近年，光伏行业大热，但也为名所累，光伏项目开始承担产业配套、乡村振兴、生态保护等花式责任，同时还可能承担储能、充电或智慧能源等方面的配套，单一的光伏电站建设模式正在向“光伏+”综合模式演变。
尽管光伏制造成本长期趋于下降，电池效率还在不断提升，度电成本还有进一步下降空间，但这很难完美抵消各类花式负担及储能配套成本的上涨，因此制约了光伏项目收益率的同步改善。
当前光伏行业面临一个窘境，一方面度电成本趋于下降，但另一方面隐性负担不断加码，间接投资成本有增无减，导致光伏项目收益率难言改善，很难有超额收益。
01 积极面：度电成本持续向下
光伏行业有两个重要的驱动力，一个长期驱动力，一个短期驱动力，长期驱动力是技术迭代，短期驱动力是产能或资本，两者互相作用，呈现螺旋上升的特点，并推动光伏成本不断下降。
过去二十年，光伏成本不断下降，效果有目共睹，并基本实现平价上网，2020年光伏组件价格一度下降到1.5元/W左右。
2020年下半年以来，由于硅料价格大幅上涨，导致光伏组件价格有所反弹，目前在2元/W左右。但是，随着硅料价格可预期回落，组件价格也将确定性回落，并有望超越前期低点进一步下降。
除了组件价格下降，电池效率还在不断提升，2022将是N型电池量产元年，光伏行业进入N型时代，渗透率将逐渐提升，光伏全生命周期下的度电成本还将进一步下降。
因此，在可预期时间内，光伏制造成本下降和电池效率提升，将进一步降低度电成本。
02 消极面：花式宏观负担不断加码
但是，成本下降，并不代表光伏收益率必然提升，这就涉及另外一个话题，那就是光伏负担问题。
在双碳目标的号角声中，光伏行业大热，但也为名所累，成了“唐僧肉”，都想吃上一块，“以资源换发展”、“以项目换投资”等已经成为光伏项目竞配“新常态”，很多光伏项目都承担了诸如招商引资、税收贡献、产业配套、乡村振兴、生态保护等方面的责任。
近日，云南省发布《关于加快光伏发电发展若干政策措施的通知》，项目竞配方案应包括：上网电价、发电量、开发时序、投产时序、经营期限、产业带动、其他利益分配方式等内容，充分发挥以资源换发展的撬动作用，带动绿色能源、先进装备制造、储能等重点产业的发展和招商引资重大项目落地。
此前，宁夏2022年4GW光伏发电项目竞争性配置评分中，清洁能源产业高质量发展贡献度占据着最高分值30分，其中细分项目包括税收贡献、产业贡献、投资总额、投资进度等。
另外，青海海西州的新能源项目入库评分标准中，地方经济贡献占据半数以上分值，具体包括地方政府投资合作、清洁供暖、乡村振兴、社会事业帮扶等。
为此，我们从各地的光伏项目竞配结果来看，具有更强资金实力、消纳能力、产业配套能力的能源央企或上市公司，更有优势。
比如，东方日升去年底与内蒙古包头市、固阳县签署合作协议，拟在包头市固阳县投资建设源网荷储一体化示范项目，项目分为两大板块：制造板块(即负荷端)年产20万吨金属硅+15万吨高纯硅+10GWN型高效拉晶+3GW组件，发电板块(即电源端)3.5GW光伏电站项目+1.6GW风电电站项目+储能项目。
在今年实际开工的光伏项目上，我们在部分一体化项目当中也可以窥见相应的花式负担。
中国华电乌鲁木齐1GW风光电基地项目，项目引入光伏治沙及“沙漠土壤化”生态恢复技术，开展风电光伏治沙、防风、固草，系统保护和修复沙漠、戈壁、荒漠地区。
甘肃武威500MW立体光伏治沙产业化示范项目，项目主要包含新能源发电、沙漠治理、生态修复、种植养殖等治沙工作内容。
华润财金红光渔业800MW渔光互补项目，位于东营垦利区，项目在盐碱滩涂上叠加放大“光伏+”效应，立体推进光伏发电、新型储能、水产养殖、休闲娱乐等协同发展。
眼花缭乱的花式诉求，经济、社会、生态等各类负担，让光伏项目难以采用以往简单的投资评估模型，变得更加系统化、复杂化，任一个因素都会增加直接或间接、显性或隐性的成本，而且产业配套或固定资产投资还有投资亏损的风险。
03 成本虽降，但负担变大，难有超额收益
2021年，在组件价格高企的背景下，我国光伏装机低于预期，但仍然保持增长，达到54.88GW，其中集中式光伏电站25.6GW。
在市场化背景下，有理由相信这些新增装机尤其是集中式光伏装机的预期收益率是达到投资方内部要求的。
随着硅料价格可预期回落，以及电池效率不断提升，光伏度电成本还将持续走低，我们不禁要问：在2021年组件成本高企及预期收益率低谷的背景下，未来光伏项目收益率会随着组件价格回落及度电成本降低而不断提高吗?
