2021年仍在全球各国与新冠疫情的持久拉锯战中度过，恢复经济成为各国首屈一指的目标重任。作为疫情中为数不多的逆势而上的行业，新能源行业在国内外气候目标的加持下仍然维持了快速增长的局面与趋势，但身处其中，大部分从业者过得匆忙而又辛苦，挑战与动荡仍在考验着行业。

按照惯例，作为光伏們一年一度的跨年篇，本文试图从行业的角度为2022年的发展趋势抛砖引玉，致敬这个新能源大时代以及所有身处其中遍尝酸甜苦辣的新能源人。

——2022年将有近300GW的风、光伏项目进入实施阶段，但抢装动力已然发生转移。据统计，仅2021年全国各省新下发的风、光建设规模已经超过170GW，加上已经公布的第一批97GW大基地项目，合计总规模将近300GW。其中仅河北一省2021年公布的项目指标规模超过40GW，此外至今部分尚未下发2021年建设指标的省份，例如浙江、江苏、黑龙江、云南、青海等地的建设指标也将于2022年持续释放。

在上述这将近300GW的储备项目中，这些项目要求的最晚并网时间为2023年，其中有近70%的项目计划于2022年底前并网。所以，从2022年开始，这将近300GW的新能源项目将正式进入实施阶段。从数据可以看到，2022-2023年国内新能源项目储备量巨大，且仍以国有企业作为绝对主导。

另外，2022年新能源并网期限将逐步模糊，抢装驱动力发生转移。在补贴时代，财政部与国家能源局通过补贴资金的考核发放来约束项目的并网期限，但平价之后，驱动项目并网的动力已然发生转移。并网截止期限的动力主要来自于各投资集团的年度装机任务与地方政府非水可再生能源占比目标，但这二者形成的驱动力远不及补贴更为强势，部分并网将成为当前政策环境下的常态，尤其是在供应链面临风险的情况下。

事实上，2021年底的抢装已然凸显了这一点，国家能源局在2019年、2020年陆续发放了两批风、光平价示范项目，合计总规模超55GW，这些项目要求最晚的并网时间为2021年底，如未能按期并网将不再享受示范项目中的固定电价、消纳优先等支持政策。今年在供应普涨的形势下，大部分投资企业仍希望以项目并网规模作为年终总结的亮点，但实际上12月份的并网装机数据中将有至少50%的项目属于部分并网，并且这个安装比例预计在30%以下。

——2022年新能源装机将会再创新高。2021年的光伏装机数据尚未公开，但从目前的并网情况来看，12月的装机规模有望超过20GW，这意味着全年的光伏装机完全可以冲击60GW。而在此之前，光伏年度新增装机记录是2017年的53GW。

随着2021年碳达峰与碳中和一系列组合拳政策的相继出台，虽然可再生能源的“十四五”规划尚未公开，但可以明确的是，在这场轰轰烈烈的双碳潮下，风、光已经被寄予厚望。2021年巨量建设指标已然下发，在供应链能够承受的范围内，2022年的风、光伏装机或将再上一个台阶，进一步跨入年度装机百GW行列，引领国内的新能源产能再飞跃。

另外，从目前的各大央企计划集采规模以及年度目标来看，2022年也将成为史无前例的一年，仅五大六小得2022年规划装机目标已经超过70GW。需要强调的是，2022年的装机亮点并不能仅仅在于并网量这一数据，更重要的参考依据是出货量，按照2021年12月部分并网的比例以及超配的普及，2022年光伏行业组件出货量有希望超越90甚至100GW。

——新能源与电网消纳发展节奏的匹配问题。“十四五”前半段消纳仍然是各省发展新能源的关键瓶颈，但双碳目标一定会驱动我国的电网系统进行改革与匹配。从2021年各省发放建设指标的过程中可以看到的是，电网消纳仍然是关键，尤其是在三北地区的大基地项目申报中表现尤为明显。光照资源丰富且拥有广阔土地的三北地区是实施大基地项目的最佳选择，但同样的，即使我国当前的风、光弃电率已经降至平均96-98%的水平，但现实情况是，无论是就地消纳亦或者是特高压外送，大基地项目都面临着不小的解决压力。

全国新能源消纳监测预警中心11月各省级区域新能源并网消纳数据显示，11月青海、宁夏、西藏、蒙西弃光率在95%甚至以下，而河北、蒙西、青海、新疆的弃风率也在95%以下。在各省的新能源规划中，当前消纳能力仍然是先决条件。

但随着“双碳”目标的提出，我国风电、光伏发电发展的政策环境发生深刻变化，新能源发展逻辑改变，新能源发展思路、发展机制和发展模式发生重大调整。国家主管部门数次在公开场合明确，“十四五”期间将锚定碳达峰碳中和目标，以高质量的跃升发展为主题，以提质增效为主线，以改革创新为动力，坚持五个并举的发展思路，推动新能源发展由消纳决定发展规模向由消纳支撑发展需求转变，实现新能源大规模、高比例、市场化、高质量跃升发展。

