一、行业热点

习近平：新能源发展要放在更突出的位置，积极有序发展

国家能源局2022监管重点：整县光伏、第一批大基风光地

2021年新增光伏53GW，分布式29GW成亮点

国家能源局印发《新能源场站并网调度协议》等文本

三部委：支持农村光伏风电建设，优先规划大基地、分布式

二、政策法规

《促进绿色消费实施方案》

《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》

《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》

《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和的意见》

三、他山之石

2021年光伏行业十大关键词

2022年行业十大展望：风光不问赶路人，致敬新能源时代

2021年光伏电池、组件出货量排名

十招提高光伏电站发电效率！

高效低衰减，TOPCon助力光伏电站降本！

行业热点

看点01. 习近平：新能源发展要放在更突出的位置，积极有序发展光、硅、氢、可再生能源

1月24日下午，中共中央政治局就努力实现碳达峰碳中和目标进行第三十六次集体学习。习近平主席在主持学习时发表了重要讲话。讲话中提出：

要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

要夯实国内能源生产基础，保障煤炭供应安全，保持原油、天然气产能稳定增长，推进先进储能技术规模化应用。

要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，积极有序发展光能源、硅能源、氢能源、可再生能源。

要加快发展有规模有效益的风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能、氢能等新能源，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电。

看点02. 国家能源局2022监管重点：整县光伏、第一批大基风光地推进建设！

1月20日，国家能源局相继印发《2022年能源监管重点任务清单》、《2022年能源监管工作要点》，就2022年能源领域重点工作给出相关要求。

根据文件，2022年能源监管要以推动能源治理体系和治理能力现代化为目标，以提升监管效能为主线，以加强监管队伍建设为支撑，深化能源体制改革和市场机制建设。

就光伏发电而言，要加强对煤电气电规划建设、北方地区冬季清洁取暖、整县屋顶分布式光伏开发试点、可再生能源消纳责任权重、煤层气开发利用等重点领域监管，确保政策执行不跑偏、不走样。

此外，要深化电力市场机制建设。完善电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制，扩大市场化交易规模。加快修订各地电力中长期交易实施细则，规范交易组织，丰富交易品种，推动工商业用户全部进入市场。鼓励市场主体签订多年中长期交易合同，科学引导电力规划和有效投资。稳妥推进电力现货市场试点建设，推动用电侧有效参与现货市场。进一步完善辅助服务市场机制，抓紧修订“两个细则”，规范和丰富调频、备用、爬坡、转动惯量等辅助服务交易品种。

专项监管第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设情况，主要包括基地风电光伏项目、配套调峰措施、送出工程的建设情况，于2022年6月启动，12月形成监管报告，由新能源司牵头，科技司、电力司、监管司，有关派出机构参与。

文件还强调要坚持围绕中心，不断提升服务党和国家工作大局的能力；坚持改革创新，不断提升推进能源市场化建设的水平；坚持依法依规，不断提升能源监管的公正性和权威性；坚持监管为民，不断提升人民群众用能的获得感和满意度；坚持协同高效，不断提升能源监管的精准性和有效性；坚持党建引领，不断提升做好能源监管工作的本领等六个方面。

 

看点03. 2021年新增光伏53GW，分布式29GW成亮点！

1月20日，国家能源局发布数据，据统计，我国2021年新增光伏发电并网装机容量约5300万千瓦，连续9年稳居世界首位。截至2021年底，光伏发电并网装机容量达到3.06亿千瓦，突破3亿千瓦大关，连续7年稳居全球首位。“十四五”首年，光伏发电建设实现新突破，呈现新特点。

一是分布式光伏达到1.075亿千瓦，突破1亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。

二是新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约2900万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%，光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显。

三是新增分布式光伏中，户用光伏继2020年首次超过1000万千瓦后，2021年超过2000万千瓦，达到约2150万千瓦。户用光伏已经成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要力量。

截止2021年底，风电、光伏装机分别占电力总装机的13.8%和12.9%，合计26.7%。具体如下图所示。

 

看点04. 国家能源局印发《新能源场站并网调度协议》文本，官方解读三大变

1月10日，国家能源局、国家市场监督管理总局印发了《并网调度协议示范文本》、《新能源场站并网调度协议示范文本》、《电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）》、《购售电合同示范文本》等文件。

