風光項目的開發投資正進入“表面風光、極度內卷”的現狀，“卷”不僅僅是各地絡繹不絕的產業配套需求，更“卷”是在強制要求下，投資企業不得不壓縮收益率要求帶來的“被動式”開工與并網。

“表面風光”更多的體現在國內裝機數據的持續攀升以及公開報道中投資、開工雙驅動的欣欣向榮。根據國家能源局最新數據，國內1-8月份累計光伏裝機達到44.47GW，同比增長101.7%。此外，在多渠道的公開報道中，各地風光大基地項目“大干快上”，開工率超過80%，亦有不少省份相繼拋出下半年數十吉瓦的大基地并網目標。

然而，身處其中的投資商卻深深感受到，在蜂擁而至的新能源投資領域卻愈發煎熬。近日，一份《xx省光伏發電項目建設情況調研報告》，揭開了光伏行業“繁榮”向好背后的實際情況。在這份報告中，納規入庫的項目超過30GW，但實際并網不足2GW，這其中，組件價格高企、配套儲能、用地用水政策限制等等均是項目進度不及預期的根源。

據知情人透露，盡管這份報告的相關表述并不完全準確，但卻深刻的反映了行業目前面臨的窘迫問題與實際情況。

系統造價攀升

CPIA數據顯示在光伏電站初始投資中，組件占比最大約37%，工商業分布式光伏中占比更甚約49%，由此可見組件價格對光伏造價的影響十分明顯?？v觀2022年，硅料價格一路暴漲，相較于2021年初約8萬元/噸，累計上漲近3倍。受原材料采購價格的影響，光伏組件單價居高不下，目前徘徊在1.85~2元/W之間，較2021年初1.56元/W的價格，上漲了30.8%;而動輒超過2元的組件價格明顯已經超出了不少下游電站投資商的收益率底線。

根據上述報告數據測算，在該南方省份，目前光伏發電造價已超過4元/W，光伏發電投資企業沒有利潤空間，甚至出現投資收益為負的現象。在人民日報近期發布文章也指出，“今年光伏電站建設成本相對較高，大約在4元/瓦至4.5元/瓦。”

同時隨著下半年光伏項目陸續啟動，招標項目組件價格也均有所上漲，光伏組件價格持續走高。一位行業人士向光伏們表示，上游原材料漲價成本升高，有些項目收益率通過不了，導致開工率不足，并網量就更少了;成本問題已經嚴重影響了下游開工率和裝機規模。”

盡管國內裝機受限，但并未影響光伏供應鏈的漲價進程，今年異?；馃岬暮Ｍ馐袌鲆彩侵苾r格高漲的主動力之一。從今年上半年全球TOP6組件廠出貨情況來看，上半年TOP6總出貨量84.31GW，海外出口平均占比超過70%。

儲能成本“轉嫁”

自2020年起，遼寧、吉林、湖南、河南、內蒙古、新疆、江西、安徽、湖北等9地就提及新能源項目鼓勵或優先考慮配置儲能。隨著風光發展的不斷推進，儲能配置也從最初的鼓勵到當前要求配置儲能。但在儲能盈利模式還不成熟的當下，儲能配置無疑是大大增加了投資成本，而這一成本也被轉嫁到光伏發電項目中來。

首先是磷酸鐵鋰電池正極原材料碳酸鋰價格一路爬坡趨勢，由去年年初每噸5萬多上漲至目前50萬元左右;加之，電芯成本上漲28~30%;儲能變流器因igbt緊缺，提價10%傳導成本上漲，儲能系統建設成本已達到1.6~2.4元/Wh左右，平均價格較2021年上漲30%左右。

其次是新能源高比例、大容量配置儲能，目前全國已超過24個省區公布了配儲政策，大部分省份配儲比例在8%~30%之間，配置時長1~2小時為主，最高可到4小時。其中山東棗莊現配儲天花板，在《棗莊市分布式光伏建設規范(試行)》文件中，山東棗莊要求按照裝機容量15%~30%、時長2~4小時配置儲能設施。

一邊是儲能價格水漲船高甚至供不應求，某儲能企業明確表示四季度已經停止接單了;一邊是新能源配置儲能仍然停留在僅僅增加成本的階段，盈利模式不明確對于新能源投資商來說，配置儲能純粹是出于“xx任務”。然而，一個愿打一個愿挨，在雙碳目標下，新能源投資商正扮演“冤大頭”的角色。

