当9月结束，2022年也过去了四分之三。今年，除户用光伏新增项目可继续享受补贴外,我国风电、光伏发电行业均已进入平价上网阶段，曾经持续数年的年尾“抢装潮”终于成为可以尘封的历史。
令人惊喜的是，尽管行业发展已从政策驱动转向市场驱动，风光行业依然在旺盛市场需求的驱动下，交出了一份不错的成绩单。国家能源局数据显示，截至2022年8月，我国风电、光伏发电装机容量双双突破3.4亿千瓦，且今年前八个月新增装机容量同比均实现增长，行业发展步伐不断加快。同时，光伏发电累计装机规模超越风电，成为我国排名第三位的电源类型。
回顾风光行业的9月发展轨迹，可用四个词进行总结。
优惠电价
9月初，内蒙古发展改革委发布通知明确，自2022年9月1日起，取消蒙西电网战略性新兴产业优惠电价政策、蒙东电网大工业用电倒阶梯输配电价政策。政策一出，光伏制造业又掀起波澜。
作为用电大户，我国光伏上游硅料、硅片环节的电费在生产成本中占比分别达到了30%、25%。受此影响，企业主要分布于内蒙古、新疆、云南等电价“低谷”地区，以降低电费支出，扩大利润空间。
2020年以来，受到供需形势持续紧张影响，光伏产业链上游硅料环节市场价格持续走高，带动整个产业链生产成本上浮，下游组件环节甚至已逼近平价上网的成本天花板，企业利润空间受到严重挤压。尽管国家相关主管部门、行业协会多次约谈企业，要求加强自律不哄抬价格，并督促企业增产释放产能，业内预测，在国内、国外双重市场的旺盛需求支撑下，短期内硅料环节供需格局仍将维持紧张形势，价格几无下降可能。
始料未及的是，进入2022年，云南、内蒙古两地相继发布通知，对电价优惠政策进行调整。其中，隆基股份在4月接到的《云南省发展和改革委员会关于明确隆基绿能科技股份有限公司有关用电价格的函》，明确表示将直接取消云南省于2016年战略合作框架协议中给予的优惠电价，自2021年9月1日起全部用电价格通过电力市场化交易方式形成。这一消息的公布，直接导致隆基股份当日股价下跌近6个百分点，并对其长期盈利能力造成较大负面影响。
与水电充沛的云南情况相近，内蒙古也因拥有储量丰富的风能、太阳能资源，多年给予企业颇具竞争力的电价优惠，吸引制造企业纷纷落户。仅光伏制造端，内蒙古就接纳了通威股份、特变电工、协鑫科技、隆基绿能、TCL中环、东方日升等多个环节的龙头企业来此建厂。据不完全统计，目前，内蒙古的硅料总产能约占全国总量的27%，硅片总产能约占国内总量的20%。近两年来，内蒙古的光伏产业相关投资规划接近2000亿元。
此次内蒙古收回电价“红包”，业内预计当地硅片企业的用电成本上涨幅度或将达到30%，对应硅片生产的单瓦成本每片将提升0.8分。如果这一预测成为现实，不仅当地企业，整个光伏产业链的成本压力都会再次出现明显上升，而内蒙古多年来的招商引资优势也会出现“跳水式”下降。
面对电价优惠政策的取消，业内认为，一方面，伴随电力市场的日渐成熟，优惠电价等政策的取消会是必然趋势，企业需尊重市场规律，改为通过中长期协议等方式锁定用电成本、保障企业利润空间；另一方面，相关部门应加强引导，督促企业通过释放产能等方式，缓解上游环节供需紧张形势，驱动生产成本尽快进入下行通道、回归正常空间。
消纳水平
今年以来，我国风电、光伏发电在实现装机规模快速提升的同时，多地区利用水平出现明显降低，使新能源消纳问题再度成为行业关注焦点。
根据全国新能源消纳监测预警中心发布的数据，今年上半年，我国风电利用率同比下降0.6个百分点，光伏利用率同比下降0.2个百分点。迎峰度夏期间，受用电负荷大幅提升、极端天气及来水偏枯等因素叠加影响，风电、光伏利用水平小幅回升，1-8月我国风电利用率同比下降0.5个百分点，光伏利用率同比持平。
时隔多年未见的弃风弃光现象再次出现，究其根本，新能源的消纳能力跟不上装机速度是其中关键。
我国风电、光伏发电等新能源富集地区与用电负荷区的分布情况并不匹配。多年来，国家大力推动特高压通道建设，日渐完善电力市场交易模式，就是希望通过推动资源在更大范围的优化配置，实现能源优势与经济优势的顺利转换，促进西北部资源富集区与中东部高负荷地区实现发展双赢。可以说，通过多年努力，这一工作已取得一定成效。