——新能源商业模式的附加影响因素。电力市场化交易、绿电交易、绿色电力证书、CCER将成为影响新能源电站额外收益的主要来源。2021年主管部门的若干政策中都明确提出了有序推动新能源参与电力市场化交易。电力交易包括常规的电力市场化交易，即现货交易与中长期交易，以及目前正处于试点状态的绿电交易。

一方面，国家发改委于2021年启动的绿电交易试点将成为新能源电力获得溢价的重要手段。近期江苏、广东电力交易中心公示的2022年度绿电交易价格比煤电基准价高出6—7分/kwh，西北某省光伏绿电交易价格高出煤电基准价0.1元/kwh，该部分溢价让其电站2022年度的收益直线提升。但另一方面，推动新能源电力有序参与电力市场化交易也将进一步增加上网电价的不确定性，增加项目收益测算的难度。

对于分布式光伏项目来说，2021年国家发改委正式取消工商业目录电价，工商业电价浮动比例增加。分布式光伏电站产生的经营收益在可预见的周期内会有所增长，固定收益变成区间收益，电站的中期投资回报在逐步攀升，并且随着市场开放程度不断加大，隔墙售电的区域范围可能会相应扩大，这将进一步激发工商业分布式光伏的市场活力。不过由此带来的财务投资边界愈发不确定，这对于要求有固定收益率的国有企业来说，直接参与分布式光伏电站开发的难度会进一步增加，更多的合作模式将趋向于与民营企业进行合作开发或者直接收购。

另一方面，电力市场化交易在电站运行周期里的收益比重逐渐在攀升，中长期与现货项下除绿电交易之外，绿证、碳交易也已加入市场化交易的队列，这三个市场在规则上各自独立，却又在政策目标、市场机制、参与主体等多个方面存在着密切联系，虽然分属不同体系，当下协同较少，但预计一段时期内会相互重叠，新的传导机制也将会让电站收益在未来有更好的提升。

——产业链瓶颈仍在，价格博弈持续。2022年多晶硅跟粒子的供应将成为光伏行业产能发挥的两大瓶颈，短板效应带来的产业链博弈仍将持续。多晶硅与粒子两大环节的相似之处在于同属于化工行业且管理标准高、产能放量较慢，这也是其制约行业产能发挥的根本所在。

供应链管理从2020年下半年开始成为光伏行业的代名词，一年半之后，行业仍然深受其苦。天下苦硅料久矣，并不是一句玩笑。在双碳目标加持下，国内光伏项目遍地开花，带来了史无前例的开发投资热情，但下游快速增长的需求也反过来给产业链带来了巨大压力，旺盛的需求使得整个光伏行业饱受多晶硅供应不足之伤。

同样的，在2022年全年装机预测中，硅料与粒子的供应能力也将成为最为重要的边界条件之一。在“紧平衡”的2021年，尽管全年装机在行业的预期之内，但硅料价格仍然一路高涨，这足以说明产业链各环节产能的不匹配，内部问题还需要行业自身解决。随着大量产能在2022年陆续投产运行，可以预见的是2022年多晶硅价格将有所下降，但面对巨量的装机需求，多晶硅价格很难再回到2020上半年的价格水平上。

——头部企业与二线企业的市场竞争白热化。订单被频繁毁约后，投资企业的2022年产品集采衡量维度将更加多元化。2021年是行业订单毁约最多的一年，在跟光伏們的沟通中，数家投资商反馈称，在供应链风险的放大镜下，各家企业的商誉如何得到了最真切的反应，“店大欺客”也并不是空穴来风。而这些频繁撕单毁约涨价的背后，将成为投资企业在招标时的重要考量因素。

某一家央企投资企业明确表示，之后绝对不会再采购某头部企业组件，宁愿把组件订单分散给多家供应商，也不会再集中给2021年强势毁约且不讲商誉规则的组件企业。在此前的集采招标中，品牌、产能供应与价格是投资企业招标时的重要参考，而经历过这两年的行业动荡之后，投资企业也在不断探索契合实际情况的评标维度。

另一方面，新能源的风口已经得到验证，跨界者的资金与技术也在跃跃欲试，一切以客户作为价值导向并不能说说而已，若干国有企业也正计划通过合资建厂、股权投资等方式介入制造业，以期减少产品供应导致的风险问题。

——分布式光伏市场占比重回风口，2022年装机再创新纪录，重现补贴时代的繁荣盛景。从补贴驱动到市场化发展，分布式光伏实际上是我国光伏产业从补贴到平价的最佳见证。经历过前期的市场培育，在今年整县推进、双控、限电、能耗考核等多重因素的影响下，分布式光伏将迎来最好的发展时代。

