风光项目的开发投资正进入“表面风光、极度内卷”的现状，“卷”不仅仅是各地络绎不绝的产业配套需求，更“卷”是在强制要求下，投资企业不得不压缩收益率要求带来的“被动式”开工与并网。

“表面风光”更多的体现在国内装机数据的持续攀升以及公开报道中投资、开工双驱动的欣欣向荣。根据国家能源局最新数据，国内1-8月份累计光伏装机达到44.47GW，同比增长101.7%。此外，在多渠道的公开报道中，各地风光大基地项目“大干快上”，开工率超过80%，亦有不少省份相继抛出下半年数十吉瓦的大基地并网目标。

然而，身处其中的投资商却深深感受到，在蜂拥而至的新能源投资领域却愈发煎熬。近日，一份《xx省光伏发电项目建设情况调研报告》，揭开了光伏行业“繁荣”向好背后的实际情况。在这份报告中，纳规入库的项目超过30GW，但实际并网不足2GW，这其中，组件价格高企、配套储能、用地用水政策限制等等均是项目进度不及预期的根源。

据知情人透露，尽管这份报告的相关表述并不完全准确，但却深刻的反映了行业目前面临的窘迫问题与实际情况。

系统造价攀升

CPIA数据显示在光伏电站初始投资中，组件占比最大约37%，工商业分布式光伏中占比更甚约49%，由此可见组件价格对光伏造价的影响十分明显。纵观2022年，硅料价格一路暴涨，相较于2021年初约8万元/吨，累计上涨近3倍。受原材料采购价格的影响，光伏组件单价居高不下，目前徘徊在1.85~2元/W之间，较2021年初1.56元/W的价格，上涨了30.8%;而动辄超过2元的组件价格明显已经超出了不少下游电站投资商的收益率底线。

根据上述报告数据测算，在该南方省份，目前光伏发电造价已超过4元/W，光伏发电投资企业没有利润空间，甚至出现投资收益为负的现象。在人民日报近期发布文章也指出，“今年光伏电站建设成本相对较高，大约在4元/瓦至4.5元/瓦。”

同时随着下半年光伏项目陆续启动，招标项目组件价格也均有所上涨，光伏组件价格持续走高。一位行业人士向光伏們表示，上游原材料涨价成本升高，有些项目收益率通过不了，导致开工率不足，并网量就更少了;成本问题已经严重影响了下游开工率和装机规模。”

尽管国内装机受限，但并未影响光伏供应链的涨价进程，今年异常火热的海外市场也是助推价格高涨的主动力之一。从今年上半年全球TOP6组件厂出货情况来看，上半年TOP6总出货量84.31GW，海外出口平均占比超过70%。

储能成本“转嫁”

自2020年起，辽宁、吉林、湖南、河南、内蒙古、新疆、江西、安徽、湖北等9地就提及新能源项目鼓励或优先考虑配置储能。随着风光发展的不断推进，储能配置也从最初的鼓励到当前要求配置储能。但在储能盈利模式还不成熟的当下，储能配置无疑是大大增加了投资成本，而这一成本也被转嫁到光伏发电项目中来。

首先是磷酸铁锂电池正极原材料碳酸锂价格一路爬坡趋势，由去年年初每吨5万多上涨至目前50万元左右;加之，电芯成本上涨28~30%;储能变流器因igbt紧缺，提价10%传导成本上涨，储能系统建设成本已达到1.6~2.4元/Wh左右，平均价格较2021年上涨30%左右。

其次是新能源高比例、大容量配置储能，目前全国已超过24个省区公布了配储政策，大部分省份配储比例在8%~30%之间，配置时长1~2小时为主，最高可到4小时。其中山东枣庄现配储天花板，在《枣庄市分布式光伏建设规范(试行)》文件中，山东枣庄要求按照装机容量15%~30%、时长2~4小时配置储能设施。

