一、2023年光伏将超越水电，成为全国装机第二大电源

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，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。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。

二、光伏电站开发投资分化：国有企业垄断地面电站市场

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。

或配合产业配套，或保障供应链，在光伏制造领域，央国企开始动作频频。截至目前已有十余家央企和地方国企开展光伏制造项目，六大发电集团中仅大唐未见动作。值得重视的是，除了常见的合作模式外，自建模式逐渐增多。

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，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。

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。

三、大基地项目陆续落地，探索中国光伏开发新场景

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、光大基地首次写入2022年全国两会政府工作报告，列入了2022年新基建、政府工作的重点。2022年两会报告表示，推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。几乎在两会召开同期，国家发改委下发了第二批逾450GW风、光大基地规模。

2022年11月14日，国家能源局相关负责人在季度新闻发布会上透露，第一批大型风电光伏基地已全部开工，第二批项目正在陆续开工、目前正在抓紧推进第三批项目审查。

2021年12月底，第一批大型风电、光伏基地项目清单公开，覆盖内蒙古、山西、青海等19个省区，总规模97.05GW。按照规划，其中2022年的投产容量达45.71GW。不过由于组件价格高企以及外送通道等原因，部分项目推进不及预期，这也意味着大规模并网将递延至2023年。

四、光伏储备需求日益凸显

构建新型电力系统，发展光伏+都离不开储能。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。《关于开展第三批智能光伏试点示范活动的通知》表示，支持培育一批智能光伏示范企业以及建设一批智能光伏示范项目，同时，试点示范优先考虑光储融合等六大方向。山东、吉林、浙江、青海、四川、内蒙古、西藏、河北和等八省区和广东江门市在部署2022年工作重点时均提出积极发展储能。

储能在能源市场的“刚需”身份在逐步的确定，展望光储未来发展，业界人士认为光储应用未来可期，预计在光伏+储能系统应用将大放异彩。大电网中的渗透率将逐渐扩大；多参与电力交易、电网调度、调频调峰；基于光储充的家庭智能用电、智慧能源社区将日趋。光伏+储能应用将在未来能源领域扮演重要的角色，预计未来将有更多的企业布局这一领域。

五、补贴核查行业影响落地

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。

站在“十三五”的收官之年，终于在2020年末看到了一丝曙光。从央企、国企到民营投资商，数十家企业翘首以盼解决补贴拖欠。希望这一问题可以在2021年得到解决，让中国光伏产业真正“轻装上阵”，为能源转型贡献力量。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。

同时，2022年的户用光伏给了行业一个惊喜，年度新增装机首次突破10GW。如果按照40GW年度新增光伏计算，那么户用光伏占比高达25%。经过企业的不懈耕耘与下沉式宣讲，户用光伏已经深入人心，逐步具备成熟的商业模式。不出意外，2021年是户用光伏有补贴的最后一年，如何平稳的过渡到无补贴时代，这不仅需要制造企业持续的成本下降，可能还需要新的商业模式、市场逻辑的支撑。

六、电价的不确定性将在2023年凸显

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。

参与电力市场，尤其是现货市场可以最大程度发挥市场机制，促进新能源消纳，但现货市场价格波动性大，价格不确定将极大影响新能源项目的投资决策。

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。

七、光伏建筑一体化进步带来的更多机会

2022年3月11日，住建部发布了《“十四五”建筑节能与绿色建筑发展规划》。《规划》提出十四五期间节能和绿色建筑发展的目标：城镇新建居住/公共建筑能效水平提升30%/20%，完成既有建筑节能改造面积3.5亿平方米以上，建设超低能耗、近零能耗建筑0.5亿平方米以上等。

光伏发电是建筑运行阶段实现节能减碳的有效方式之一。根据全国建筑能耗和碳排放结构，建筑运行阶段能耗总量中有49%来自于电力，碳排放总量中公共建筑占比38%。若建筑物通过使用光伏组件吸收太阳能来进行自身供电，可以大幅减少传统能源的使用，则自身的能耗与碳排放量均能大幅减少。

目前，我国通过一系列举措相关，在建筑领域的减排工作取得了明显效果。建筑减碳领域早已被广大企业当作深入探索的重点领域，尤其是绿色建筑，装配化建造方式、超低能耗建筑和近零能耗建筑、新型建材等，都蕴藏了不少发展机会。

推动建筑迈向近零能耗是全球的发展趋势，未来，将会看到更多的光伏幕墙、光复屋顶、光伏窗户、光伏棚出现在人们的日常生活中。

八、分布式光伏再迎挑战

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。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。

分布式光伏回归的热潮正逐渐涌动，随着光伏系统成本的下降，分布式光伏的投资价值正被市场重新衡量。按照目前的商业模式，自发自用余电上网的分布式光伏项目收益率可达到10%甚至30%，大部分投资人/商正将分布式光伏项目作为一个优质资产进行持有。

另一方面，面对气候目标的大任，地面电站受限于土地、消纳等因素，在未来的增量空间有着可以看得到的天花板，同时土地租金飙升，用地成本上升等非技术成本也限制了地面电站的无限发展。而光伏+各种应用场景的分布式项目天然具有消纳的优势，同时融入各行各业的基因也给分布式光伏提供了可供想象的巨大空间。随着商业模式的成熟，光伏+分布式项目或将成为担起碳中和大任的主力军之一。

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。

九、光伏产业链创下产能新纪录，一体化再升级

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。

三部门发布《关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》，要求各地围绕双碳目标科学规划和管理本地区光伏产业发展，积极稳妥有序推进全国光伏市场建设。统筹发展和安全，强化规范和标准引领，根据产业链各环节发展特点合理引导上下游建设扩张节奏，优化产业区域布局，避免产业趋同、恶性竞争和市场垄断。随着中国光伏行业进入第二阶段，规模化、一体化纵横发展成为必然。

光伏这个新兴领域的行业“阵痛期”于2022年正式开始。产业链多个环节出现价格上涨，硅料价格更是屡创历史新高。从硅料价格上涨开始，涨价传导至光伏行业整个产业链，从硅料到硅片再至光伏组件皆出现了不同幅度的涨价。硅料最高价格超过30万元/吨，同时光伏组件的价格也随之上涨，最高超过2元/W，销售价格临近下游电站的底线。

硅料价格持续上涨，并传导至硅片和组件环节，下游企业的利润空间进一步被压缩，导致行业发展不平衡。产能扩张后引起的过剩隐忧，进而导致整个光伏行业的价格出现下行趋势。预计光伏产业链的降价将持续至明年一季度。如果光伏行业产能过剩问题不能解决的话，产业链相关环节将会持续降价。

2023年，光伏行业整体仍属高景气周期，但部分环节将出现产能过剩的情况。预计2023年全球光伏装机量有望继续高增至350GW左右。其中，国内约140GW，同比增速约40%，且地面电站的需求有望复苏，装机占比将回升。

在一体化背景下，随着光伏市场景气度再度提振，产业集中度将进一步提高，各环节大规模头部企业将拥有更强的市场竞争力。

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。

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。

来源：工业电气与配电设计