2022年被称为光伏行业“魔幻”的一年，产业链价格一路水涨船高屡屡刷新纪录。在被价格困扰两年多的时间里，光伏电站投资企业不仅仅要苦苦挣扎于成本与收益率的边界线上，要应对被新能源热度“炒”起来的坐地起价，还要在此起彼伏的疫情管控政策中抢项目进度。
光伏制造企业则忙于应付上下游价格的博弈、供应链管理以及愈发严苛的成本管控压力。面对近两年无底限的价格上涨，光伏制造企业也逐步失去了“合作协同发展”的信心，一体化比布局比例持续上升，头部企业从硅料到组件，产能布局几乎贯穿上下游，再次给行业的动荡竞争埋下了伏笔。
身处新能源发展的大时代，所有人一边在光鲜亮丽的为清洁电力贡献力量，另一边也在世间的大山与微尘之间穿梭，努力又拼命的生活。作为光伏們一年一度的跨年篇，本文将站在行业第三方的角度，通过回顾2022年的行业发展形势，对2023年抛砖引玉，致敬这个时代不停歇的新能源人。
迈入“十四五”之后，在碳达峰碳中和目标的支撑下，新能源迎来的全速发展的新周期，国家政策、地方规划密集出台，国有企业强势加入，直接推动光伏电站投资进入白热化。
截至2022年11月底，我国水电装机（含抽水蓄能）约为4.1亿千瓦，而光伏电站装机达到3.72亿千瓦，已经超越风电，成为全国仅次于火电、水电的第三大电源形式。
按照行业装机趋势，到2022年底光伏发电装机有望突破3.9亿千瓦，叠加2023年普遍预期的超过100GW年度新增装机，到2023年底光伏发电装机或将突破5亿千瓦，大概率超越水电（含抽蓄）成为全国第二大电源。
迈入5亿千瓦大关之后，新能源已经成为新增能源中的主力军，也在朝着主力能源形式的跨越。然而随着新能源在电源形式中占比的快速提高，随之而来的调峰与消纳成本也将成为光伏行业下一阶段持续降本增效的使命与责任。
值得注意的是，随着传统能源价格的持续上升，随着产能及技术的充分释放，2023年的光伏电力将成为全球第一大便宜的电力形式，这也是光伏产业持续发展、生生不息的底气。
尽管2022年关于国有企业压缩新能源投资的争议声不断，但从全年指标获取情况而言，国有企业在地面电站开发市场上的垄断地位进一步夯实，超过70%的地面电站主投资方仍为国有企业，这也印证了在地面电站开发中“国进民退”的趋势。
事实上，这与地面电站发展模式息息相关。为了发挥规模效应，我国地面电站开发逐渐进入基地化时代，单体规模动辄1GW起步，投资额度以及建设管理难度升级，这也导致地方政府在进行指标分配时亦偏好于国有企业。尤其是在三批大基地项目优选中，几乎超过90%的项目被国企收入麾下，民营企业大多以产业配套、地方贡献等方式参与其中，但项目的主导投资方仍然是国企，民企基本在地面电站开发中沦为配角。
尽管有部分省份明文鼓励民营企业参与光伏电站项目开发，但从整体的趋势来看，在地面电站这个市场，民企未来将更多的作为服务方参与，央企等国有企业垄断地位将进一步增强。
2023年是第一批大基地项目申报承诺的截至并网期限，尽管部分项目由于外送通道等原因导致进度不及预期，但可以确定的是，2023年将成为大基地项目大规模并网的第一年。
风光大基地项目不仅承担着国家碳达峰碳中和宏伟目标的实现，也是我国电力保供的重要部分。作为能源主管部门，国家能源局按月度召开全国可再生能源开发建设形势分析会，会议围绕推动2022年可再生能源开发利用，大基地项目的建设推进是月度会议的重要部分，这也验证了国家层面推进风光大基地项目的决心与力度。
于行业来说，大基地项目规模化落地也进一步开拓了我国风光电站开发投资的模式与场景，包括沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷区、水风光互补、源网荷储以及海上光伏等，这些项目单体规模庞大，将成为“十四五”中后期大型地面电站装机的重要支撑，同时在规模效应的带动下开启我国大型地面电站开发应用时代的新纪元。
消纳问题是当下我国新能源快速发展面临的最大挑战之一。《可再生能源“十四五”规划》中将可再生能源规模化发展和高效消纳利用的矛盾列为“十四五”发展的重要任务，也是在此背景下，新型电力系统的概念应运而生。
为了支撑可再生能源的规模化快速发展，当前国家层面多次在相关政策文件中提出了要求。日前下发的《光伏发电管理办法》将电网接入作为重要篇章进行了阐述，压实电网企业责任，从改善电网企业内部流程入手，明确电网企业提升接网服务水平及效率、优化规划设计及建设运行等方面的相关举措。
