疯涨的组件价格，地方政府产能配套及地方贡献要求，地方电网公司越来越高的储能配比，正在成为新能源行业的新三座大山!

一、价格疯涨的光伏组件!

(资料图片)

2021年以来，光伏组件价格出现前所未有的上涨幅度!2021年初，大型集采中光伏组件最低中标价格为1.48元/W;最近几个月，光伏组件的开标价格已经稳定在1.95元/W以上!上涨幅度之大，时间之久，前所未有!

“光伏组件涨价是限制我们开发建设进度的最大障碍!”某企业项目经理贾工坦言，“光伏产业是个重初始投资项目，光伏组件是实打实的投入，一旦买贵了，全生命周期的度电成本就降不下来!

去年年底的时候，预期今年组件价格会下行到1.7元/W左右，我们之前中标的一个100MW项目，当地政府要求必须今年年底并网，否则我们集团以后在当地项目开发都会受到影响!光伏组件按当时1.7元/W计算的，现在2元/W的价格，相当于一瓦涨了3毛钱，100MW就是3000万!

政府只要求1500万元的投资，而且投资落地时间也是并非不可商量，可以和政府说不赚钱，做一些变通。然而，并网时间要求卡着，不得不在组件涨价时采购。我们的项目要干就只能是赔本赚吆喝!

二、沉重的产能配套负担!

“切!你以为地方政府是那么好糊弄的?”另一前期开发人员张经理则表达的截然不同的观点，“前两天我去找县委书记谈项目落地事宜，遇到**集团的人(五大电力之一)被赶出来，不给他们办理开工手续，就因为他们当初承诺的产能配套未落地。对我们要求也是，先想好把产业落了，再考虑光伏项目的事情。”

“国家能源局近两年下发多份文件，反复强调，不能给新能源投资企业增加负担!然而，这些文件并没有用!”张经理说“前两年，地方政府还是遮遮掩掩，跟企业私下里谈产业换项目的事情，现在很多省份将产能配套明确写在红头文件里!2021年各省下发的竞争性配置文件，贵州、湖北、四川…不都明确写了产业配套要求!”而2022年以来，有的省份直接出台了明码标价的产业配套与资源规模的关系。

2021年11月19日，河南省商丘市的一纸文件，短短300余字，将地方政府的“诉求”展现无遗!项目产生的碳指标必须归市里，配套产业必须同步落地，不落地就收回指标!想获得新指标必须配产业!

面对舆论沸腾，河南省政府11月22号赶紧下发了《关于进一步优化可再生能源项目建设环境切实减轻企业负担的通知》，对部分地方政府的行为进行规范!

产业落地对企业压力真的很大，尤其是落后地区。任何企业都不是独立存在的，需要人才、基础条件的配套。地方政府一般要求落地高科技产业，然而，地方人才匮乏，根本就没有发展高科技产业的人才基础!同时，地方相关配套不到位，交通、上下游产业链、产业适应性等要求无法满足，我们产业即使投下去，估计也难发展!

而对于地方政府，似乎也有自己的想法。我们地方的项目只能满足两三家投资企业的需求，现在有二三十家投资企业来找我，而且都是实力雄厚的，央企、地方国企、上市公司，我的项目没办法分，只能提高门槛，待价而沽!

“一波波企业去谈合作，把地方政府的胃口养的越来越大了!”张经理感慨“光伏组件价格是市场行为，将来总有一天会跌下来!然而，撑大的胃口，是不会变小的，将来项目的隐形投资会越来越大!现在产能配套这块给项目增加3毛一瓦的成本，收益率直接下降1个百分点，不知道明年是多少。”

“无序涌进的、以过程利益为目标的伪投资方是地方政府胃口变大的重要原因!有很多找地方政府谈项目的并非想持有，完全是二道贩子，搅局者!”某央企王经理介绍，“这种企业，地方政府什么要求都敢答应。他们一般先把项目指标忽悠到手，到时候再耍赖，留下一地鸡毛，扰乱了市场，也撑大了地方政府的胃口!”

三、越来越高的储能配比要求!

“上周，接到西部某省电网公司的通知，之前所说的竞争性配置文件中承诺储能一律不算数，要求今年的新增项目必须保证20%*2小时储能，预留4小时空间，否则不给并网!然而，该项目正在抢年底并网，该花的钱大部分都花了;按照这个储能配比，项目肯定要赔钱!干，还是不干!”某企业刘工无奈的感慨!