据了解，上述文件原文最早分别于2003年和2014年印发，对规范电网企业与常规电源、风电和光伏等发电企业的并网调度关系和购售电行为起到了重要的作用，维护并促进了电力系统安全、优质、经济运行和风电、光伏发电快速发展。

但随着我国碳达峰、碳中和目标提出和电力市场建设有序推进，新能源和电化学储能将大量接入电网，为加快构建新型电力系统，亟需结合新目标、新形势、新要求，进一步规范常规电源、新能源、电化学储能等的并网运行和购售电行为，强化厂网双方履行协议合同的契约精神，促进能源清洁低碳转型。

此次修订主要是对以下几个方面进行了完善：

一是进一步明确了适用范围。明确《并网协议》适用于燃煤、燃气、水电等常规电源，核电、地热电站等可参照使用。将原风力发电场、光伏电站并网调度协议合并修订形成《新能源并网协议》，光热电站可参照使用。专门针对电化学储能电站特性，形成《储能并网协议》，可供电动汽车充/换电站、微电网等与电网双向互动的并网主体参照使用。将原购售电合同、风力发电场和光伏电站购售电合同合并修订形成《购售电合同》，适用的电源类型进一步丰富，涵盖火电（含燃气、燃油）、水电、核电、风电、光伏发电、生物质发电等多种电源。

二是进一步健全完善并网运行技术标准。结合电网运行需要，更新了继电保护及安全自动装置、调度自动化、调度通信等相关指标要求。同时，根据电网运行对并网电厂涉网性能及网络安全工作的需要，在协议中增加了“涉网性能”和“电力监控系统安全防护”两个独立章节。

三是加强与电力市场化建设和发展的衔接。将发电计划编制由“根据购售电合同约定”扩展为“根据购售电合同及乙方市场化交易合同的约定”；将调度机构安排机组提供辅助服务的原则由“根据调度规程和有关规定要求”扩展为“根据调度规程或市场交易结果”；明确《购售电合同》的使用范围为厂网双方签订的优先发电计划电量部分，并修订了电力电量购销、上网电价、电量计算、电费结算和支付等核心条款，市场化交易电量由交易双方协商签订市场化合同。

 

 

看点05. 三部委：支持农村光伏风电建设，优先规划大基地、分布式项目

1月5日，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局印发了《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》的通知。要求到2025年，建成一批农村能源绿色低碳试点，风电、太阳能、生物质能、地热能等占农村能源的比重持续提升，农村电网保障能力进一步增强，分布式可再生能源发展壮大，绿色低碳新模式新业态得到广泛应用，新能源产业成为农村经济的重要补充和农民增收的重要渠道，绿色、多元的农村能源体系加快形成。

支持县域清洁能源规模化开发：在具备资源条件的中西部脱贫地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，优先规划建设集中式风电、光伏基地，为脱贫县打造支柱产业。

推动千村万户电力自发自用：支持具备资源条件的地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，以县域为单元，采取“公司+村镇+农户”等模式，利用农户闲置土地和农房屋顶，建设分布式风电和光伏发电，配置一定比例储能，自发自用，就地消纳，余电上网。支持村集体以公共建筑屋顶、闲置集体土地等入股，参与项目开发，增加村集体收入。

鼓励隔墙售电模式：在县域工业园区、农业产业园区、大型公共建筑等探索建设多能互补、源荷互动的综合能源系统，提高园区能源综合利用率。采用合同能源管理运营模式，引导企业、社会资本、村集体等多方参与，建设新能源高效利用的微能网，为用户提供电热冷气等综合能源服务。完善配套政策机制，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。

积极培育新能源+产业：鼓励能源企业发挥资金、技术优势，建设光伏+现代农业。农业企业、村集体在光伏板下开展各类经济作物规模化种植，提升土地综合利用价值。地方政府提供政策支持及拓展产品销路，农户通过土地租赁、参与电站运维、农场劳务等增加收益。在适宜荒漠化、盐碱地、采矿采煤塌陷区，推广“新能源+生态修复、矿山治理”等模式。在林区、牧区合理布局林光互补、牧光互补等项目，打造发电、牧草、种养殖一体化生态复合工程。建设新能源＋农村景观示范，地方政府主导，结合新型城镇化建设、易地搬迁安置区配套基础设施提升完善和郊区亮化等工程，推动新能源与路灯、座椅等公共设施一体化发展。

