在这场供应链的风波大战中，硅料、硅片赚的盆满钵满，中下游的电池与组件也试图通过不断的抬高合同报价来维持利润增幅。光伏行业内卷式的博弈中，每个环节都在追求利润最大化，但由此带来的结果是产能开工率持续动荡、行业内耗加剧、项目进度不及预期……
而从投资侧来看，平价之后的新能源市场，收益率测算边界愈发不清晰，上网电价与消纳能力、电力市场化交易、用地政策、储能及产业配套以及分布式光伏应用中的催缴电费等一系列的非技术成本“水涨船高”。疯狂涌入光伏投资领域的企业在经历过足够的市场教育之后，也正在逐步认清现状。
涨价、毁约与博弈
在追踪光伏行业两年之后，一位金融行业的分析师在无数次循环在排产与需求的博弈闭环中之后，选择了暂时性“躺平”，他认为，光伏行业正陷入一个“怪圈”——企业的侧重点在于如何通过博弈获取利润最大化，却忽视了推动行业良性进展与技术进步的根本动力。
资本是一个推手，既给光伏企业提供了源源不断的输血式的资金支持，推动行业持续扩产以及企业的快速发展，同时也在不断的激化企业攫取利润最大化的动力。“光伏行业太内卷了，获得超额利润的环节一定是以牺牲其他环节为代价换来的，这对于一个行业的长久发展来说并不友好”。
进入2022年之后，行情依旧如此，作为光伏主产业链上的多晶硅并未随着新项目的达产而达到预期中的价格下行，反而一步步抬高，硅片报价水涨船高，带动电池报价一路走高。上游通过价格的震荡不断试探投资商的收益率底线，试图在这一博弈过程中获得各环节的最大利润，由此带来的开工率动荡、产能资源浪费、博弈时间拉长、项目进度一拖再拖……同时也消耗着投资企业的耐心。
对于投资商来说，在动荡的产业链环境下，投资光伏电站的焦虑等级也在快速攀升。在组件价格居高不下的2021年，部分低电价省份的新增项目几乎全军覆没，难以启动。另一方面，在被持续毁约与撕单之后，投资企业也在寻找一种更为稳妥的供应链。若干家国有企业正通过参股或者代工的形式参与到产业链的各环节，以确保供货的稳定性。
光伏們了解到，由华润电力、浙江海投以及爱康科技合资的异质结电池、组件工厂已在浙江动工。央企联合地方国有企业出资，再由民营团队经营的模式正是当前光伏制造业的一个缩影。除了华润之外，还有某央企通过技术控股、民营企业代工的形式来满足集团内部的部分组件供应需求。
更为严重的是，为了利润最大化而带来的一系列撕单与毁约行为也在不断鞭笞着行业的信誉底线。在被某头部组件厂商三番四次的撕毁合同之后，某投资企业表示，以不合理理由单方毁约的供应商将被永久拉入黑名单，不再合作。
可以预见的是，作为全球最大的光伏终端市场，国内市场仍是各企业争夺市占率不可或缺的份额，在这种愈发恶化的行业环境下，单纯的追求企业利润最大化无论是对于企业的商誉亦是未来的市场开拓，都将带来持续性的伤害。
新能源电站投资的不确定性加剧
对于投资商来说，制造业的供应风波亦是一种极大的消耗，投资企业不得不花费巨大的精力在与制造业的博弈中争取可以满足收益率要求的组件价格。另一方面，制造企业试图通过抬高的产业链成本倒逼投资商降低收益率底线，但平价之后的新能源投资市场已然发生了巨大的变化。与补贴时代，电价、消纳、保障小时数等边界均较为确定相比，平价之后的新能源电站投资收益率已然变成了一个区间数值，而非固定值。
以土地为例，光伏用地的执行标准一直较为混乱，其中包括一般农用地的使用以及光伏复合项目的验收标准、城镇土地使用税以及耕地占用税的征收标准，各地政策不一，给光伏电站投资带来了较大的困扰。政策的不明确，对于25年运营周期的光伏电站来说，时不时会收到征税以及用地问题的限制。
有投资企业反馈称，其投资建设的光伏电站在土地三调之后涉及到占用基本农田，目前尚未有明确的政策出台，也不知道如何处理。另一方面，某东部省份的光伏电站近日收到了税务通知，催缴土地使用税。用地政策与税收仍然是光伏电站投资头顶上悬而未解的“达摩克利斯之剑”。
不仅如此，西北省份的新能源电力参与电力市场交易的比例亦在逐步攀升，新能源全年综合电价均低于目前的基准电价，对于以固定电价测算收益率的新能源电站来说，这无疑又是收益率边界中的一大不确定性问题。
此外，全国性的电力市场改革正在逐步推进。1月28日，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年新能源全面参与市场交易，报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。这意味着5%的弃风弃光率目标将逐步放松甚至成为历史，新能源运营企业风险陡增。其中，首批试点省份的新能源参与现货市场电价大部分低于基准电价，山西电力现货市场甚至出现了连续17小时新能源0电价的情况。
另一方面，在新能源电站投资方面，国有企业参与新能源电站投资也在不断面临状况。光伏們了解到，2021年督查组进驻各大央企就新能源项目并购等进行督察，个中存在的问题让部分央企延缓了新能源并购的力度与速度。此外，国资委明确要求，央企资产负债率不得高于60%，部分央企受补贴拖欠以及多年投资新能源电站等带来的影响导致资产负债率远超60%，这也将一定程度上缩减央企在新能源项目上的投资力度。
进入2022年，新建项目大部分需要配置至少10%*2h的储能，在当前尚未出台储能相关价格机制的情况下，配置储能只能徒增发电企业的投资成本。当下，非技术成本的快速上升正逐步吞噬技术进步的空间，而产业链价格的持续动荡与居高不下，加剧了行业上下游的博弈，同时也带来了严重的内耗。投资商面临的风险边界与日俱增，如果行业内耗持续增加，双碳的阳光工程仍将耗时良久、两败俱伤。
