10月，我国以风电光伏发电为代表的清洁能源发展又迎来多重政策利好。

党的二十大报告明确提出，加快发展方式绿色转型，加快推动能源结构调整优化，为支持风电、光伏发电等清洁能源发展又送政策春风。

国家能源局在发布2022年前三季度能源形势时指出，当前，我国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，第三批项目审查快马加鞭，为行业提供了确定而广阔的市场发展空间，为加快行业发展提供有力支撑。

与此同时，10月以来，风电、光伏发电行业细分市场波动连连，或缘于尚未成熟的商业模式，或缘于有待完善的产业链条，引发业内重点关注。

01

风机价格战：行业高质量发展不可饮鸩止渴

进入10月，我国上市企业的三季度财报陆续公布。作为全面迈入平价上网的第一年，今年以来，风电行业的发展备受关注。然而，面对金风科技、电气风电、三一重能等多家国内风电整机上市企业持续下滑的业绩表现，不少媒体直呼“惨淡”。政策持续利好、市场高需求双重驱动下的风电行业，企业为何会增收不增利？

据不完全统计，今年1—10月，我国风电累计招标量突破9113万千瓦，已超过2021年8800万千瓦的全年招标规模，市场呈现火热态势。然而，长长的下游订单并未让业内企业挣得钵满盆盈。尤其是整机环节，面对陆风、海风机组市场交易价格的快速下滑，多数企业的营收水平及盈利能力明显下滑。出现这种情况，其根本原因在于初迈进平价时代的风电企业，为了争夺市场份额，面对上游大宗商品价格飞涨等不利因素，仍掀起了不计成本的非理性降价竞争。

得益于技术创新能力的持续提升，近年来，我国风电建设成本实现了快速下降，2021年平均度电成本较2012年下降48%，并持续处于下行通道。可以说，正是技术迭代驱动下实现的风机度电成本快速下降，为风电行业的高速发展提供了有力支撑。

将视线转回到2022年，尽管受上游大宗商品价格上涨影响，风电机组的制造成本出现短时上浮，但招标市场的价格曲线一直保持下行走势。2022年初，我国陆上风电、海上风电机组的中标均价分别约为2007元/千瓦、4000元/千瓦。到10月，陆上风电机组中标均价滑至1739元/千瓦，下降幅度超过13%，甚至出现了1200元/千瓦的报价，一度在业内引起“震荡”；而海上风电机组的中标均价也下滑至3650元/千瓦左右，同比下降近9个百分点。

自2022年起，我国风电行业新增项目全面取消中央财政补贴支持，风能正式开始与煤炭、油气、太阳能等多种能源类型同台竞技。在技术发展和市场竞争的双重压力下，可以说，机组市场价格的进一步下降，是行业发展必然。今年以来公布的多个项目中标信息也已证明，在绝大多数情况下只有价格最低的前几家才有中标机会。然而，经过了10个月的“混战”，市场价格的下滑像一柄铁锤重重地砸瘪了企业的盈利空间，业内再无人为此鼓掌。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩多次在公开场合呼吁，风电行业“没必要打价格战”，尤其是我国海上风电行业，目前还不具备全面平价上网的条件，以亏本为代价争夺项目开发权，并非明智之选。国家能源集团联合动力技术有限公司党委书记、董事长张广军也明确指出，以牺牲利润空间来拓展市场是一种短期行为，不利于行业的可持续发展，严重扰乱了整个行业的健康发展。

更值得关注的是，价格战不仅会将行业推入无序竞争状态，更有可能导致企业过度压缩成本而忽视质量问题，从而引发安全事故大幅增加。例如，今年年内发生的风机安全事故中，有不少就是因为整机商为压缩成本降低零部件质量标准，导致机组运行安全风险大幅上升，对整个项目、乃至风电行业整体发展都得不偿失。

曾有媒体分析指出，以风电整机市场招标水平为坐标轴，国际巨头在低于3000元/千瓦的时候就已主动退场，2000元/千瓦通常是国内风机厂商的盈亏平衡点，而过度追求低价的后果实际上是在透支行业的发展红利，已经损害了风电行业的健康造血能力，为行业有序发展埋下隐患，高质量发展更无从谈起。

尽管无序竞争等不利因素在一定程度上打乱了行业发展节奏，但长期来看，三轮大型风电光伏基地带来的强大需求拉力、较为完备的技术产业体系提供的充足产能供给及高涨的资本热情，携手为我国风电行业打造了一个良好的发展环境，为行业高速发展奠定了坚实基础。

发展路上，希望地方能源主管部门、风电产业链相关企业及整个能源行业，都可以为技术的创新及落地多留些验证时间，为引导行业健康发展留出合理利润空间，以推动陆上风电进一步降本增效，推动海上风电加快向深远海发展，保证风电行业可以把路走得更稳、更远。

02

硅片市场：火热赛道≠躺赢

进入2022年最后一个季度，我国硅片市场价格并未如早前预期回归正常区间，依然在高位坚挺。

2021年以来，我国硅料市场的持续性供需结构紧张，带动硅片市场价格持续走升。尽管中国光伏行业协会等机构多次预测，待新增产能达产后市场价格会出现下跌，然而在高位持稳的硅料市场价格，短期来看并无下降走向。