大力推广太阳能、风能供暖：利用农房屋顶、院落空地和具备条件的易地搬迁安置住房屋顶发展太阳能供热。在大气污染防治重点地区的农村，整县域开展“风光+蓄热电锅炉”等集中供暖。在青海、西藏、内蒙古等农牧区，采用离网型光伏发电+蓄电池供电，利用户用蓄热电暖气供暖。

政策法规

看点01. 发改就业〔2022〕107号《促进绿色消费实施方案》

近日，国家发展改革委等7部门联合印发了《促进绿色消费实施方案》，《实施方案》指出，面对碳达峰、碳中和目标，要完善有利于促进绿色消费的制度政策体系和体制机制，推进消费结构绿色转型升级，全面促进重点领域消费绿色转型。

要积极推广绿色居住消费，因地制宜推进清洁取暖设施建设改造。持续推进农村地区清洁取暖，提升农村用能电气化水平，加快生物质能、太阳能等可再生能源在农村生活中的应用。

进一步激发全社会绿色电力消费潜力。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列。

鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。各地应组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力。在电网保供能力许可的范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。

建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性。持续推动智能光伏创新发展，大力推广建筑光伏应用，加快提升居民绿色电力消费占比。

 

看点02. 工信部联电子[2021]226号《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》

1月4日，工业和信息化部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、国家能源局联合发布了《智能光伏产业创新发展行动计划》。

要求到2025年，光伏行业智能化水平显著提升，产业技术创新取得突破。新型高效太阳能电池量产化转换效率显著提升，形成完善的硅料、硅片、装备、材料、器件等配套能力。

智能光伏产业生态体系建设基本完成，与新一代信息技术融合水平逐步深化。智能制造、绿色制造取得明显进展，智能光伏产品供应能力增强。

支撑新型电力系统能力显著增强，智能光伏特色应用领域大幅拓展。智能光伏发电系统建设卓有成效，适应电网性能不断增强。

在绿色工业、绿色建筑、绿色交通、绿色农业、乡村振兴及其它新型领域应用规模逐步扩大，形成稳定的商业运营模式，有效满足多场景大规模应用需求。

 

看点03. 国能发规划〔2021〕66号《加快农村能源转型发展

助力乡村振兴的实施意见》

1月5日，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，文件明确到2025年，建成一批农村能源绿色低碳试点，风电、太阳能、生物质能、地热能等占农村能源的比重持续提升，农村电网保障能力进一步增强，分布式可再生能源发展壮大，绿色低碳新模式新业态得到广泛应用，新能源产业成为农村经济的重要补充和农民增收的重要渠道，绿色、多元的农村能源体系加快形成。

支持县域清洁能源规模化开发。在具备资源条件的中西部脱贫地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，优先规划建设集中式风电、光伏基地，为脱贫县打造支柱产业。

支持具备资源条件的地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，以县域为单元，采取“公司+村镇+农户”等模式，利用农户闲置土地和农房屋顶，建设分布式风电和光伏发电，配置一定比例储能，自发自用，就地消纳，余电上网，农户获取稳定的租金或电费收益。支持村集体以公共建筑屋顶、闲置集体土地等入股，参与项目开发，增加村集体收入。项目开发企业为村民提供就业岗位，帮助脱贫户增收。

鼓励能源企业发挥资金、技术优势，建设光伏＋现代农业。农业企业、村集体在光伏板下开展各类经济作物规模化种植，提升土地综合利用价值。地方政府提供政策支持及拓展产品销路，农户通过土地租赁、参与电站运维、农场劳务等增加收益。在适宜荒漠化、盐碱地、采矿采煤塌陷区，推广“新能源＋生态修复、矿山治理”等模式。在林区、牧区合理布局林光互补、牧光互补等项目，打造发电、牧草、种养殖一体化生态复合工程。建设新能源＋农村景观示范，地方政府主导，结合新型城镇化建设、易地搬迁安置区配套基础设施提升完善和郊区亮化等工程，推动新能源与路灯、座椅等公共设施一体化发展。

在县域工业园区、农业产业园区、大型公共建筑等探索建设多能互补、源荷互动的综合能源系统，提高园区能源综合利用率。采用合同能源管理运营模式，引导企业、社会资本、村集体等多方参与，建设新能源高效利用的微能网，为用户提供电热冷气等综合能源服务。完善配套政策机制，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。

 

