盡管光伏制造成本長期趨于下降，電池效率還在不斷提升，度電成本還有進一步下降空間，但這很難完美抵消各類花式負擔及儲能配套成本的上漲，因此制約了光伏項目收益率的同步改善。

 

當前光伏行業(yè)面臨一個窘境，一方面度電成本趨于下降，但另一方面隱性負擔不斷加碼，間接投資成本有增無減，導致光伏項目收益率難言改善，很難有超額收益。

 

 

光伏行業(yè)有兩個重要的驅(qū)動力，一個長期驅(qū)動力，一個短期驅(qū)動力，長期驅(qū)動力是技術(shù)迭代，短期驅(qū)動力是產(chǎn)能或資本，兩者互相作用，呈現(xiàn)螺旋上升的特點，并推動光伏成本不斷下降。

 

過去二十年，光伏成本不斷下降，效果有目共睹，并基本實現(xiàn)平價上網(wǎng)，2020年光伏組件價格一度下降到1.5元/W左右。

 

2020年下半年以來，由于硅料價格大幅上漲，導致光伏組件價格有所反彈，目前在2元/W左右。但是，隨著硅料價格可預期回落，組件價格也將確定性回落，并有望超越前期低點進一步下降。

 

除了組件價格下降，電池效率還在不斷提升，2022將是N型電池量產(chǎn)元年，光伏行業(yè)進入N型時代，滲透率將逐漸提升，光伏全生命周期下的度電成本還將進一步下降。

 

因此，在可預期時間內(nèi)，光伏制造成本下降和電池效率提升，將進一步降低度電成本。

 

 

但是，成本下降，并不代表光伏收益率必然提升，這就涉及另外一個話題，那就是光伏負擔問題。

 

在雙碳目標的號角聲中，光伏行業(yè)大熱，但也為名所累，成了“唐僧肉”，都想吃上一塊，“以資源換發(fā)展”、“以項目換投資”等已經(jīng)成為光伏項目競配“新常態(tài)”，很多光伏項目都承擔了諸如招商引資、稅收貢獻、產(chǎn)業(yè)配套、鄉(xiāng)村振興、生態(tài)保護等方面的責任。

 

近日，云南省發(fā)布《關于加快光伏發(fā)電發(fā)展若干政策措施的通知》，項目競配方案應包括：上網(wǎng)電價、發(fā)電量、開發(fā)時序、投產(chǎn)時序、經(jīng)營期限、產(chǎn)業(yè)帶動、其他利益分配方式等內(nèi)容，充分發(fā)揮以資源換發(fā)展的撬動作用，帶動綠色能源、先進裝備制造、儲能等重點產(chǎn)業(yè)的發(fā)展和招商引資重大項目落地。

 

此前，寧夏2022年4GW光伏發(fā)電項目競爭性配置評分中，清潔能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展貢獻度占據(jù)著最高分值30分，其中細分項目包括稅收貢獻、產(chǎn)業(yè)貢獻、投資總額、投資進度等。

 

另外，青海海西州的新能源項目入庫評分標準中，地方經(jīng)濟貢獻占據(jù)半數(shù)以上分值，具體包括地方政府投資合作、清潔供暖、鄉(xiāng)村振興、社會事業(yè)幫扶等。

 

為此，我們從各地的光伏項目競配結(jié)果來看，具有更強資金實力、消納能力、產(chǎn)業(yè)配套能力的能源央企或上市公司，更有優(yōu)勢。

 

比如，東方日升去年底與內(nèi)蒙古包頭市、固陽縣簽署合作協(xié)議，擬在包頭市固陽縣投資建設源網(wǎng)荷儲一體化示范項目，項目分為兩大板塊：制造板塊(即負荷端)年產(chǎn)20萬噸金屬硅+15萬噸高純硅+10GWN型高效拉晶+3GW組件，發(fā)電板塊(即電源端)3.5GW光伏電站項目+1.6GW風電電站項目+儲能項目。

 

在今年實際開工的光伏項目上，我們在部分一體化項目當中也可以窺見相應的花式負擔。

 

中國華電烏魯木齊1GW風光電基地項目，項目引入光伏治沙及“沙漠土壤化”生態(tài)恢復技術(shù)，開展風電光伏治沙、防風、固草，系統(tǒng)保護和修復沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)。

 

甘肅武威500MW立體光伏治沙產(chǎn)業(yè)化示范項目，項目主要包含新能源發(fā)電、沙漠治理、生態(tài)修復、種植養(yǎng)殖等治沙工作內(nèi)容。

 