未曾想，大型风电光伏基地项目的出现，打破了这一平衡。按照国家规划，大型风电光伏基地项目的选址均以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点。目前，首批项目已全部开工，第二批项目陆续开工，第三批正在抓紧组织申报。伴随基地项目的陆续投产，作为其选址重点区域的三北地区，在实现新能源装机规模快速增长的同时，储能及输电通道等配套项目建设未能实现同步发展，导致地区电量供过于求，新能源消纳压力倍增。
而更让各地头疼的，是每年一度的消纳责任权重考核。如果任务量连续未完成，不仅是面子不好看，更会出现政策后撤，对省级政府的年终考评、发展指标等造成实打实的影响。
为尽量降低最低消纳指标未达线的可能，多地陆续发布通知，为部分迟迟未能建成或触及生态环境问题而无法继续建设的风电光伏发电项目按下“暂停键”。据业内不完全统计，截至9月13日，河北省、山西省、陕西省宝鸡市、府谷县、洋县、咸阳市、西安市、渭南市7地共废止风光项目120个，合计规模649.2万千瓦。其中，光伏项目规模422.45万千瓦，风电项目规模226.75万千瓦。
然而，这一举动治标而无法治本。想要提升地区风光利用水平，还是需要直击问题关键，从加强配套储能项目、完善输电通道建设、深化电力市场交易等方面入手，切实提升地区消纳能力，确保新能源既能装得上也要用得好。
硅片市场
9月，受新产能爬坡、开工率提升等因素影响，我国单晶硅片产量环比提升18%，多晶硅片产量环比持平。
短期来看，当前，产能占比较大的内蒙古、新疆等地疫情较为严重，受到疫情防控政策、物流及企业生产等方面的影响，硅片供需紧张仍将持续。
长期来看，在全球市场，除了气候变化下的能源转型，乌克兰危机加剧油气供应紧张，促使多国加快发展可再生能源，随着各国政府陆续发布政策对可再生能源发展予以更多支持，光伏海外市场需求将持续提升，但年底圣诞节的来临可能加剧用工紧张，或将导致海外需求阶段性降温。在国内市场，在政策和旺盛市场需求的双重支撑下，景气度有望维持高位运行，支撑市场价格继续处于较高水平。
用地政策
9月下旬，多项事关光伏发电项目建设用地的政策相继发布，行业发展用地红线持续收紧。
自然资源部发布《关于用地要素保障接续政策的通知》指出，按照依法依规、权责对等的原则，地方政府根据职责权限，对国务院推进有效投资重要项目协调机制项目中已签订银行投资意向书或投资合同、需报国务院批准用地的交通、能源、水利类单独选址建设项目相关用地事项作出承诺后，可向自然资源部申请项目先行用地。先行用地规模原则上不得超过用地预审控制规模的20%。
为突破陆上光伏项目对项目选址土地类型的约束，当前，我国海上光伏项目建设正在悄悄加速。数据显示，截至2022年5月，我国确权海上光伏用海项目共28个，累计确权面积共1658.33公顷。其中浙江省确权面积最大，共计3个项目、确权面积770.89公顷。
为引导行业规范发展，今年以来，山东、浙江相继发布海上光伏指导意见。
山东省海洋局发布的《关于推进光伏发电海域立体使用管理的指导意见》，成为全国首个正式发布的海上光伏管理规范。意见规范了项目用海选址，鼓励桩基固定式海上光伏发电项目与围海养殖、盐田、电厂温排水区、风电场等实施立体综合开发利用。项目用海选址应符合国土空间规划确定的分区及用途管制要求，严禁在生态保护红线区，牡蛎礁、海草床等重要海洋生态系统分布区及法律法规、规划明确禁止的海域内建设。
浙江省自然资源厅发布了《关于规范光伏项目用海管理的意见（征求意见稿）》，从总体原则、规划布局、用海控制指标、审批要求、监管要求等5方面进行了意见征求，要求做好海上光伏项目空间布局引导，支持分层设权综合立体使用，鼓励远岸开发。优先在国土空间规划中允许或兼容光伏用海的功能区选址。
需要注意的是，尽管光伏电站将选址从陆地转移至海上，避开了农田、林地等陆上项目的用地红线，其建设依然需要避让海洋保护区、候鸟栖息地等海洋生态红线。同时，受到海流、波浪、泥沙、风暴潮、海水盐度等因素影响，海上光伏电站项目在前期规划中，需要考虑风暴潮、海洋附着物等对项目的影响，还要考虑防浪堤、除海冰等的必要性及措施。
近年来，我国对光伏项目建设用地的选择标准日渐严格。今年8月，自然资源部、生态环境部、国家林业和草原局联合发布《关于加强生态保护红线管理的通知（试行）》强调，零星分布的已有水电、风电、光伏、海洋能设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。未来，避让生态红线将是风电、光伏发电等可再生能源项目建设前期规划中的重要一项。