看点04. 国资发科创〔2021〕93号《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》

12月30日，国务院国有资产监督管理委员会发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》的通知，就中央企业做好碳达峰、碳中和工作给出有关指导意见。

根据文件，到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化要取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上。到2030年，中央企业全面绿色低碳转型取得显著成效，产业结构和能源结构调整取得重大进展。到2060年，中央企业绿色低碳循环发展的产业体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立。

此外，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。着力提升供电保障能力，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力，确保大电网安全稳定运行。加强源网荷储协同互动，着力提升电力系统灵活调节能力。加快实施煤电灵活性改造，推进自备电厂参与电力系统调节。高质量建设核心骨干网架，鼓励建设智慧能源系统和微电网。加快推进生态友好、条件成熟、指标优越的抽水蓄能电站建设，积极推进在建项目建设，结合地方规划积极开展中小型抽水蓄能建设，探索推进水电梯级融合改造，发展抽水蓄能现代化产业。推动高安全、低成本、高可靠、长寿命的新型储能技术研发和规模化应用。

他山之石

看点01. 2021年光伏行业十大关键词

挥手告别2021，迎接2022年的到来，辞旧迎新，太阳能光伏网盘点了2021年光伏圈的十大关键词。

1、“双碳”目标

“双碳”目标是指力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，中国政府在2020年9月22日第75届联合国大会上提出。为保障双碳目标的达成我国政府出台了一系列政策。10月24日，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》；10月26日，《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》发布，指出2030年非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。据发改委能源所预测，到2025年，光伏总装机规模达到约7.3亿千瓦，光伏全年发电量约0.88万亿千瓦时。

2、新型电力系统

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议上提出构建清洁低碳安全高效的能源体系，以新能源为主体的新型电力系统，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，符合电源结构向风电、光伏发电过渡的发展趋势。这就意味着作为新能源领域的重要一员，光伏行业势必要在未来的能源体系中起到挑大梁的作用，光伏等清洁能源也将会有广阔的市场前景。

3、涨价

今年以来，光伏全产业链掀起涨价潮。硅料、硅片、电池片及组件四个制造环节，价格都在持续上扬，EVA胶膜、光伏玻璃等光伏辅材也纷纷涨价。当然，硅料环节成为整个市场的痛点，从年初的8万元/吨，最高涨至超27万元/吨，涨幅高达300%，而组件也是重回两元以上。

追溯涨价原因，可归结为“双碳”目标提出后，引发整个光伏产业链凶猛扩产潮，尤其硅片端扩产400GW，而大规模扩产引发企业对硅料供应的焦虑，纷纷签订长单；今年秋冬之际“能耗双控”和“有序用电”也影响部分企业的生产，导致部分企业恐慌性抢购，进一步加剧了硅料紧张和价格的上涨。但值得注意的是，临近年末，随着硅料产能的放量，光伏硅片、硅料环节的价格已开始松动。

4、整县

国家能源局于6月20日下发了《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏试点方案的通知》，首次明确提出了分布式光伏整县推进安装比例：党政机关不低于50％。学校、医院、村委会等公共建筑不低于40％，工商业不低于30％，农村不低于20％。9月14日，国家能源局正式公布全国共计676个县（市、区）进入试点名单。各大央企率先响应，陆续与地方政府签订协议，抢占县域资源；地方央企、民营企业也纷纷出击，争相布局。其中光伏“巨无霸”国家电投于日前宣布，目标县域已突破100个。

5、100GW风光大基地

10月12日，在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上，习近平主席指出中国将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。10月26日，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。12月11日，全国发展和改革工作会议上，再度强调了"积极推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设。目前，各省已收到国家能源局、国家发改委印发的《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及19省份，规模总计97.05GW。近日，第一批风光大基地已开工7500万千瓦。此外，第二批大型风电光伏基地项目已开始申报。

6、两个一体化

2020年8月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》；今年2月，国家发展和改革委员会、国家能源局又联合发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》；4月，国家能源局向各省市印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，上述文件鼓励“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”项目的开发建设。目前，内蒙古、辽宁、陕西、甘肃、河南等地启动电力源网荷储一体化和多能互补发展试点申报工作，河北张家口公示的源网荷储一体化项目名单，其中国光伏建设规模1.7GW。

