2021年仍在全球各國與新冠疫情的持久拉鋸戰中度過，恢復經濟成為各國首屈一指的目標重任。作為疫情中為數不多的逆勢而上的行業，新能源行業在國內外氣候目標的加持下仍然維持了快速增長的局面與趨勢，但身處其中，大部分從業者過得匆忙而又辛苦，挑戰與動蕩仍在考驗著行業。

按照慣例，作為光伏們一年一度的跨年篇，本文試圖從行業的角度為2022年的發展趨勢拋磚引玉，致敬這個新能源大時代以及所有身處其中遍嘗酸甜苦辣的新能源人。

2022年將有近300GW的風、光伏項目進入實施階段，但搶裝動力已然發生轉移。據光伏們統計，僅2021年全國各省新下發的風、光建設規模已經超過170GW，加上已經公布的第一批97GW大基地項目，合計總規模將近300GW。其中僅河北一省2021年公布的項目指標規模超過40GW，此外至今部分尚未下發2021年建設指標的省份，例如浙江、江蘇、黑龍江、云南、青海等地的建設指標也將于2022年持續釋放。

在上述這將近300GW的儲備項目中，這些項目要求的最晚并網時間為2023年，其中有近70%的項目計劃于2022年底前并網。所以，從2022年開始，這將近300GW的新能源項目將正式進入實施階段。從數據可以看到，2022-2023年國內新能源項目儲備量巨大，且仍以國有企業作為絕對主導。

另外，2022年新能源并網期限將逐步模糊，搶裝驅動力發生轉移。在補貼時代，財政部與國家能源局通過補貼資金的考核發放來約束項目的并網期限，但平價之后，驅動項目并網的動力已然發生轉移。并網截止期限的動力主要來自于各投資集團的年度裝機任務與地方政府非水可再生能源占比目標，但這二者形成的驅動力遠不及補貼更為強勢，部分并網將成為當前政策環境下的常態，尤其是在供應鏈面臨風險的情況下。

事實上，2021年底的搶裝已然凸顯了這一點，國家能源局在2019年、2020年陸續發放了兩批風、光平價示范項目，合計總規模超55GW，這些項目要求最晚的并網時間為2021年底，如未能按期并網將不再享受示范項目中的固定電價、消納優先等支持政策。今年在供應普漲的形勢下，大部分投資企業仍希望以項目并網規模作為年終總結的亮點，但實際上12月份的并網裝機數據中將有至少50%的項目屬于部分并網，并且這個安裝比例預計在30%以下。

2022年新能源裝機將會再創新高。2021年的光伏裝機數據尚未公開，但從目前的并網情況來看，12月的裝機規模有望超過20GW，這意味著全年的光伏裝機完全可以沖擊60GW。而在此之前，光伏年度新增裝機記錄是2017年的53GW。

隨著2021年碳達峰與碳中和一系列組合拳政策的相繼出臺，雖然可再生能源的“十四五”規劃尚未公開，但可以明確的是，在這場轟轟烈烈的雙碳潮下，風、光已經被寄予厚望。2021年巨量建設指標已然下發，在供應鏈能夠承受的范圍內，2022年的風、光伏裝機或將再上一個臺階，進一步跨入年度裝機百GW行列，引領國內的新能源產能再飛躍。

另外，從目前的各大央企計劃集采規模以及年度目標來看，2022年也將成為史無前例的一年，僅五大六小得2022年規劃裝機目標已經超過70GW。需要強調的是，2022年的裝機亮點并不能僅僅在于并網量這一數據，更重要的參考依據是出貨量，按照2021年12月部分并網的比例以及超配的普及，2022年光伏行業組件出貨量有希望超越90甚至100GW。

新能源與電網消納發展節奏的匹配問題。“十四五”前半段消納仍然是各省發展新能源的關鍵瓶頸，但雙碳目標一定會驅動我國的電網系統進行改革與匹配。從2021年各省發放建設指標的過程中可以看到的是，電網消納仍然是關鍵，尤其是在三北地區的大基地項目申報中表現尤為明顯。光照資源豐富且擁有廣闊土地的三北地區是實施大基地項目的最佳選擇，但同樣的，即使我國當前的風、光棄電率已經降至平均96-98%的水平，但現實情況是，無論是就地消納亦或者是特高壓外送，大基地項目都面臨著不小的解決壓力。

全國新能源消納監測預警中心11月各省級區域新能源并網消納數據顯示，11月青海、寧夏、西藏、蒙西棄光率在95%甚至以下，而河北、蒙西、青海、新疆的棄風率也在95%以下。在各省的新能源規劃中，當前消納能力仍然是先決條件。

但隨著“雙碳”目標的提出，我國風電、光伏發電發展的政策環境發生深刻變化，新能源發展邏輯改變，新能源發展思路、發展機制和發展模式發生重大調整。國家主管部門數次在公開場合明確，“十四五”期間將錨定碳達峰碳中和目標，以高質量的躍升發展為主題，以提質增效為主線，以改革創新為動力，堅持五個并舉的發展思路，推動新能源發展由消納決定發展規模向由消納支撐發展需求轉變，實現新能源大規模、高比例、市場化、高質量躍升發展。

