一、行業(yè)熱點
2021年全年及2022年上半年全國新能源電力消納評估分析
國家能源局發(fā)布1-8月份全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)
2022年1-8月全國電力市場交易簡況
國家發(fā)改委批復內(nèi)蒙古、寧夏35GW沙戈荒風光大基地！
寧夏“十四五”規(guī)劃：九大百萬千瓦光伏基地
二、政策法規(guī)
國資委印發(fā)央企合規(guī)管理辦法，新能源投資并購或再趨嚴
上合峰會：大力推動風能、太陽能等協(xié)同發(fā)展
寧夏：保障沙、戈、荒光伏等新能源用地，擴大新能源有償用地范圍
安徽省綠色電力交易試點規(guī)則出臺
三、他山之石
光伏電站收益矛盾愈演愈烈，投資商被迫“負重前行”
“疆電入渝”配套電源工程開工
103家光伏公司二季報出爐！
光伏產(chǎn)業(yè)供應鏈價格報告
鈣鈦礦，下一代光伏技術方向
行業(yè)熱點
看點01.2021年全年及2022年上半年全國新能源電力消納評估分析
9月16日，國家能源局發(fā)布《關于2021年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價結果的通報》，就2021年可再生能源電力消納總量責任權重、可再生能源電力消納非水電責任權重、重點地區(qū)光伏、風電利用小時數(shù)以及特高壓線路輸電情況、國家清潔能源示范省（區(qū)）落實情況給出相關數(shù)據(jù)，并以此作為各地區(qū)2022年可再生能源開發(fā)建設和并網(wǎng)運行的基礎數(shù)據(jù)。
根據(jù)通報情況來看，2021年全國可再生能源電力實際消納量為24446億千瓦時，占全社會用電量比重29.4%，同比提高0.6個百分點；全國非水電可再生能源電力消納量為11398億千瓦時，占全社會用電量比重為13.7%，同比增長2.3個百分點。
在利用率方面，全國光伏發(fā)電利用率98%，與上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消納水平顯著提升，光伏利用率同比分別提升2.8和5.6個百分點。
在這之前的9月6日，全國新能源消納監(jiān)測預警中心發(fā)布2022年二季度全國新能源電力消納評估分析顯示，上半年全國新能源消納利用水平整體處于合理區(qū)間。風電利用率為95.8%，同比下降0.6個百分點；光伏利用率為97.7%，同比下降0.2個百分點。
二季度風電裝機穩(wěn)步增長、光伏裝機大幅增長，累計裝機規(guī)模分別達到3.42、3.36億千瓦。二季度風電新增裝機553萬千瓦，同比增長3.7%；光伏新增裝機1820萬千瓦，同比增長113.6%。
上半年風電、光伏發(fā)電量占比達到14.9%，同比提升2.2個百分點。上半年，全國風電、光伏累計發(fā)電量達到5902億千瓦時，同比增長17.8%。
二季度新能源新增并網(wǎng)布局相對集中。二季度，風電開發(fā)持續(xù)向北方地區(qū)轉移，北方地區(qū)風電新增裝機占全國風電新增裝機比重達到79.5%。分布式光伏開發(fā)主要集中在華北、華東地區(qū)，華北、華東地區(qū)分布式光伏新增裝機占全國分布式光伏新增裝機比重達到65.8%。
三季度，全國大部分地區(qū)平均風速隨月份增加呈減小趨勢，平均水平面總輻照量隨月份增加呈減小趨勢。
隨著“三地一區(qū)”國家大型風電和光伏發(fā)電基地項目陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，下半年北方地區(qū)風光新增裝機比重較大，部分區(qū)域消納壓力進一步加大。
看點02.能源局發(fā)布1-8月份全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)
9月21日，國家能源局發(fā)布1-8月份全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)。截至8月底，全國發(fā)電裝機容量約24.7億千瓦，同比增長8.0%。其中，風電裝機容量約3.4億千瓦，同比增長16.6%；太陽能發(fā)電裝機容量約3.5億千瓦，同比增長27.2%。
1-8月份，全國發(fā)電設備累計平均利用2499小時，比上年同期減少67小時。其中，火電2930小時，比上年同期減少64小時；核電4995小時，比上年同期減少224小時；風電1460小時，比上年同期減少40小時；太陽能發(fā)電946小時，比上年同期增加50小時。
1-8月份，全國主要發(fā)電企業(yè)電源工程完成投資3209億元，同比增長18.7%。其中，太陽能發(fā)電1025億元，同比增長323.8%。電網(wǎng)工程完成投資2667億元，同比增長10.7%。
看點03.2022年1-8月全國電力市場交易簡況