7、BIPV

2021年10月，国务院印发《2030年碳达峰行动方案》，提及到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。据统计，目前广东、江苏、西安、北京等14个省市明确发布了BIPV相关补贴政策，补贴力度从0.3-0.4元/度，补助限额从100-300万元各有不同。今年3月，隆基股份宣布收购森特股份27%股权，并展开战略合作的消息发酵后，BIPV在资本市场上刮起一阵旋风，包括秀强股份、芯能科技等纷纷加码BIPV，杭萧钢构、东南网架、龙元建设等竞相跨界进入BIPV。

8、新竞合

近两年，在巨大的供应链管理压力下，垂直一体化模式成为市场新风尚。当然，除了自建产能外，各大巨头开始进行跨界项目合作，合资，彼此参股等，以此来保障企业自身发展。如，一体化龙头企业隆基与通威彼此参股，双方业务互补，以保证彼此的供应链安全；天合光能携手通威联合投资4万吨高纯晶硅、15GW拉棒项目、15GW切片项目及年产15GW高效晶硅电池项目，不仅填补了多晶硅空白领域，同时扩充了硅片环节；晶澳投资百亿元布局终端，计划打造2GW风光电站大基地项目，并且向光伏制造端下游继续延伸，入股聚晟科技进入跟踪支架领域。

9、科创板

在利好政策支持下，光伏延续2020年的强势，呈现持续增长态势，尤其是资本市场。据不完全统计，目前在科创板成功上市以及上市办理中的光伏企业共有17家，天合光能、阿特斯、大全能源、晶科能源、常州聚和新材料、亚洲硅业、海优新材、禾迈股份、明冠新材、快可电子、科威尔股份、固德威、中信博、高测股份、天合光能、奥特维、金博股份。

10、碳交易

碳排放交易是为促进全球温室气体减排，减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。2021年7月16日，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动，截至12月31日，全国碳市场累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。碳排放的经济利益一方面将促使企业不断减排，加装光伏等清洁能源；另一方面，光伏等清洁能源的附加价值也将进一步得到体现。

 

看点02. 2022年行业十大展望：风光不问赶路人，致敬新

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。

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。

来源：国家发改委能源研究所

——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，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。

 

看点03. 2021年光伏电池、组件出货量排名！

根据InfoLink供需数据库统计，隆基在2020站上第一名后、2021仍持续稳坐第一名的龙头宝座、国内外组件出货总量远超第二名10GW以上，而TOP5厂家基本组件出货皆在10GW以上。

2021年基于组件环节集中度大幅度提升，InfoLink将在排名基础调整，本次将出货总量落差1%内的厂家并列排名，第二名为天合、晶澳，其中天合出货总量中海外出货占约65%的份额、2021年大功率组件出货达15GW+；晶澳稳健的布局在成本飙涨的大环境下运营管理更显优势、海外出货占约65%的份额。

而晶科在下半年上市后，出货量急起直追，今年位列第四名。后续依序是阿特斯、东方日升、韩华Q-Cells、First Solar、尚德、正泰。

TOP 10出货成员基本上与2020年相同，而TOP10过后的厂家出货量则落于3-4GW的水平，也显示了厂家之间的分化明显拉大。

2021全年电池片出货排名根据InfoLink调研，本次排名仍旧以通威、爱旭维持龙头地位，接续排名厂家对比去年相同，排序紧接着为润阳、中宇及潞安。

回顾2021年供应链源头涨价的带动，电池片环节持续受到硅片、及下游组件两端的挤压，且单晶PERC电池片产能严重过剩，电池片厂家仅能守住微薄利润。垂直整合厂家在下半年都有新的电池片产线持续上线、自给率持续提升，专业电池片厂家市占率逐渐被瓜分，增长幅度开始缩减。从InfoLink数据库观察，前五大专业电池厂在2020年的出货年增率达到81%，而2021年出货年增率则缩减至36%，证明在垂直整合厂积极扩张下，专业电池片的销售持续受挤压。

看点04. 十招提高光伏电站发电效率！

同样容量的光伏电站，有些业主就能赚到更多钱，有些业主赚到的钱就少，这是为什么呢？

一、太阳辐射量情况

光伏电池组件转换效率一定的情况下，光伏系统的发电量由太阳辐射强度决定。通常情况下光伏系统对太阳辐射的利用效率只有10%左右。所以要考虑到太阳能辐射强度、光谱特性，以及气候情况。

