苦不堪言，双碳目标下，光伏电站的投资收益反而在节节下降。

在中国光伏行业协会主办的2022年光伏产业链供应论坛上，来自三峡新能源、大唐集团、国家电投集团、西北电力设计院、广州发展新能源、阳光新能源、正泰新能源七家电力投资企业、设计院的嘉宾就2022年光伏行业面临的问题展开了分享。各位嘉宾均表示，目前受组件价格、土地成本、储能成本、电力交易等难题辖制，光伏电站投资正负重前行。

价格上涨的困境

根据PVinfolink提供的产业链数据，2022年以来182mm与210mm组件均价未曾低于1.8元/W，且仍旧呈现持续爬坡走势，2元/W以上的组件中标价格也是层数不穷。其中包括大唐5.553GW、华润第五批3GW组件集采中，均有2元/W以上的报价出现。

面对涨势汹涌的组件价格，三峡新能源总工程师王忠亮坦言压力很大，他表示，目前分布式和普通地面电站，投资商能够采取的措施就是调整建设节奏，通过控制建设节奏的方式来应对价格上涨。而对于三峡来说按照一个正常的项目计算，青海地区能接受的最高的组件价格为1.65元/W，不超过1.7元/W；内蒙古稍高一些，但也不超过1.85元/W。

西北电力设计院新能源设总李娜结合实际情况表示，西北作为新能源开发的重镇，开发热度一直不减。但是大量的项目进入到施工阶段，反而就慢了，因为现在施工的项目是去年做的前期设计工作，当时预估的组件价格是1.7-1.8元/W，目前将近2元/瓦的组件价格，西北地区光伏电站投资很难做下去。此外，现在西北的项目不仅受组件的制约，还有普遍的限电、耕地税、保障小时数、征地费用、租地费用、青赔费用都节节攀升。

供应链价格上涨对国内地面电站项目的负面反馈也正在逐步凸显，身处开发一线的民营企业感受更为深刻。阳光新能源副总裁焦文广提到，由于硅料价格上涨导致系统成本快速上升，极大的压缩了各环节的利润空间。“火电煤炭由于保供被列入了重点监测对象，那能否把风电、光伏也列入保供体系，像煤炭一样设置上下浮动价格警戒线”，焦文广呼吁国家重点监测原材料价格上下浮动限制，同时约谈上游。

正泰新能源总裁助理黄启银与也阳光新能源焦文广想法一致。他表示，由于光伏上游原材料价格过高，所以组件企业的毛利率并没有提高，甚至还出现降低。如果这一趋势持续下去的话，光伏就有可能失去在新能源领域里面的竞争力，进而影响整个光伏行业的良性发展。

用地成本上涨、政策收紧

土地成本在电站投资成本中占比举足轻重，大约占到6~8%，有的甚至高达10%。但随着近年来土地租金的上涨以及多地土地政策的收紧，土地成本俨然已经成为压在开发商肩上的又一座大山。笔者了解，在30·60目标下清洁能源装机开发大跃进的热潮中，部分东部省份的光伏用地租金飙升至2000+元/亩/年；且包括山东、河北、陕西、山西、广东、安徽等多个中东部省份面临着光伏项目用地收紧的问题。

三峡新能源总工程师王忠亮直言土地租金成本的确是现在项目投资面临的压力主要点之一。针对这一问题，他提到，面对系统成本造成的收益压缩，不同地区可以依照资源禀赋因地制宜的采取一些措施，像青海风光资源较好的地方，可以多发；还可以通过一些智能设备，平单轴支架、跟踪支架来发挥资源效应等。

国家电投光伏产业创新中副主任邹鹏辉认为，土地方面随着土地政策收紧，“光伏+”项目十分必要。但是由于“光伏+”项目里不仅有光伏还有渔业、农业，对于这些行业，电力投资企业都是外行，导致加的部分效益并没有很好的发挥。后续国家电投将会跟相关的农业、渔业专业公司合作，把要考虑的内容加到设计方案里，包括鱼道设计、船道设计整体统筹，逐步把这块工作做的更好。

正泰新能源总裁助理黄启银也表示，根据最新政策，现在光伏用一般耕地、水库受限，导致土地价格出现了快速上涨，部分地区达到了2000元/亩/年，进一步压缩了项目投资收益率。比如广东电价达到0.45元/度，甘肃只有0.3元/度，宁夏只有0.2元多，但是最后项目收益率相差不大，这也是投资企业和开发者的痛点。

配储与电力交易“窘境”

令投资商“负重前行”的还有高比例强制配储与新能源参与电力交易。虽然新能源配储已是大势所趋，但是由于没有完善的市场、价格、运行机制，目前强制配置储能只会增加初始投资成本，影响项目经济性。

国家电投光伏产业创新中副主任邹鹏辉指出，很多省份现在要求配储，甚至高比例配储，但是储能的成本、运行模式、商业模式、收益模式并不明朗。根据国家电投集团对一些储能项目以及山东的共享储能项目建设进行了摸底，情况并不理想。有的储能项目的确存在为了上项目不得已配储，这种项目建设以后对电站、电网来说支撑力都不够。

阳光新能源副总裁焦文广补充到，由于锂电池上涨，储能的成本也上涨迅速，电源侧储能价格已经达到1.7-1.8元，项目收益率只有3~5%。并且目前储能行业劣币驱逐良的现象明显，电网对储存的验收没有统一标准，过渡期比较混乱。储能要满足新能源发展的要求必须有价格机制。

另一方面，新能源参与电力交易也一直备受挑战。2022年1月28日，国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）明确提出，到2030年，新能源全面参与市场交易。但在全额保障性收购制度无法继续之后，新能源参与市场竞争的量、价风险明显增大。由于新能源存在的随机性、波动性特征，使其在电力市场交易过程中缺乏竞争力。根据笔者此前发布的文章，山西电力现货交易光伏电价不足0.2元/度，相比参与电力市场交易之前电费收入大幅减少，项目收益率也受到严重考验。

令投资商头痛的是，除了组件、土地、配储以及电力交易矛盾，电站开发还存在电网配套建设、电网接入等数多挑战。这些矛盾影响下，不仅压缩了电站投资收益率，光伏电站投资风险也在隐现。

为此李娜提醒到，目前行业进入了低价竞争的怪圈，包括设计、EPC总包方面都出现了严重的“内卷”，出现极低的项目总承包报价，导致技术提升和产业迭代、方案优化都无法抗衡由此带来的项目风险。值得警惕的是，这些总包低价竞争取得的项目，可能会在今年乃至2023年期间出现很多烂尾扯皮的情况，最终牵连项目的每个参与方。

（编辑：韩语）

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