央国企以及跨界企业的进入，一方面带来了低廉的资本，可以进一步降低分布式光伏的投资成本；另一方面，新鲜血液的注入也给行业带来了更多的创新模式与应用场景，这对于分布式光伏本身来说，无疑是强劲的推动力。

与此同时，光伏行业各大企业也将分布式光伏进一步提升至集团层面的战略高度，与2017年前后企业纷纷涌入的场景颇为类似，但对于行业本身来说，这个市场已经从行政命令式的发展转向为市场驱动。

但对于户用分布式光伏来说，户用逆变器芯片的短缺将持续影响全年的安装量。据行业测算，2022年，户用逆变器芯片仍将处于紧张状态，对于逆变器企业来说，头未雨绸缪进行芯片供应管理尤为重要。

——储能成本压力和商业模式探索将成为2022年新能源的重要任务。2022年将是新能源配置储能大规模落地的第一年，同时也是发电企业逐步承担调峰成本的开端。新能源配置储能的光储融合项目将再2022年大规模落地，从2021年下发的建设指标可以看到，各省几乎均针对新能源配置储能提出了或多或少的比例与时长要求，各投资企业也陆续针对储能启动了招标，据此前光伏們不完全统计，这部分招标规模已经超过5GW，这些项目将从2022年开始正式实施落地。“十四五”前期，电化学储能仍然是各省主管部门以及电网缓解调峰的主要抓手。

但从发电企业来说，新能源配置储能迟迟没有明确的商业模式出台，各投资企业苦不堪言，尤其是从2020年下半年开始蔓延的供应链全线涨价的情况下，配置储能几乎成了压垮投资收益率达标的最后一根稻草。从目前的情况来看，新能源发电侧配置储能对于缓解电网调峰压力的价值可以说是杯水车薪，并且目前已经建成的储能电站大量闲置，有投资商反馈称，“配置的储能电站一年电网也调度不了几次”，造成大量的投资与资源浪费。

另一方面，在国有企业的可再生能源装机任务下，央企对于收益率的底线已经一降再降，在产业链技术路线没有重大突破之前，配置储能的投资压力对于发电企业来说犹如雪上加霜，带来的后果就是为了并网而配置储能，进而成为鸡肋的调峰资源。

——电池技术路线之争。2022年电池技术路线之争将从量产规模上初现结论，N型崭露头角，TOPCon一马当先，但不确定性犹在。N型的风口已经喊了若干年，但2022年将成为产能真正放量的第一年。从产能投产情况看，在晶科能源等几家头部企业的带动下，TOPCon的量产规模将暂时领先其他技术路线。但不确定性也在，某头部企业TOPCon投产规划一拖再拖，有消息称，行业对于P型IBC的技术研发获得了一定的突破，进而延缓了其他技术路线的上马速度。

另一方面，对于专业电池企业来说，2022年对于电池技术路线的选择以及量产进度也将进一步决定其盈利能力。显然，PERC红利时代已经一去不复返，在这两年供应链的危机下，电池的利润空间更是被持续压缩。专业电池厂想要再回巅峰，必须寄希望于N型的溢价，但投产的技术类型与投产的时间节点以及最终在电站端的性价比等多维度评价标准，仍然有着不确定性。

——光伏产业链一体化横向、纵向探索。2022年光伏制造企业的一体化趋势更进一步凸显。从2020年供应链混乱以来，组件产业链条上的制造企业纷纷宣布了各种补足短板的扩产计划，大部分企业以电池、硅片为导向进行扩产。从2021年开始，越来越多的企业通过参股等方式介入硅料制造端，进一步保障硅料供应。而从2022年开始，制造企业的横向一体化将愈发明显，其中包括组件企业参与支架，以及头部企业更多的介入电站开发领域。

光伏行业“内卷”之激烈一直广为人知，近五年组件企业的毛利率也再难以追回20%以上的辉煌过往，逆变器更甚。而在接下来2-3年的产能大扩张时代，制造企业的利润增幅将越来越难以维系，横向的一体化以及介入光伏电站开发领域正成为企业的战略切入点之一。尤其是在目前各地纷纷要求产业落地配套的情况下，与央企合作开发或者以产业置换资源进而出售给央企也成为各制造企业跃跃欲试的风口，可以预见的是，在不具备产品差异化竞争的前提下，单一的制造企业将越来越难以维持单瓦利润的持续增长。

新能源正迎来最好的时代，但正如新冠疫情到来的猝不及防一样，面对这样的时代，改变可能是向上的，也可能会带来更进一步的竞争压力。无论如何，在全球奔向低碳的周期里，新能源正站在百年未有之大变局的时代路口。