如果当年发电量超标或者不达标，很有可能是该年度整体太阳能辐射量偏离平均值。当然自然因素我们无力改变，不过我们可以购买发电量保险，就算当年太阳能辐射过低，也能保障收入。

二、光伏电池组件的倾斜角度

 

光伏组件的方位角一般选择正南方向，以使光伏电站单位容量的发电量最大。只要在正南±20°之内，都不会对发电量有太大的影响，条件允许的话，应尽可能偏西南20°。

各地的倾斜角度都不一样，当地的安装商更熟悉组件最佳倾斜角度。如果是斜屋顶，为了节省支架，很多都会平铺在屋顶上，不用考虑倾斜角度，为了美观。

三、光伏组件效率和品质

市场上有很多组件类型可以选择，多晶硅、单晶硅等等，不同的组件发电效率、衰减和品质都不一样。

计算公式：理论发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转化效率，这里面有两个因素电池面积和光电转化效率，转化效率对电站的发电量影响是直接的。

最重要的是，在选择品牌的时候，一定要选择知名大品牌的产品，并且，一定要从正规渠道购买，这样才能保证25年稳定可靠的发电量。

四、组件匹配损失

凡是串联就会由于组件电流差异造成电流损失，凡是并联就会由于组件的电压差异造成电压损失。损失可能达到8%以上。

要想降低匹配损失耗损，以提高电站发电量，要注意以下几个方面：

1、减少匹配损失，尽量采用电流一致的组件串联；2、组件的衰减尽可能保持一致；3、隔离二极管。

五、温度（通风）

有数据表明，温度上升1℃，晶体硅光伏组件输出功率下降0.04%。所以要避免温度对发电量的影响，保持组件良好通风条件。

我们看到很多后面和两侧封住的光伏电站，要在两侧留个门，方便通风。

六、灰尘的影响不容小视

晶硅组件的面板为钢化玻璃，长期裸露空中，自然会有有机物和大量灰尘堆积。表面落灰遮挡光线，会降低组件输出效率，直接影响发电量。同时还可能造成组件的“热斑”效应，导致组件损坏。

秋冬季节到了，又到了灰尘漫天的时候，光伏电站落满灰尘严重影响发电效率。大家一定要及时对光伏电站进行清扫。

光伏组件排水除泥器专门针对低倾角光伏电站而设计，半年回本十倍收益，帮助组件边缘彻底排水除泥，解决了边框积灰的大问题，增加了发电量，延长组件寿命，成为电站运维降本增效最强音。

七、阴影、积雪遮挡

在电站选址过程中，一定要注意对光线的遮蔽物。避开可能产生光线遮蔽的区域。根据电路原理，组件串联时，电流是由最少的一块决定的，因此如果有一块有阴影，就会影响这一路组件的发电功率。

所以，安装光伏电站，一定不能贪图容量大，一定要针对屋顶的面积、屋顶周边有无遮挡情况来看。

这方面，就要找专业的光伏品牌安装商，他们会实地对屋顶情况进行勘测，并给出最优的安装方案。而不是只让你多安装。

八、最大输出功率跟踪(MPPT)

MPPT效率是决定光伏逆变器发电量的关键因素，其重要性远超过光伏逆变器本身的效率。MPPT效率等于硬件效率乘以软件效率。硬件效率主要由电流传感器的精度，采样电路的精度来决定;软件效率由采样频率决定。

MPPT实现的方法有很多种，但是不管用哪种方法，首先要测量组件功率变化，再对变化做出反应。这其中的关键元器件就是电流传感器，它的精度和线性误差将直接决定硬性效率，而软件的采样频率也是由硬件的精度来决定。

九、减少线路损失

在光伏系统中，线缆占很少一部分，但是线缆对发电量的影响也不容忽视的，建议系统直流、交流回路的线损控制在5%以内。系统中的线缆要做好，电缆的绝缘性能、电缆的耐热阻燃性能、电缆的防潮防光性能、电缆芯的类型、电缆的大小规格。

因此日常运维中，我们要检查线路是否有损，是否会出现漏电等状况，特别是每次台风、冰雹过后，检查线路和连接器是否松动是必不可少的。

十、逆变器的效率

光伏逆变器是光伏系统的主要部件和重要组成部分，为了保证电站的正常运行，对逆变器的正确配置选型显得尤为重要。

逆变器的配置除了要根据整个光伏发电系统的各项技术指标并参考生产厂家提供的产品样本手册外，一般要考虑下列几项技术指标：1、额定输出功率2、输出电压的调整性能3、整机效率4、启动性能。