土地政策不明朗，光伏投資“裸奔”

光伏用地已經成為今年項目推進最大的難點之一。早在今年6月，自然資源部辦公廳、國家林業和草原局辦公室、國家能源局綜合司聯合發布的《關于支持光伏發電產業發展規范用地用林用草管理有關工作的通知》(征求意見稿)，但正式文件遲遲未印發，導致目前光伏電站用地政策無法明確，有行業人士戲稱，沒有用地標準，目前擬投建的或者正在建設的都在“裸奔”。

除了相關文件之外，三調數據與林草、國土等部門數據遲遲未統一，也讓光伏電站用地遇到了不少的困難。據介紹，雖然“三調”數據目前已在全國范圍內正式啟用，光伏用林標準也正在修訂，但林地數據與“三調”數據對接融合工作進展緩慢，導致很多項目因遲遲不能確定地質，手續辦理困難，項目無法推進，影響開工建設。根據上述報告調研，全省受國土林地方面影響不能開工的項目共14個，合計規模超過2GW。

另一位投資企業的從業人員也向光伏們表示，“目前內蒙某些區域的‘三調’圖還沒有更新出來，我們去查項目的土地性質時，明明已經是某工廠的建設用地了，但是去國土資源局做風險排查的時候，還顯示是基本農田。”

此外，光伏電站用水的問題也在2022年發酵到了高點。水利部印發《關于加強河湖水域岸線空間管控的指導意見》之后，文件明確光伏電站、風力發電等項目不得在河道、湖泊、水庫內建設，這一規定對華東、華南和西南地區的光伏項目影響非常大，基本上對水上光伏進行“一刀切”。政策的突然叫停，導致很多水上項目出現爛尾狀態，甚至要拆除，給投資企業造成巨大損失。上述調研數據顯示，全省受到水利部政策影響的不能開工的項目共26個，規模達200.7萬千瓦，其中包括漁光互補、水面光伏、水庫光儲一體化等項目。

值得一提的還有，光伏們注意到分布式光伏市場資源也在收緊，部分地方政府文件作出戶用、分布式光伏的相關限制性政策，一定程度上影響了分布式光伏發展規模。遼寧綏中縣要求縣直和新區各部門、各鄉鎮不能與光伏開發企業私自簽訂各類開發協議，凡簽訂開發協議均需縣政府同意并與綏中縣招商及發改部門對接。安徽池州市要求未經市級預審的地面(水面)光伏、風電項目，各縣區、園區不得簽訂投資協議，以及非政府投資的建筑屋頂，包含居民屋頂，鼓勵委托由政府優選的投資開發主體實行集中開發、匯集送出，也可由屋頂產權人自主選擇投資主體。政策限制使分布式資源傾向更有實力的企業，一些有活力的私企被迫排外，分布式項目的進程被殃及。

歲月靜好的開工并網數據并不是新能源投資的真實狀態。一方面，分布式光伏支撐了將近70%的裝機規模;另一方面，部分并網仍將成為補貼時代之后被迫并網的常態。

有投資商反饋，在疫情影響之下，各地政府將新能源電站作為年度投資額大考的主戰場，“各種方式催開工、催并網，今年供應鏈這么高價格下，能做下來的項目不多。尤其是大基地項目，從國家層面到各省都要求大基地項目加快進度。目前大基地項目基本都在國有企業手里，投資商出于種種原因考慮，也不得不推進”。

“但這種情況下的推進，能真正全容量并網的項目只是少數”，上述投資商補充到，盡管上述事實已經在投資環節成為共識，多數投資商無奈表示行業目前僅是“表面風光”，實則“一地雞毛”。

顯然，產業配套、供應鏈漲價、儲能配套以及土地、屋頂資源壟斷等給行業帶來的“惡果”已經被看到。雖然一直以來，國家嚴厲打擊光伏行業哄抬價格、壟斷行為，也時有政策規范、引導行業發展;但就當前來看，行業各種制約因素和內部矛盾都在近兩年爆發，電站投資難度史無前例，光伏現狀并無想象中的風光無兩，實則舉步維艱。