目前，在部分新能源装机大省，消纳的压力确实开始凸显，尤其是一些调峰电源不足的地区，亦有超过10%的限电情况出现，在新能源快速发展的当下，略显力不从心。此外，二三批风光大基地项目中，大多为外送通道配套新能源项目，外送通道建设流程复杂、周期长，加之调峰电源建设不同步等问题，也将一定程度上给大基地项目的并网带来压力。
消纳压力还体现在部分分布式光伏发展大省，以山东为例，为应对以户用为代表的分布式光伏的快速增长，山东调整了峰谷时段，将光伏大发的10:00-15:00基本纳入了深谷时段，这也意味着第三方投资的自发自用的分布式光伏电站将在收益上面临挑战。
不过，回溯行业发展，经历过2016年之前西北五省严重的新能源限电问题之后，尽管近五年新能源的增速突飞猛进，但大部分地区的消纳仍在可控范围内。未来随着新能源占比的快速提高，消纳与调峰问题需要发电侧与电网侧的共同推动。
补贴拖欠问题是2022年行业最期待解决的事情之一，但与之相伴的补贴核查却让很多在新能源早期发展过程中的问题悉数暴露。然而，这些问题大多是由于制度缺乏或是行业规则不清晰等原因造成的，目前行业主管部门也在争取尽量降低部分问题给新能源业主带来的影响与处罚。
这一问题将在2023年落下帷幕，根据目前推进进度，项目审查将在2023年完成，而此前给出的补贴解决方案也大概率将在2023年有个结尾。
2022年，按照《国家发展改革委 财政部 国务院国资委关于授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》要求，国网、南网公司分别研究成立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，承担政策性业务，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，并与电网输配电业务隔离。
这意味着，由电网公司牵头组织进行可再生能源补贴缺口专项融资的解决方案已明确，并已经在逐步落地。
中国光伏发展多年，固定上网电价是此前支撑光伏行业快速发展的先决条件之一，但进入“十四五”中后期，一些决定电价的边际条件将发生变化。其中，一方面体现在电力交易在光伏电站投资中的影响。作为电力形式之一，尤其是近两年新能源的跃升式发展，意味着我们距离进入市场进行充分竞争的脚步越来越近。
从2022现货交易试点省份的执行情况来看，光伏电站上网电价将会随着参与市场交易带来巨大的波动。根据光伏們跟踪，山西作为我国首批电力交易试点省份，也是目前连续执行时间最久的省份，按照目前的交易规则，部分光伏电站电价甚至不足0.2元/度，这给山西的光伏电站投资带来了极大的压力。
但同样的电力交易，在江苏、广东等省份，绿电需求量巨大，本省的新能源电站甚至无法满足需求，绿电交易的溢价可以达到7分/度左右，这也将不同地区电力供需特点体现的淋漓尽致。
在光伏电站投资中，电力交易将成为财务测算中不可或缺的边界之一，而同时，电力交易服务也将带来一个广阔的后服务市场空间。
另一方面则体现在第三方投资的以自发自用为主的光伏电站项目中，这部分项目收益基础来自于业主企业的电费情况。该部分在本文第九章节“分布式光伏再迎挑战”进行了详细阐述，在此不作赘述。
非技术成本的居高不下正成为光伏电站投资成本压力的关键部分，这其中包括土地租金的持续上涨、储能配置比例的提高以及各地层出不穷的附加要求。
今年以来，自然资源部针对光伏用地的政策迟迟未下发正式文件，导致部分项目为了规避潜在风险暂缓停滞，一些已经投入的前期开发费用也打了水漂。用地政策的收缩，直接抬高了光伏用地的租金水平，部分地区土地租金甚至翻倍增长，还要求20年租地费用一次性缴清。不仅如此，随着新能源热度持续上升，圈地情况愈发频繁，土地正成为资源被中间方以高价转租，赚取高额利润。
除此之外，各地方政府提出的花样要求数不胜数，从产业配套到捐款、消防基金、修路、建学校等等，几乎成为了“标配”，也极大的恶化了当地的营商环境。这些愈发高昂的非技术成本叠加始终未探索出盈利模式的储能配比，一步步“吞噬”着技术创新以及产能释放带来的降本空间。
分布式光伏在近两年的快速发展与占比提高，既与组件价格居高不下密切相关，但这也是分布式光伏市场发展的必经阶段。继2020-2021年户用连续两年翻倍增长之后，工商业分布式也在2022年迎来了将近3倍的增幅，这其中既有行业本身的发展特点决定的，同事也体现了电力供需紧张、用电成本上涨以及社会绿电需求提高的大背景给分布式光伏带来的发展机会。