1-8月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量34577.7億千瓦時，同比增長44.3%，占全社會用電量比重為59.8%，同比提高16個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為27655.8億千瓦時，同比增長45.2%。
8月份，全國各電力交易中心組織完成市場交易電量5009.3億千瓦時，同比增長47.7%。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為3956.4億千瓦時，同比增長49.9%。
一、全國各電力交易中心交易情況
1-8月，省內(nèi)交易電量合計為27924.7億千瓦時，其中電力直接交易26822.9億千瓦時（含綠電交易113.4億千瓦時、電網(wǎng)代理購電5379.2億千瓦時）、發(fā)電權交易1024億千瓦時、其他交易77.7億千瓦時。省間交易電量合計為6653億千瓦時，其中省間電力直接交易833億千瓦時、省間外送交易5763.6億千瓦時、發(fā)電權交易56.4億千瓦時。
8月份，省內(nèi)交易電量合計為3971億千瓦時，其中電力直接交易3838.2億千瓦時（含綠電交易14.7億千瓦時、電網(wǎng)代理購電832.5億千瓦時）、發(fā)電權交易123.9億千瓦時、其他交易8.8億千瓦時。省間交易電量合計為1038.4億千瓦時，其中省間電力直接交易118.4億千瓦時、省間外送交易915.5億千瓦時、發(fā)電權交易4.5億千瓦時。
1-8月，北京電力交易中心組織完成省間交易電量合計為6134.6億千瓦時，同比增長43.9%；南方電網(wǎng)區(qū)域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量5587.3億千瓦時，同比增長22.7%，占該區(qū)域全社會用電量的比重為57.8%，其中廣州電力交易中心組織完成省間交易電量合計為518.4億千瓦時，同比增長32.7%；內(nèi)蒙古電力交易中心累計組織完成市場交易電量1526.3億千瓦時，同比增長27.5%，占該區(qū)域全社會用電量的比重為70.3%。
二、全國電力市場中長期電力直接交易情況
1-8月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為27655.8億千瓦時，同比增長45.2%。其中，省內(nèi)電力直接交易（含綠電、電網(wǎng)代購）電量合計為26822.9億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為832.9億千瓦時。
8月份，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為3956.4億千瓦時，同比增長49.9%。其中，省內(nèi)電力直接交易（含綠電、電網(wǎng)代購）電量合計為3838.2億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為118.2億千瓦時。
1-8月，國家電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為21480.2億千瓦時，同比增長52.1%；南方電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為4851.4億千瓦時，同比增長24.4%；蒙西電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為1324.2億千瓦時，同比增長30.5%。
看點04.國家發(fā)改委批復內(nèi)蒙古、寧夏35GW沙戈荒風光大基地！
日前，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《內(nèi)蒙古庫布齊沙漠鄂爾多斯中北部新能源基地、鄂爾多斯南部新能源基地、寧夏騰格里沙漠東南部新能源基地實施方案的復函》。
根據(jù)《復函》，在庫布齊沙漠鄂爾多斯中北部杭錦旗、達拉特旗新建新能源基地，總體建設規(guī)模為1200萬千瓦，其中風電400萬千瓦、光伏800萬千瓦，依托周邊電廠（含近區(qū)）配套擴能改造升級煤電、抽水蓄能項目作為支撐性電源。配套特高壓輸電線路起點位于鄂爾多斯市，落點位于河北省中南部地區(qū)。統(tǒng)籌配建新型儲能。同意三峽集團牽頭承擔內(nèi)蒙古庫布齊沙漠鄂爾多斯中北部新能源基地建設任務。
在庫布齊沙漠鄂爾多斯南部杭錦旗新建新能源基地，總體建設規(guī)模為1200萬千瓦，其中風電400萬千瓦、光伏發(fā)電800萬千瓦，依托周邊電廠（含近區(qū)）配套擴能改造升級煤電、抽水蓄能項目作為支撐性電源。配套特高壓輸電線路起點位于鄂爾多斯市，落點在中東部地區(qū)。統(tǒng)籌配建新型儲能。同意華能集團牽頭承擔內(nèi)蒙古庫布齊沙漠鄂爾多斯南部新能源基地建設任務。