一边是储能价格水涨船高甚至供不应求，某储能企业明确表示四季度已经停止接单了;一边是新能源配置储能仍然停留在仅仅增加成本的阶段，盈利模式不明确对于新能源投资商来说，配置储能纯粹是出于“xx任务”。然而，一个愿打一个愿挨，在双碳目标下，新能源投资商正扮演“冤大头”的角色。

土地政策不明朗，光伏投资“裸奔”

光伏用地已经成为今年项目推进最大的难点之一。早在今年6月，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司联合发布的《关于支持光伏发电产业发展规范用地用林用草管理有关工作的通知》(征求意见稿)，但正式文件迟迟未印发，导致目前光伏电站用地政策无法明确，有行业人士戏称，没有用地标准，目前拟投建的或者正在建设的都在“裸奔”。

除了相关文件之外，三调数据与林草、国土等部门数据迟迟未统一，也让光伏电站用地遇到了不少的困难。据介绍，虽然“三调”数据目前已在全国范围内正式启用，光伏用林标准也正在修订，但林地数据与“三调”数据对接融合工作进展缓慢，导致很多项目因迟迟不能确定地质，手续办理困难，项目无法推进，影响开工建设。根据上述报告调研，全省受国土林地方面影响不能开工的项目共14个，合计规模超过2GW。

另一位投资企业的从业人员也向光伏們表示，“目前内蒙某些区域的‘三调’图还没有更新出来，我们去查项目的土地性质时，明明已经是某工厂的建设用地了，但是去国土资源局做风险排查的时候，还显示是基本农田。”

此外，光伏电站用水的问题也在2022年发酵到了高点。水利部印发《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》之后，文件明确光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设，这一规定对华东、华南和西南地区的光伏项目影响非常大，基本上对水上光伏进行“一刀切”。政策的突然叫停，导致很多水上项目出现烂尾状态，甚至要拆除，给投资企业造成巨大损失。上述调研数据显示，全省受到水利部政策影响的不能开工的项目共26个，规模达200.7万千瓦，其中包括渔光互补、水面光伏、水库光储一体化等项目。

值得一提的还有，光伏們注意到分布式光伏市场资源也在收紧，部分地方政府文件作出户用、分布式光伏的相关限制性政策，一定程度上影响了分布式光伏发展规模。辽宁绥中县要求县直和新区各部门、各乡镇不能与光伏开发企业私自签订各类开发协议，凡签订开发协议均需县政府同意并与绥中县招商及发改部门对接。安徽池州市要求未经市级预审的地面(水面)光伏、风电项目，各县区、园区不得签订投资协议，以及非政府投资的建筑屋顶，包含居民屋顶，鼓励委托由政府优选的投资开发主体实行集中开发、汇集送出，也可由屋顶产权人自主选择投资主体。政策限制使分布式资源倾向更有实力的企业，一些有活力的私企被迫排外，分布式项目的进程被殃及。

岁月静好的开工并网数据并不是新能源投资的真实状态。一方面，分布式光伏支撑了将近70%的装机规模;另一方面，部分并网仍将成为补贴时代之后被迫并网的常态。

有投资商反馈，在疫情影响之下，各地政府将新能源电站作为年度投资额大考的主战场，“各种方式催开工、催并网，今年供应链这么高价格下，能做下来的项目不多。尤其是大基地项目，从国家层面到各省都要求大基地项目加快进度。目前大基地项目基本都在国有企业手里，投资商出于种种原因考虑，也不得不推进”。

“但这种情况下的推进，能真正全容量并网的项目只是少数”，上述投资商补充到，尽管上述事实已经在投资环节成为共识，多数投资商无奈表示行业目前仅是“表面风光”，实则“一地鸡毛”。

显然，产业配套、供应链涨价、储能配套以及土地、屋顶资源垄断等给行业带来的“恶果”已经被看到。虽然一直以来，国家严厉打击光伏行业哄抬价格、垄断行为，也时有政策规范、引导行业发展;但就当前来看，行业各种制约因素和内部矛盾都在近两年爆发，电站投资难度史无前例，光伏现状并无想象中的风光无两，实则举步维艰。