但是在经历了三年的快速发展，部分地区的消纳与调峰已经开始承压。2022以来，作为分布式光伏大省，山东分布式光伏已经呈现出放缓的节奏，除了装机规模增幅放缓之外，国网山东电力进一步调整了峰谷时段安排，将光伏大发的中午时段纳入了深谷时段结算电价。一方面这将有利的引导用电侧将负荷高峰期转移至中午时段，从而促进新能源的消纳，但另一方面，政策的执行势必会降低自发自用分布式光伏电站的投资收益率，这无疑会削减分布式光伏投资的积极性。不过峰谷时段调整的政策，受影响的主要是第三方投资的自发自用项目，类似政策的出台会进一步推动业主自投或者全额上网投资模式的转变。
山东只是一个缩影，未来分布式光伏的发展，尤其是户用光伏需要进一步开拓新兴市场，同时在产业聚集的长三角、珠三角等地，由于用电成本上升以及持续的电力供应紧张，仍然还是工商业分布式光伏发展的优势区域。另一方面，整县推进政策将在2023年带动新兴市场的启动，主要在于一些少人问津省份的户用市场。
2023年，随着各企业巨额扩产扩产的落地以及新进入企业逐步投产，光伏产业链各环节将进入绝对过剩阶段，这是行业共识，也是光伏行业进入全新发展阶段的重要特征，同时也是光伏电力跻身主力电源的必然要求。
近两年，光伏产业链在装机需求的巨大刺激下，部分环节的供需错配导致价格居高不下，给下游投资带来了巨大的挑战与成本压力。在超额利润的驱动下，资本疯狂涌入光伏行业，进而带来了巨量的扩产产能。根据统计，2023年底硅料、硅片、电池、组件的有效产能分别超过500万吨、700GW、600GW、700GW，这对于中国光伏产业无疑是产能的一个新量级，但随之而来的还有产能落地之后激烈的市场竞争。
纵览整个行业，“专业化已死”的论调在越来越多上下布局的企业身上得到了验证。毫无疑问，在2022年正式进军组件业务之后，通威正成为行业的一体化“巨无霸”。上游硅片甚至电池企业都在通过参股、合资等方式涉足硅料，而下游组件客户也在持续加大电池自供比例，通威的一体化布局是大势所趋，也是不得已而为之。
在近两年的产业链价格动荡之后，光伏产业链中此前一直倡导的合作协同发展的企业也在逐步丧失底气。身处供应链风险漩涡中，光伏企业都在试图通过强化产业链布局夯实自己的竞争护城河，结果就是各环节产能爆棚，扩产与否都面临着巨大的压力。进入2023年，这种形势将愈发明显，而能否在挑战与机遇中突围，老玩家、新对手或将迎来一场贴身肉搏了。
一方面，充足的市场竞争才能驱动光伏产业持续的降本增效，这是光伏产业持续发展的底气，也是在光伏装机比例大幅提高之后需要承担更多调峰成本的必然要求；但另一方面，光伏行业的厮杀尤为激烈，在庞大的产能之下，尾大不掉，企业的经营风险亦将升级。
近两年，光伏需求快速增长，海外市场的表现功不可没，尤其是今年欧洲能源危机给光伏带来的出口空间，远高于行业此前的预期。然而，随着全球能源转型达成共识，新能源正成为下一任主力能源的重要形式，鉴于全球光伏产能80%集中在中国，出于能源安全、就业保障等等因素，各主要光伏大国，包括美国、欧洲、印度等正通过各种措施抵制中国产品，同时扶植本土产能。
根据BloombergNEF测算，中国每年要建设1GW从多晶硅到组件产能所需的资本支出约为1.45亿美元，而在欧洲美国建立光伏供应链，每GW的年装机容量将花费超过5亿美元，这一数值是中国水平的三倍多。
鉴于海外光伏产能投资成本高昂，加之考虑供应链等问题，除了源有的东南亚产能之外，中国企业出海设厂的决定亦迟迟未予明确。但欧美印度三大市场支持本土产能的动机却在一步步凸显，中国光伏企业全球化的挑战仍将持续升级。
光伏行业的周期属性人尽皆知，在经历了两年的高速发展之后，大家已经习惯用悲观的态度去看待行业，然而时代的变化可能就在朝夕之间，这一点相信我们在2022年已然体会至深。
乐观的设想、悲观的计划、坚定的执行，这是长期主义的“活法”，而光伏行业也一直擅长在不确定性中寻找确定，这是行业发展的基因与沉淀。
——总有奋不顾身的相信，总要坚韧恒久的勇气。
文章来源： 光伏們
编辑：云朵匠 | 数商云（微信公众号名称：“数商云”）
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