來源：國家發改委能源研究所

新能源商業模式的附加影響因素。電力市場化交易、綠電交易、綠色電力證書、CCER將成為影響新能源電站額外收益的主要來源。2021年主管部門的若干政策中都明確提出了有序推動新能源參與電力市場化交易。電力交易包括常規的電力市場化交易，即現貨交易與中長期交易，以及目前正處于試點狀態的綠電交易。

一方面，國家發改委于2021年啟動的綠電交易試點將成為新能源電力獲得溢價的重要手段。近期江蘇、廣東電力交易中心公示的2022年度綠電交易價格比煤電基準價高出6—7分/kwh，西北某省光伏綠電交易價格高出煤電基準價0.1元/kwh，該部分溢價讓其電站2022年度的收益直線提升。但另一方面，推動新能源電力有序參與電力市場化交易也將進一步增加上網電價的不確定性，增加項目收益測算的難度。

對于分布式光伏項目來說，2021年國家發改委正式取消工商業目錄電價，工商業電價浮動比例增加。分布式光伏電站產生的經營收益在可預見的周期內會有所增長，固定收益變成區間收益，電站的中期投資回報在逐步攀升，并且隨著市場開放程度不斷加大，隔墻售電的區域范圍可能會相應擴大，這將進一步激發工商業分布式光伏的市場活力。不過由此帶來的財務投資邊界愈發不確定，這對于要求有固定收益率的國有企業來說，直接參與分布式光伏電站開發的難度會進一步增加，更多的合作模式將趨向于與民營企業進行合作開發或者直接收購。

另一方面，電力市場化交易在電站運行周期里的收益比重逐漸在攀升，中長期與現貨項下除綠電交易之外，綠證、碳交易也已加入市場化交易的隊列，這三個市場在規則上各自獨立，卻又在政策目標、市場機制、參與主體等多個方面存在著密切聯系，雖然分屬不同體系，當下協同較少，但預計一段時期內會相互重疊，新的傳導機制也將會讓電站收益在未來有更好的提升。

產業鏈瓶頸仍在，價格博弈持續。2022年多晶硅跟粒子的供應將成為光伏行業產能發揮的兩大瓶頸，短板效應帶來的產業鏈博弈仍將持續。多晶硅與粒子兩大環節的相似之處在于同屬于化工行業且管理標準高、產能放量較慢，這也是其制約行業產能發揮的根本所在。

供應鏈管理從2020年下半年開始成為光伏行業的代名詞，一年半之后，行業仍然深受其苦。天下苦硅料久矣，并不是一句玩笑。在雙碳目標加持下，國內光伏項目遍地開花，帶來了史無前例的開發投資熱情，但下游快速增長的需求也反過來給產業鏈帶來了巨大壓力，旺盛的需求使得整個光伏行業飽受多晶硅供應不足之傷。

同樣的，在2022年全年裝機預測中，硅料與粒子的供應能力也將成為最為重要的邊界條件之一。在“緊平衡”的2021年，盡管全年裝機在行業的預期之內，但硅料價格仍然一路高漲，這足以說明產業鏈各環節產能的不匹配，內部問題還需要行業自身解決。隨著大量產能在2022年陸續投產運行，可以預見的是2022年多晶硅價格將有所下降，但面對巨量的裝機需求，多晶硅價格很難再回到2020上半年的價格水平上。

頭部企業與二線企業的市場競爭白熱化。訂單被頻繁毀約后，投資企業的2022年產品集采衡量維度將更加多元化。2021年是行業訂單毀約最多的一年，在跟光伏們的溝通中，數家投資商反饋稱，在供應鏈風險的放大鏡下，各家企業的商譽如何得到了最真切的反應，“店大欺客”也并不是空穴來風。而這些頻繁撕單毀約漲價的背后，將成為投資企業在招標時的重要考量因素。

某一家央企投資企業明確表示，之后絕對不會再采購某頭部企業組件，寧愿把組件訂單分散給多家供應商，也不會再集中給2021年強勢毀約且不講商譽規則的組件企業。在此前的集采招標中，品牌、產能供應與價格是投資企業招標時的重要參考，而經歷過這兩年的行業動蕩之后，投資企業也在不斷探索契合實際情況的評標維度。

另一方面，新能源的風口已經得到驗證，跨界者的資金與技術也在躍躍欲試，一切以客戶作為價值導向并不能說說而已，若干國有企業也正計劃通過合資建廠、股權投資等方式介入制造業，以期減少產品供應導致的風險問題。

分布式光伏市場占比重回風口，2022年裝機再創新紀錄，重現補貼時代的繁榮盛景。從補貼驅動到市場化發展，分布式光伏實際上是我國光伏產業從補貼到平價的最佳見證。經歷過前期的市場培育，在今年整縣推進、雙控、限電、能耗考核等多重因素的影響下，分布式光伏將迎來最好的發展時代。