答案是很难。光伏项目如今很难有超额收益，光伏制造端成本下降及效率提升带来的度电成本降低，可能很难抵消光伏项目不断加码的花式负担。
除了地方政府赋予的招商引资、税收贡献、产业配套、乡村振兴、生态保护等花式负担，光伏项目还将承担来自自身局限性的成本，比如调峰调频成本，而其中最重要的就是储能配套成本。
如今，“光伏+储能”一体化逐渐成为标配，普遍按照“10%+2小时”进行配套，还有一些项目超配，储能成本也成为影响光储一体化项目收益的关键。
我们以100MW光储一体化项目为例，储能配比率10%、储能时长2小时，对应储能20MWh，假设储能系统成本1.8元/Wh，总成本3600万元，折算到100MW光伏项目中，相当于增加成本0.36元/W。如果储能超配，则负担更重。
此外，去年以来，锂电池材料带动锂电池价格大幅提升，储能普遍使用的方形磷酸铁锂电池价格已从去年年中约0.6元/Wh(不含税，下同)上涨到近期约0.9元/Wh，上涨约0.3元/Wh，涨幅约50%，增加了储能投资成本。相对于光伏组件可预期的价格回落，锂电池价格在动力及储能两大需求坚挺下还看不到价格回落的信号。(可参考近期公众号文章《电动汽车掀起涨价潮，揭开锂电产业链博弈的现状及走向》)。
同样以100MW光储一体化项目为例，储能配比率10%、储能时长2小时，对应储能20MWh。参考去年中至今锂电池价格涨幅，假设储能系统价格上涨0.3元/Wh，投资成本上涨600万元，折算到100MW光伏项目中，相当于成本上涨0.06元/W。如果储能超配，则影响幅度更大。
实际上，目前锂电池价格坚挺，还可能继续涨价，适用于大型储能的高Ah方型磷酸铁锂产能更加紧张，价格涨幅更加明显。
此外，对于分布式电站来说，除了储能，还可能有充电服务、微电网、智慧能源等配套，会进一步增加投资及运营成本。
去年至今，光伏和储能的制造端成本双双高企，使得光伏或光储项目的直接投资成本增加，这也成为光伏装机放缓的直接原因。同时，再加上项目背后各类花式负担，光伏收益率远没有想象中那么光鲜。
未来一段时间，随着硅料价格回落和电池效率提升，光伏度电成本还有很大回落空间，但光伏系统投资成本的下降，很难完美抵消各类花式负担，光伏项目收益率很难同步线性改善。
尽管各类花式负担难以量化，但回归第一性原理，在目前较低宏观利率水平的背景下，社会资金充裕，优质资产稀缺，市场供需充分博弈，光伏项目很难享受超额收益，合理收益率将是正常状态，各种花式负担必然会层出不穷地冲击光伏度电成本下降带来的收益。
从这角度来看，目前那些观望的装机需求，还在期盼光伏制造端成本下降，可能意义不大，因为这无助于提升收益率。而这一切，更像是光伏行业的一个宏观宿命。
