“十四五”以來，光伏產(chǎn)業(yè)以持續(xù)降本的努力實現(xiàn)了平價，但近兩年，隨著雙碳目標的提出，新能源電站投資的成本與收益壓力卻逐步凸顯。除了產(chǎn)業(yè)端的價格波動之外，用地成本、電價不確定性以及產(chǎn)業(yè)、儲能配套等非技術(shù)成本卻居高不下，顯著影響到光伏項目的落地推進。

從數(shù)據(jù)來看，2021、2022年，各省下發(fā)的光伏指標超300GW，但下游地面電站新增裝機卻不足62GW，并網(wǎng)率僅20%左右。非技術(shù)成本的居高不下給光伏電站投資帶來的壓力甚大，行業(yè)更多的寄希望于產(chǎn)業(yè)端持續(xù)的技術(shù)創(chuàng)新，為光伏投資帶來收益空間。

非技術(shù)成本壓力日益凸顯

盡管產(chǎn)業(yè)鏈價格近兩年波動上漲的態(tài)勢對光伏項目的收益率提出了一定挑戰(zhàn)，但隨著硅料價格的回落，長期來看仍將處于下行趨勢，而設(shè)備成本之外的非技術(shù)成本已經(jīng)成為制約光伏電站投資收益過線的關(guān)鍵因素。

例如產(chǎn)業(yè)配套，以云南為例，2022年云南省已先后有巍山、曲靖、馬關(guān)、玉溪等8個地市提出了不同形式的產(chǎn)業(yè)配套要求，花樣涵蓋承諾地方政府相應電價、承諾資產(chǎn)收益、帶動地方產(chǎn)業(yè)投資等等。而產(chǎn)業(yè)配套并非云南獨有，四川、內(nèi)蒙古、湖北、湖南、新疆、安徽、寧夏、吉林、廣西等數(shù)十個省份的新能源項目投資開發(fā)被附加了多種不同條件，這些千萬甚至上億金額的產(chǎn)業(yè)配套在堆高電站成本的同時，進一步拉低了光伏項目的整體收益率。

在影響云南光伏項目落地的因素中，有行業(yè)人士指出，“除了產(chǎn)業(yè)配套之外，土地與電價問題也是關(guān)鍵。現(xiàn)在云南不僅土地價格高，可利用地也非常緊缺;而電價風險導致的收益不明確則會影響到項目的過會，央企現(xiàn)在對新能源項目的收益審核是非常嚴格的。”

有云南當?shù)氐拈_發(fā)人員表示，有人在10年之前以低價承租了大量的未利用地或荒地，現(xiàn)在光伏用地緊缺，部分地塊正在被中間方高價兜售，個別條件好的地塊租金已經(jīng)達到2000元/畝。

事實上，云南并非個例，即便是地廣人稀的西北地區(qū)也面臨著土地成本不斷上升的難題。近日，寧夏中衛(wèi)市沙坡頭區(qū)調(diào)整了新一輪的光伏用地租金，由2021年的230元/畝/年調(diào)整至現(xiàn)行的648元/畝/年，上漲了近3倍，而這已經(jīng)是該地區(qū)第四次土地租金上漲了。據(jù)寧夏吳忠市的項目業(yè)主介紹，當?shù)?019年項目的土地租金是120元/畝/年，2020年是150元/畝/年。

土地之外的電價也成為了懸在光伏投資企業(yè)頭上的達摩克里斯之劍。一方面是光伏執(zhí)行的燃煤基準價格愈發(fā)不確定，某西南省份近日要求新增合規(guī)光伏電站全部納入市場統(tǒng)籌，按照并網(wǎng)時間規(guī)定電力交易的比例;另一方面，隨著電力現(xiàn)貨交易范圍的不斷擴大，光伏電站面臨著0電價甚至是負電價的潛在風險。例如山西去年的0元出清電價與山東近日-0.1元/kWh的出清電價下限。由此將導致光伏電站項目收益率的不確定以及預期下滑。

此外，隨著光伏對電網(wǎng)滲透率的不斷提升，電力調(diào)峰成本也在不斷增加，從2022年各省下發(fā)的光伏指標來看，無論是保障性還是市場化光伏項目均需配置一定比例的儲能，且儲能配置比例呈現(xiàn)不斷上升的趨勢。例如山東去年下發(fā)的光伏市場化項目，高達42%;安徽部分風電項目的配儲能比例甚至高達100%。