“我们省风电的储能最高配60%!按照当前的储能成本，60%*2小时，一瓦就要配1.8元的储能!”另一名范总说，“而且，储能系统也就能运行5~6年，全生命周期大概要投资4次!哪个项目能承担起这么高的储能成本?”

“在发电侧，储能根本没有任何的盈利模式，单独的储能电站收益和投资回报无法测算，电网公司强加给新能源投资企业，而且要求一年比一年高。再这么下去，储能成本都要比电站投资成本高了!”范总感慨道，“目前，按大多数地方要求配储能，项目收益基本要下降1到1.5个百分点。为了减少储能对项目收益的拖累，有些企业直接采用梯级利用的劣质电池，这是非常大的安全隐患!”

根据中关村储能联盟的数据，截止2020年底，全球的电化学储能只有14.2GW，主要安装在中国、美国、欧洲。

图：全球电化学储能市场累计规模(2000~2020)

可见，电化学储能装置在电力系统中几十吉瓦级别的应用，在国际上没有先例;在国内，电化学储能的相关技术标准和安全标准也不完善，包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。据了解，储能装置若作为一个独立项目，无法取得安全消防手续，也不具备运行资质。若与新能源项目配套，则将所有安全风险全部转嫁到新能源企业身上。

根据TÜV南德的统计，自2017年以来，全球已发生30起以上储能相关的安全事故，这对国内爆发式增长的“新能源+储能”市场来说，压力巨大。而今年5月国内的一起储能电站安全事故，再一次把电化学储能的安全性推到风口浪尖。事后，多个涉及储能的电站被要求暂停运行进行整改。

然而，即使配这么高比例的储能，新能源场站也无法实现日调节!靠大电网的调度、水电、火电进行调峰显然成本更低，电网这么强烈的要求配储能，既不经济，也没多大用处!然而，却给投资企业造成沉重的负担。

四、土地问题才是卡脖子因素!

前三个问题，都是政策层面的，想办法可以解决掉，土地问题才是卡脖子因素，而且是无法解决的!

对于当前动辄100MW的光伏项目而言，寻找合适开发的资源，成群连片坐北朝南的坡地资源是最难的!

目前，很多企业在寻找地的时候，不得已选用一般农用地，但风险较大。

11月2日，山东省自然资源厅下发《关于对光伏项目用地进行核查的通知》，对光伏项目土地利用情况进行重点核查!并要求文件下发即日起，停止光伏项目用地占用耕地的备案工作。

11月3日，内蒙古林草局等5个单位联合发布了《关于实行征占用草原林地分区用途管控的通知》，将生态红线列为禁止开发区，严格控制已批准风电、光伏等各类项目新增占用林地。全区各地新建风电场项目禁止占用天然林、乔木林地，新建光伏电站项目阵列组件只能占用无林地。

内蒙古将全区50.46%的国土划入生态保护红线。2020年，乌兰察布市对草原上在建运营的矿山、风电光伏等项目限期退出，拆除部分已建项目。

“除了风险极大之外，农光互补项目的土地租金往往很高。然而，企业开发人员受业绩压力要求，选用的地不一定能行，于是先获取指标，能不能干再说!”，张经理介绍，“在项目收益算不过来，集团不批复投资的情况下可能废指标，如果批风险就很大。最近三年，我们集团在*省就有9个项目因为没有合适的土地而被废掉。”

你看现在指标争夺战轰轰烈烈，但实际地的面积或者其他限制性因素要求无法落地，造成可真正可落地项目较少。

另一企业刘经理介绍，“100MW的项目，大概需要3000亩地。面积太大了，很多企业选的中间部分都是农用地，边缘都是林地,明摆这些都是坑,根本无法启动!但迫于压力，只能去硬开发先推进，给未来留下很多隐患!”

五、结语

光伏市场蛋糕突然变大，似乎谁都想在这场盛宴中分一杯羹!

虽然价格高涨，但由于原材料的上涨，光伏组件企业的收益率并未明显提高;

地方政府的工作人员也面临巨大的招商引资考核压力，以及有限指标分给谁、怎么分公平的难题。

有些地方电网现有条件对新能源消纳已经很难。然而双碳目标要求下，电网公司又不能拒绝接入，只能把责任变相转嫁给投资企业，让企业配置明显过高比例的化学储能。

每个人似乎都有自己的苦衷与不得以。回到开头的话题，疯涨的组件价格，地方政府产能配套及地方贡献要求，地方电网公司越来越高的储能配比，已经成为压在新能源企业身上的新三座大山!

说明：文中人物均为化名!