華潤財金紅光漁業(yè)800MW漁光互補項目，位于東營墾利區(qū)，項目在鹽堿灘涂上疊加放大“光伏+”效應，立體推進光伏發(fā)電、新型儲能、水產(chǎn)養(yǎng)殖、休閑娛樂等協(xié)同發(fā)展。

 

眼花繚亂的花式訴求，經(jīng)濟、社會、生態(tài)等各類負擔，讓光伏項目難以采用以往簡單的投資評估模型，變得更加系統(tǒng)化、復雜化，任一個因素都會增加直接或間接、顯性或隱性的成本，而且產(chǎn)業(yè)配套或固定資產(chǎn)投資還有投資虧損的風險。

 

 

2021年，在組件價格高企的背景下，我國光伏裝機低于預期，但仍然保持增長，達到54.88GW，其中集中式光伏電站25.6GW。

 

在市場化背景下，有理由相信這些新增裝機尤其是集中式光伏裝機的預期收益率是達到投資方內(nèi)部要求的。

 

隨著硅料價格可預期回落，以及電池效率不斷提升，光伏度電成本還將持續(xù)走低，我們不禁要問：在2021年組件成本高企及預期收益率低谷的背景下，未來光伏項目收益率會隨著組件價格回落及度電成本降低而不斷提高嗎?

 

答案是很難。光伏項目如今很難有超額收益，光伏制造端成本下降及效率提升帶來的度電成本降低，可能很難抵消光伏項目不斷加碼的花式負擔。

 

除了地方政府賦予的招商引資、稅收貢獻、產(chǎn)業(yè)配套、鄉(xiāng)村振興、生態(tài)保護等花式負擔，光伏項目還將承擔來自自身局限性的成本，比如調(diào)峰調(diào)頻成本，而其中最重要的就是儲能配套成本。

 

如今，“光伏+儲能”一體化逐漸成為標配，普遍按照“10%+2小時”進行配套，還有一些項目超配，儲能成本也成為影響光儲一體化項目收益的關鍵。

 

我們以100MW光儲一體化項目為例，儲能配比率10%、儲能時長2小時，對應儲能20MWh，假設儲能系統(tǒng)成本1.8元/Wh，總成本3600萬元，折算到100MW光伏項目中，相當于增加成本0.36元/W。如果儲能超配，則負擔更重。

 

此外，去年以來，鋰電池材料帶動鋰電池價格大幅提升，儲能普遍使用的方形磷酸鐵鋰電池價格已從去年年中約0.6元/Wh(不含稅，下同)上漲到近期約0.9元/Wh，上漲約0.3元/Wh，漲幅約50%，增加了儲能投資成本。相對于光伏組件可預期的價格回落，鋰電池價格在動力及儲能兩大需求堅挺下還看不到價格回落的信號。

 

同樣以100MW光儲一體化項目為例，儲能配比率10%、儲能時長2小時，對應儲能20MWh。參考去年中至今鋰電池價格漲幅，假設儲能系統(tǒng)價格上漲0.3元/Wh，投資成本上漲600萬元，折算到100MW光伏項目中，相當于成本上漲0.06元/W。如果儲能超配，則影響幅度更大。

 

實際上，目前鋰電池價格堅挺，還可能繼續(xù)漲價，適用于大型儲能的高Ah方型磷酸鐵鋰產(chǎn)能更加緊張，價格漲幅更加明顯。

 

此外，對于分布式電站來說，除了儲能，還可能有充電服務、微電網(wǎng)、智慧能源等配套，會進一步增加投資及運營成本。

 

去年至今，光伏和儲能的制造端成本雙雙高企，使得光伏或光儲項目的直接投資成本增加，這也成為光伏裝機放緩的直接原因。同時，再加上項目背后各類花式負擔，光伏收益率遠沒有想象中那么光鮮。

 

未來一段時間，隨著硅料價格回落和電池效率提升，光伏度電成本還有很大回落空間，但光伏系統(tǒng)投資成本的下降，很難完美抵消各類花式負擔，光伏項目收益率很難同步線性改善。

 

盡管各類花式負擔難以量化，但回歸第一性原理，在目前較低宏觀利率水平的背景下，社會資金充裕，優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)稀缺，市場供需充分博弈，光伏項目很難享受超額收益，合理收益率將是正常狀態(tài)，各種花式負擔必然會層出不窮地沖擊光伏度電成本下降帶來的收益。

 

從這角度來看，目前那些觀望的裝機需求，還在期盼光伏制造端成本下降，可能意義不大，因為這無助于提升收益率。而這一切，更像是光伏行業(yè)的一個宏觀宿命。