事實上，土地、電價、配套產(chǎn)業(yè)、儲能配置等一系列非技術(shù)的成本壓力最終主要體現(xiàn)在光伏電站項目收益率方面，這些問題是光伏電站投資商不得不長期面對的問題，更多的收益空間還需要產(chǎn)業(yè)端以技術(shù)創(chuàng)新來推動光伏投資降本增效。

技術(shù)革新帶來收益躍遷

放眼當下，N型技術(shù)無疑已經(jīng)成為2023年最有希望實現(xiàn)光伏電站投資降本增效的技術(shù)方向。無論是TOPCon還是異質(zhì)結(jié)，都已經(jīng)在實現(xiàn)大規(guī)模量產(chǎn)的路上，持續(xù)優(yōu)化生產(chǎn)工藝、提高產(chǎn)品良率，為降低度電成本貢獻力量。隨著N型產(chǎn)品應用數(shù)據(jù)的完善，其在降本增效方面的優(yōu)勢也逐步凸顯。

從國檢集團近一年戶外實證數(shù)據(jù)來看，在白漆環(huán)境下，HJT相比PERC組件千瓦發(fā)電平均增益穩(wěn)定在10%以上，水泥地面則穩(wěn)定增益在6%以上，且隨著溫度升高增益持續(xù)提升，在25~30℃的條件下，增益達到了10.59%。

這一實證基地應用了華晟新能源的異質(zhì)結(jié)組件。作為異質(zhì)結(jié)技術(shù)的堅定擁護者，華晟新能源董事長徐曉華表示，“華晟異質(zhì)結(jié)組件盡管比PERC組件溢價約0.15元/瓦，但發(fā)電增益則高4%~5%，在央企的計算模型中，每1%的發(fā)電增益對應約8分錢的額外收益，0.15元/瓦的溢價帶來的是央企超0.2元/瓦的額外收益。”電站項目收益率將因為使用異質(zhì)結(jié)組件而得到提升。

以宣城某100M光伏電站進行測算，與同尺寸的PERC、TOPCon組件對比，華晟異質(zhì)結(jié)組件受益于高功率與大組串優(yōu)勢，在土地、支架、線纜、人工費用的BOS成本方面可分別節(jié)省3.9%和2.5%，而度電成本方面則是將對PERC成本溢價考慮在內(nèi)仍可降低1.75%，收益率則從6.74%提升到了7.5%。

事實上，在當前的投資環(huán)境下，由于技術(shù)進步帶來的收益率提升已經(jīng)成為決定項目能否過會的“生死線”。

值得注意的是，上述數(shù)據(jù)僅是異質(zhì)結(jié)初步量產(chǎn)帶來的收益提升，更多的先進工藝的應用為異質(zhì)結(jié)打開了未來的降本潛力。“華晟目前正在導入雙面微晶、0BB、120乃至100μm的薄硅片等技術(shù)，這將進一步帶來組件功率的增加，同時也意味著更低的BOS與度電成本。”徐曉華補充到，“2022年華晟異質(zhì)結(jié)出貨規(guī)模達到了1GW，預計今年將達到4GW，2024年達到15GW。2023年底，異質(zhì)結(jié)電池+組件產(chǎn)能將分別達到22GW，并在2023年內(nèi)實現(xiàn)異質(zhì)結(jié)與PERC成本的打平。”

對于光伏行業(yè)而言，非技術(shù)成本不斷上漲是行業(yè)不得不面對且長期存在的客觀因素。光伏產(chǎn)業(yè)的核心競爭力依然來自于不斷通過技術(shù)迭代升級帶來的度電成本下降。性價比是光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的底氣，也是產(chǎn)業(yè)端不斷為之努力的目標。N型技術(shù)的出現(xiàn)，正帶領(lǐng)行業(yè)不斷突破，為產(chǎn)業(yè)進一步降本提供支撐，而異質(zhì)結(jié)作為當下的主流技術(shù)賽道之一，隨著技術(shù)、產(chǎn)能的不斷迭代升級，亦將有力的推動行業(yè)打破投資困境，為雙碳添磚加瓦。