日常影响逆变器的效率环境并不多，注意把逆变器安装在阴凉的地方，周围保持通风，方便逆变器散热。特别是夏秋季节，

正常散热可以保持逆变器的发电效率。

 

 

看点05.高效低衰减，TOPCon助力光伏电站降本！

光伏产业近年来的高速发展，带来光伏技术的日新月异，由多晶到单晶、单面到双面，整个行业一直在不停寻找新的突破，每一次的技术进步都会给整个光伏行业带来新的机遇。

众所周知，P型PERC组件经过5年发展，已逐步逼近理论效率极限，未来想要再提升的难度呈指数级增长，行业将目光投向了新的电池技术。目前我们可以看到各大主流厂家都在积极布局新的电池技术“N-TOPCon”，如N型TOPCon龙头企业中来光电在原有的3.6GW电池片产能基础上，加码布局16GW电池产能，在全球已有超5GW的N型组件和电池片出货，其他龙头企业也纷纷加速转型布局，初步预计在今年年底，全行业TOPCon产能将超60GW。

那么TOPCON相对PERC对我们能带来哪些变化呢？

首先，TOPCon具有两高两低的四大优势：效率高、双面率高、衰减低、功率温度系数低。

PERC的理论极限效率是24.5%，而TOPCon技术的理论极限效率是28.7%。目前几家光伏头部企业已经实现电池片实验室效率25%+，中来光电基于182mm大尺寸硅片的电池片更是达到25.4%的实验室效率，创造了新的世界纪录，为高效电池片未来实现量产提供了更大的可能。另外，中来光电最新升级的J-TOPCon2.0电池利用POPAID 技术将原有的生产步骤缩减至与PERC相同，帮助TOPCon生产成本实现快速下降。TOPCon在系统端的经济性优势明显，这也是大家为什么会纷纷转向TOPCon技术的最根本原因。且在未来，随着TOPCon技术的快速发展和产能提升，这些技术优势将会与PERC的逐渐拉大，如下表所示：

这些参数上的优势，在系统端会有哪些具体的表现？

其次，TOPCon能明显降低成本！

我们选取市场常规TOPCON类型560W双面组件与PERC类型540W双面组件，以湖南省电力设计院在湖南省湘潭石坝口的某实际项目为依托，边界条件都相同的情况下进行系统测算，结果如下：

从实际测算结果来看TOPCON组件相对PERC组件优势明显，主要体现在两方面：

1、BOS成本节约0.044元/W，因同版型的组件功率提升，带来系统端基础、支架、线缆、安装等费用的降低。

2、单位发电量提升4.6%，主要有四方面因素带来发电量提升，低衰减、低功率温度系数、高双面率、高弱光响应度。

本测算基于N-TOPCon与P-PERC组件0.15元/W的价差，结果来看虽然TOPCon组件比PERC组件贵了0.15元/W，但LCOE降低了1.35%。若使得两者的LCOE打平，既N-TOPCon的LCOE按照0.3925元/KWh来反推组件价格，则两者的同度电成本价差将达到0.208元/Wp。

湖南省电力设计院封焯文表示：“从测算结果看， TOPCon组件在系统端的优势是显而易见的，主要原因有两方面，一是发电量提升4.6%，二是BOS成本节约0.044元/W，这两点共同带来整个电站的投资收益提升和度电成本下降，这无疑给设计院和业主一个更好的选择。我们按照同度电成本来反推组件合理价差应该是在0.208元/Wp，也就是说，如果TOPCon组件与PERC组件的实际价差小于这个值，采用TOPCon组件，电站的整体收益相较与PERC就会有所上升。随着TOPCon技术的不断发展和产能的加速扩张，TOPCon组件和PERC组件的价差不断缩小，TOPCon的主流功率提升至570Wp，功率差带来的BOS成本差将进一步提升，系统端在不久的将来将逐渐缩小差距，届时TOPCon将毋庸置疑成为主流”。

 

本期微语

路是脚踏出来的，历史是人写出来的。人的每一步行动都在书写自己的历史。

萤火虫虽然只能发出微弱的光，但它敢于向黑夜挑战的精神却是最可贵的。