作者 | 尹也泽
从2023年3月起
过去一年时间，光伏产业链的降价速度堪比过山车。多晶硅复投料价格从24万元/吨降到不足5万元/吨，降幅近八成，直接跌破部分企业生产成本。受此影响，组件价格从去年年初的1.9元/W跌到如今0.8元/W，同样出现成本倒挂现象。
究其原因，主要是光伏产业链各环节产能明显超出下游需求，被迫“内卷”导致价格下降超预期，甚至在低于生产成本的情况下疯狂甩货。
同样“卷”的还有下游开发投资环节。理论上，组件降价可以带来超过1元/W的系统成本下降，但根据中国光伏行业协会发布的数据，2023年，光伏电站系统成本约为3.4元/W，比2022年降低0.6元/W，降幅17.7%，比组件降幅缺了很大一块。这部分利润都去哪了？
从笔者与电站开发企业的沟通结果看，组件采购环节省下来的钱，基本都花在了“更高比例配储、更贵路条、更难满足的各方诉求”上。此外，考虑到许多地区将“上网电价降低”列为获取指标的重要因素，或要求新能源企业按更高比例参与电力市场交易，一些企业实际卖电收入明显低于原本测算水平，收益率基本处于“吃不饱也饿不死”的状态。
对此，中国能源研究会常务理事李俊峰指出，光伏是我国发展新质生产力的重要一环，要创新，要绿色，要高质量发展，同时也要满足共同富裕的要求，而不是一味降电价。比如，某县一年的风光发电量约为400亿千瓦时，如果每度电给当地留下1毛钱，意味着地方财政收入每年可以增加40亿元，当地领导会更加欢迎光伏企业的到来。
李俊峰表示，部分光伏企业宣称“通过技术进步，可以让发电成本降到0.1元/kWh甚至0.05元/kWh”，是他们实力的体现。但如果在发电过程中，地方毫无收益，这肯定行不通，得不到支持。“新能源是未来发电的主力，主要位于西部地区，经济发展水平相对落后，应该让西部的风光资源体现出他的价值，给地方留下必要的财富，减少东西部经济差异，这是发展新质生产力的基本要求。”
这样的观点，在光伏从业者看起来，可能有些惊世骇俗。毕竟，电站开发过程，多数时候都在与地方政府“拉锯”。无论是土地资源还是项目指标，往往需要通过在当地建设产能、拉动地方经济、采购当地产品来换取，并非“空手套白狼”。如果在此基础上，再让出0.1元/kWh的电费收益，显然是开发投资企业难以接受的。
当然，我们也不是完全忽视资源所在地政府的利益。正如李俊峰老师所言，极端情形下，如果光伏电价降到0，地方政府一分钱税都收不到，没有任何好处，单纯为用电地区做贡献，他们还会继续支持光伏行业吗？是否会像采煤沉陷区一样，诞生新的“资源枯竭地区”？这是一个值得深度思考的问题。
此前我们一直站在光伏行业角度，指责部分地方政府“漫天要价”、“关门打狗”。事实上，电站开发、投资企业，都是愿意为项目资源付出一定成本的，只是这部分成本需要更明确、更简单直接、更一锤定音。
在此，笔者想对地方政府、电站开发企业提出几点建议：
一是公开透明，清晰合理，对各家企业一视同仁。部分地方政府在招标文件中，明确列出评分标准，对“电价让利给地方”设置较高权重，这是完全可行的，但一定要注重公平，同时最好根据当前技术发展水平，给出合理上限，防止相关企业盲目内卷。从行业数据看，在组件降价的同时，非技术成本正不断攀升，占比明显增加，电力交易价格则更加不确定，有必要给电站开发投资企业保留合理的收益，避免涸泽而渔，或者因为项目达不到集团收益要求被迫搁置。
二是合理配置，防止产能过剩。部分地方政府要求“每投资多少亿元，可获得1GW光伏建设指标”，被认为是提振地方经济、增加税收、带动就业的重要方式。但我们要看到，目前光伏行业已经面临全面产能过剩的尴尬境地，且随着智能化技术发展，单位容量光伏产品制造、项目运维需要的人手都在减少，依靠光伏投资增加就业不太现实。笔者认为，光伏产业投资需要相关领导有较好的大局意识，不限于一城、一地、一任。如果在多个相邻省市之间实现联动，让产业链不同环节根据自身特点分布在相近区域，比如硅料厂设在电价最低的A市、组件厂设在交通最发达的B市、支架厂设在拥有铁矿的C市，光伏企业可以节省成本，减少浪费，多个城市的经济都能得到发展，这是最理想的局面。
三是信守承诺，前后如一。这里的“信守承诺”，既包括相关企业如约执行二期、三期项目投资，也包括地方政府在电站30年生命周期中，不搞突然袭击，增加电站运营成本。此前多次发生，个别地方政府对投产数年后的光伏电站征收耕地占用税，理由是“光伏组件下方开始长草，视为占用草地进行从事非农业建设”。众所周知，光伏项目在水土保持、气候恢复方面有重要作用，如果光伏项目的贡献反而给自己带来额外成本，显然是不合理的。对光伏企业来说，如果某个城市的电站项目被如此征税，未来这一地区（甚至包括周边地区）将被视为“禁地”，很难再获取到光伏项目投资，良好的营商环境需要政企双方共同维护。