在供给端，一方面，据中国有色金属工业协会硅业分会提供的数据，10月，我国硅片国内产量增加至3350万千瓦，环比增加8.8%。其中，单晶硅片产量为3270万千瓦，环比增加6.3%，多晶硅片产量维持在800万千瓦，环比持平；另一方面，西北地区疫情影响了部分厂家的正常生产运行，导致单晶硅片产量增长受到一定影响。

在需求端，大型风电光伏基地的陆续开工为硅片市场提供了高确定性市场需求，市场对于硅料高价的包容度早已突破业内预期。尽管受成本控制等因素影响，市场盼跌情绪及对于硅片需求的观望情绪仍然存在，但硅料龙头企业撑市心态明显，短期内优质硅料价格不会出现明显下调。

值得关注的是，10月31日，硅片环节在今年出现了首次降价。在TCL中环公布的最新报价中，除了取消158.75尺寸报价外，218.2、210、182尺寸等主流大尺寸硅片报价较上期整体下调0.2～0.35元/片，降幅在3.1%～3.2%之间。据业内分析，这一价格下跌主要缘于PERC、TOPCon、HJT等技术路线差异造成的产业链供需错配，导致电池产业扩产步伐出现犹豫，供需错配的矛盾在近期开始集中展现，而不是明确的价格下滑开端。

10月以来，国家相关部门多次采取措施，积极引导多晶硅行业理性、有序发展。工业和信息化部办公厅、市场监管总局办公厅、国家能源局综合司于8月联合发布《关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》后，有关业务司局又集体约谈了部分多晶硅骨干企业及行业机构，内容涉及不搞囤积居奇、要推进光伏存量项目建设等，表达了为硅料价格降温的决心。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于促进光伏产业链健康发展有关事项的通知》明确，多晶硅在光伏产业链中居于重要环节，发挥着关键作用，要创造条件支持多晶硅先进产能按期达产，鼓励多晶硅企业合理控制产品价格水平。

根据硅料老牌企业和新晋玩家公布的新增、扩产项目计划，到2022年底，当年硅料新增投产或将超过60万吨，国内累计产能有望超过120万吨，到2023年底，当年硅料新增投产或将超过120万吨，国内累计产能有望达到230万吨及以上。大规模新增产能的达产释放会驱动市场价格进入下行通道，无论是对于上游硅料、硅片企业，还是对于下游安装市场来说，都将是不争的事实。

然而，面对强大的市场需求和相对较长的建设周期，这一趋势到底什么时候能成为现实，仍然有待观望。在这里，唯有对硅料企业赛道玩家们先提个醒，企业长久经营还是要依靠技术创新及经营模式完善，只凭资本“头脑一热”地涌入火热赛道，尤其是像硅片这样的重资产、高技术门槛赛道，最终结果可能很难得偿所愿。

03

新能源配储：高景气下亟待全面完善

11月初，中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，基于其开展的一项以全国三分之二的新能源配储装机为对象的调研结果来看，当前，我国新能源配储能等效利用系数为6.1%，仅为电化学储能项目12.2%的平均等效利用系数水平的一半，项目利用率不高。

新能源与储能项目“打捆”建设，在我国已不算是新鲜事儿。新能源配置储能，能够实现平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性等多重作用，其效果和发展前景早已得到业内肯定。

当前，我国有不少省份都已发布政策要求“新能源配储”，并对时间和比例进行了明确限定。例如，海南省发展改革委在2021年初就发布《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》明确，每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。湖南省发展改革委也在其《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》中指出，湖南省内风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量的15%、5%比例（储能时长2小时）配建储能电站。

伴随我国能源绿色转型的日渐深入，以风电、光伏发电为代表的新能源占电源总装机比重会越来越大，甚至在部分省份成为主力电源。这种情况下，通过配置储能“削峰填谷”提升地区电力系统调节能力，已成为电网安全发展的优质之选。然而，正如《新能源配储能运行情况调研报告》中所说，仍有不少问题正在迟滞行业发展步伐。

首先是成本。储能项目至少上千万元的建设成本，在一定程度上冲淡了配储带来的成本优势。尤其是近两年来，作为储能原材料之一的碳酸锂价格飞涨，截至今年11月中旬，电池级碳酸锂价格已上浮至59万元/吨，不断刷新历史纪录的同时，也让我国储能系统的成本冲高至每瓦时1.6～1.9元。在上游价格飞涨、下游市场却为追求平价“拼命”压低价格的情况下，不少项目业主望而却步。

其次是商业模式。当前，我国新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务。然而，与此相关的成本疏导机制、投资回报机制、市场化机制等多项市场、价格机制尚未完善。长久以来，并不清晰的商业运行模式，难以充分激发市场主体的投资热情。

2021年以来，青海、湖南、山东等十余个省份陆续启动共享储能机制，引导由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，在满足自身电站需求的同时，也为其他新能源电站提供有偿调峰服务。共享这一模式的出现，不仅有助于提升储能项目利用率和盈利水平，而且为储能商业模式的发展与成熟提供更多有益探索。

新能源配储能，不应只是简单的1+1=2。想要储能项目发挥更大作用、实现更多价值，还要进一步加快技术创新以降低储能项目度电成本，尽快理顺电价机制、完善商业模式以保障项目整体盈利空间、激发社会投资热情，方能实现储能系统效率和效用的最大化，真正做到为新能源发展保驾护航。 

原标题：新能源配储：高景气下亟待全面完善