央國企以及跨界企業的進入，一方面帶來了低廉的資本，可以進一步降低分布式光伏的投資成本;另一方面，新鮮血液的注入也給行業帶來了更多的創新模式與應用場景，這對于分布式光伏本身來說，無疑是強勁的推動力。

與此同時，光伏行業各大企業也將分布式光伏進一步提升至集團層面的戰略高度，與2017年前后企業紛紛涌入的場景頗為類似，但對于行業本身來說，這個市場已經從行政命令式的發展轉向為市場驅動。(注：分布式光伏市場的相關分析，光伏們已在此前《2022年，分布式光伏大爆發》一文中進行了詳細說明，在此不多贅述)

但對于戶用分布式光伏來說，戶用逆變器芯片的短缺將持續影響全年的安裝量。據行業測算，2022年，戶用逆變器芯片仍將處于緊張狀態，對于逆變器企業來說，頭未雨綢繆進行芯片供應管理尤為重要。

儲能成本壓力和商業模式探索將成為2022年新能源的重要任務。2022年將是新能源配置儲能大規模落地的第一年，同時也是發電企業逐步承擔調峰成本的開端。新能源配置儲能的光儲融合項目將再2022年大規模落地，從2021年下發的建設指標可以看到，各省幾乎均針對新能源配置儲能提出了或多或少的比例與時長要求，各投資企業也陸續針對儲能啟動了招標，據此前光伏們不完全統計，這部分招標規模已經超過5GW，這些項目將從2022年開始正式實施落地。“十四五”前期，電化學儲能仍然是各省主管部門以及電網緩解調峰的主要抓手。

但從發電企業來說，新能源配置儲能遲遲沒有明確的商業模式出臺，各投資企業苦不堪言，尤其是從2020年下半年開始蔓延的供應鏈全線漲價的情況下，配置儲能幾乎成了壓垮投資收益率達標的最后一根稻草。從目前的情況來看，新能源發電側配置儲能對于緩解電網調峰壓力的價值可以說是杯水車薪，并且目前已經建成的儲能電站大量閑置，有投資商反饋稱，“配置的儲能電站一年電網也調度不了幾次”，造成大量的投資與資源浪費。

另一方面，在國有企業的可再生能源裝機任務下，央企對于收益率的底線已經一降再降，在產業鏈技術路線沒有重大突破之前，配置儲能的投資壓力對于發電企業來說猶如雪上加霜，帶來的后果就是為了并網而配置儲能，進而成為雞肋的調峰資源。

電池技術路線之爭。2022年電池技術路線之爭將從量產規模上初現結論，N型嶄露頭角，TOPCon一馬當先，但不確定性猶在。N型的風口已經喊了若干年，但2022年將成為產能真正放量的第一年。從產能投產情況看，在晶科能源等幾家頭部企業的帶動下，TOPCon的量產規模將暫時領先其他技術路線。但不確定性也在，某頭部企業TOPCon投產規劃一拖再拖，有消息稱，行業對于P型IBC的技術研發獲得了一定的突破，進而延緩了其他技術路線的上馬速度。

另一方面，對于專業電池企業來說，2022年對于電池技術路線的選擇以及量產進度也將進一步決定其盈利能力。顯然，PERC紅利時代已經一去不復返，在這兩年供應鏈的危機下，電池的利潤空間更是被持續壓縮。專業電池廠想要再回巔峰，必須寄希望于N型的溢價，但投產的技術類型與投產的時間節點以及最終在電站端的性價比等多維度評價標準，仍然有著不確定性。

光伏產業鏈一體化橫向、縱向探索。2022年光伏制造企業的一體化趨勢更進一步凸顯。從2020年供應鏈混亂以來，組件產業鏈條上的制造企業紛紛宣布了各種補足短板的擴產計劃，大部分企業以電池、硅片為導向進行擴產。從2021年開始，越來越多的企業通過參股等方式介入硅料制造端，進一步保障硅料供應。而從2022年開始，制造企業的橫向一體化將愈發明顯，其中包括組件企業參與支架，以及頭部企業更多的介入電站開發領域。

光伏行業“內卷”之激烈一直廣為人知，近五年組件企業的毛利率也再難以追回20%以上的輝煌過往，逆變器更甚。而在接下來2-3年的產能大擴張時代，制造企業的利潤增幅將越來越難以維系，橫向的一體化以及介入光伏電站開發領域正成為企業的戰略切入點之一。尤其是在目前各地紛紛要求產業落地配套的情況下，與央企合作開發或者以產業置換資源進而出售給央企也成為各制造企業躍躍欲試的風口，可以預見的是，在不具備產品差異化競爭的前提下，單一的制造企業將越來越難以維持單瓦利潤的持續增長。

新能源正迎來最好的時代，但正如新冠疫情到來的猝不及防一樣，面對這樣的時代，改變可能是向上的，也可能會帶來更進一步的競爭壓力。無論如何，在全球奔向低碳的周期里，新能源正站在百年未有之大變局的時代路口。