硅料狂跌，光伏电站迎爆发，2亿项目两年就回本？
发布日期：2024/4/20
曾几何时，硅料价格一度突破30万元/吨大关。现在，硅料价格跌破5万元/吨，基本恢复至2020年价格，处于历史最低水平。相较最高价跌去85%。
进入4月，硅料再次迎来全线下调。4月10日当周，各种硅料价格周环比跌幅在3.3%-19.9%。
来源：硅业分会
虽然，硅料价格将长期处于低位已成业内共识，但如此低价显然已突破预期，甚至已逼近龙头企业生产成本。
数据显示，通威股份的多晶硅生产成本在4万元/吨以内，大全能源为4.625万元/吨，新特能源相对更高，在6.15-6.18万元/吨左右。
龙头企业尚且如此，二三线企业的处境肯定更加艰难，低于平均6万元/吨左右的生产成本，丝毫盈利空间都没有。
图说：厂家生产硅料成本价
来源：国海证券
硅料价格持续下跌的背后，是组件价格的快速下降。
今年第一季度P型主流组件价格在0.85~0.92元/瓦，N型组件中标价格多在0.87~0.98元/瓦，较去年初同比降幅近50%，较上年四季度环比降幅近20%。
光伏供应链是一条垂直链，各环节环环相扣，价格一一传导，互相博弈。下游的低价最终传导至硅料端，引发硅料价格的变动。
然而，相比于光伏材料设备等环节的惨淡，光伏电站市场却热情高涨，重点项目相继出炉。
据光伏头条统计，目前，15省市发布的2024年重点项目名单中共有482个光伏项目。其中，河北、宁夏、山东、福建、湖北5地规模均超过1GW，光伏电站开发力度加大。
图说：2024年13省市光伏电站规模排行榜（MW）
来源：光伏头条
其中，大约有11家央国企投资开发光伏电站项目达到GW级，国家能源集团以10GW的规模遥遥领先。
一般来说，光伏电站建设成本中光伏组件是重要组成之一，组件价格的下降对项目收益有促进作用。
所以，从2023年光伏产业链价格下行开始，光伏电站的建设就十分火爆，迎来爆发式增长。特别是前两年因硅料价格高企而被迫“停摆”的基地项目更是掀起开工、并网热潮。
也正是这一年，不少人开始投资光伏电站。一位金融机构从业者向“环球零碳”表示，仅去年一年，就拉了2个亿的光伏电站项目，测算下来两三年就能回本。
2023年，我国光伏新增装机量达到前所未有的规模，共计216.88GW，超过前四年新增总和，增长率接近150%。
而今年第一季度，这一数据仍在增长，据最新数据显示，2024 年 1-2 月 国内光伏新增装机 36.72GW，同增 80.3%。
那么，光伏电站这门生意是真的这么好做吗？
实际上，在光伏下游开发投资环节，依然很卷。
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%。
两者相较之下， 0.4元/W的这部分利润都去哪了？
行业一线人员也透露，由于电站的优质建设资源内卷，一般情况下业主无法吃满组件降价红利。
从多角度分析来看，组件采购环节省下来的钱，基本都花在了一些隐形成本上。其中，高比例配储，是一项较大的支出。
前些年光伏强制配储只存在于大型集中式光伏电站身上，这两年开始向分布式光伏延伸。从理论上看，光伏配储后，相当于系统有了一个“缓存的蓄水池”，能一定程度上为光伏电站提升收益。
然而，理想很丰满，现实却很骨感。
以分布式电站为例，当增加了储能系统后，投资成本大幅增加。据了解，按照目前的配储比例，平均下来分布式光伏单瓦成本增加约0.5元。
除光伏电站的系统成本增加以外，政策的改变也在影响着光伏电站的投资收益。
随着光伏装机占比上升，一方面，午间时段光伏电站集体大发，给消纳与调峰带来巨大的压力。
于是，各省陆续执行分时电价，尤其是光伏装机规模较高的省份，均将午间时段划为低谷电价。然而，分时电价政策也正“背刺”光伏电站的收益。
要知道，分时电价执行的是高峰时段电价越贵，低谷时段电价越便宜的机制。但是，光伏出力大部分处于这一午间的“低谷电价”时期，这使原来“余电上网”部分的价格由高峰电价变为低谷电价，即1元多变为3毛多，发电收入大幅下降。
以工商业光伏开发投资来说，这不仅会降低项目整体投资回报，也会带来商业模式的调整。比如全额上网或者一口价等合同能源管理方式，进一步增加了项目的开发难度。
有分析指出，分时电价机制，造成了以往极具长期竞争力的光伏发电，反而失去了足够的投资回收机会。不少新建光伏项目不得不重新评估投资回收前景。
图说：峰、谷时段地区数量统计
来源：电联新煤
另一方面，装机量的快速增加也给光伏用地和并网带来困扰，从而使光伏电站投资增加了很大的不确定性。
其中，用地紧张是许多项目无法推进的棘手问题之一。去年11月，自然资源部印发《乡村振兴用地政策指南（2023年）》，光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地等。
一位光伏电站投资人表示，只要接触到光伏项目，最先问的就是用地性质。现在不同以往，很可能用地会出现问题，一旦被查到不符合，就要被拆除。
据了解，不少项目拿到光伏指标但却没有光伏用地，部分项目更是因为土地性质的变更最终陷入无地可用的局面。
一时间，对于百兆瓦级别大面积用地的光伏项目来说整体推进难度可想而知，而分散的小规模光伏电站，则需要应对多种多样的地理条件因素。
就在前不久，山东省能源局、内蒙古人民政府又相继发布文件，两份文件表达了同一态度：解决土地问题，才是光伏项目前期工作的关键！
而并网困难的问题也同样棘手。从大环境来看，各地陆续公布的消纳空间正逐步压缩，多个地区显示分布式光伏接入空间为零
2023年四季度以来，安徽、广东、河南、湖南等超过20个省、市地区出台政策规范分布式光伏市场，其中包括暂缓分布式光伏备案，或规定不得开工、不予并网情形。
图说：多地分布式接网预警
来源：智汇光伏
这既增加了市场的开发难度，也无形中抬高了分布式光伏电站的接入成本。
因此，面对多重困难，不少企业已开始默默出清光伏电站。以正泰电器、协鑫新能源、晶科科技为代表，光伏电站转让规模较大。
其中，协鑫新能源作为曾经的全球第二大光伏电站投资商，也已在2023年10月出清了其最后一批光伏电站资产。
光伏电站业务属重资产投资，一方面，回款周期较长，让公司负债率高企，另一方面项目IRR下降。不少私营企业选择放弃也很合理。
而央国企，正溢价默默收购这些被出售的光伏电站。
这其中的原因也很简单，“五大六小”等发电集团在十四五期间规划了超600GW的新能源装机目标，通过收购民营企业开发的光伏电站无疑是实现目标的途径之一。
因此，在“双碳”的大目标下，光伏电站仍具有巨大的市场空间。部分企业退出，部分企业进入，光伏电站的行业集中度进一步提升，不同企业在不同的转型路上各司其职。
来源：环球零碳