在騰格里沙漠東南部寧夏中衛(wèi)、吳忠和固原市新建新能源基地，總體建設規(guī)模為1080萬千瓦，其中風電180萬千瓦、光伏發(fā)電900萬千瓦，依托周邊電廠（含近區(qū)）配套擴能改造升級煤電、抽水蓄能項目作為支撐性電源。配套特高壓輸電線路起點位于寧夏境內(nèi)騰格里沙漠南緣，落點在湖南湘南地區(qū)。統(tǒng)籌配建新型儲能。同意國家能源集團牽頭承擔寧夏騰格里沙漠東南部新能源基地建設任務。
按照《公司法》組建單一法人公司作為業(yè)主單位，負責落實新能源基地，支撐性煤電、輸電通道“三位一體”要求。
根據(jù)此前，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)的《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》的通知，以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠為重點，以其他沙漠和戈壁地區(qū)為補充，綜合考慮采煤沉陷區(qū)，規(guī)劃建設大型風電光伏基地。
到2030年，規(guī)劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦，其中庫布齊、鳥蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規(guī)劃裝機2.84億千瓦，采煤沉陷區(qū)規(guī)劃裝機0.37億千瓦，其他沙漠和戈壁地區(qū)規(guī)劃裝機1.34億千瓦。
到2030年，庫布齊沙漠基地規(guī)劃建設新能源(包括風電、光伏等，下同) 8100萬千瓦，配套擴建煤電1000萬千瓦、靈活性改造煤電660萬千瓦、建設新型儲能，利用存量和新建若干跨省跨區(qū)特高壓輸變電線路支撐電力外送。
到2030年，騰格里沙漠基地規(guī)劃建設新能源7700萬千瓦，配套擴建煤電1400 萬千瓦、靈活性改造煤電532萬千瓦、建設新型儲能，新建若干跨省跨區(qū)特高壓輸變電線路支撐電力外送。
看點05.十四五”規(guī)劃：九大百萬千瓦光伏基地
9月13日，寧夏自治區(qū)人民政府印發(fā)《寧夏回族自治區(qū)能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃的通知》，擬大規(guī)模開發(fā)可再生能源。
根據(jù)規(guī)劃，“十四五”期間，光伏發(fā)電成為全區(qū)電力增量主體，裝機規(guī)模實現(xiàn)翻番，到2025年達到3250萬千瓦以上，全區(qū)風電裝機規(guī)模達到1750萬千瓦以上。根據(jù)2021年寧夏累計風光裝機規(guī)模來看（光伏13.84GW、風電14.55GW），預計“十四五”期間，光伏新增規(guī)模超18.7GW，風電新增3GW，總計風光新增21.7GW。
規(guī)劃要求，堅持集中開發(fā)和分布式開發(fā)并舉、擴大外送和就地消納相結合的原則，整合沿黃地區(qū)和中部干旱帶土地資源，推動沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷區(qū)大型集中式光伏開發(fā)，重點在沙坡頭區(qū)、紅寺堡區(qū)、寧東能源化工基地、中寧縣、鹽池縣、靈武市、利通區(qū)、同心縣、青銅峽市等地建設一批百萬千瓦級光伏基地。充分發(fā)揮風、光資源多能互補優(yōu)勢，鼓勵利用風電場空閑土地建設風光互補電站。開展整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點，創(chuàng)新實施光伏+農(nóng)業(yè)、工業(yè)、商業(yè)、校園、社區(qū)、交通等分布式“光伏+”工程，有效提高用戶側光電應用比例。適時開展太陽能熱發(fā)電試點。
此外，因地制宜通過發(fā)展風電、光伏、現(xiàn)代農(nóng)業(yè)、林業(yè)等產(chǎn)業(yè)，推進礦區(qū)生態(tài)修復；鼓勵在服務區(qū)、加油站等公路沿線合理布局光伏發(fā)電設施；重點開發(fā)氫能、風電、光伏等清潔能源制取利用技術及裝備，以技術創(chuàng)新推動成本下降。重點研發(fā)高性能光伏用硅材料、高性能正負極材料等先進能源材料，促進產(chǎn)業(yè)向價值鏈中高端躍升。
在制造業(yè)方面，重點依托銀川經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)、蘇銀產(chǎn)業(yè)園、石嘴山經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)、石嘴山高新技術產(chǎn)業(yè)開發(fā)區(qū)、鹽池工業(yè)園區(qū)、太陽山開發(fā)區(qū)等園區(qū)做大做強光伏制造產(chǎn)業(yè)，形成以光伏硅材料為核心，耗材、輔材和配套設備企業(yè)集聚發(fā)展的全產(chǎn)業(yè)鏈體系。打造寧東光伏產(chǎn)業(yè)園綠氫規(guī)模化生產(chǎn)基地，積極創(chuàng)建寧東可再生能源制氫耦合煤化工產(chǎn)業(yè)示范區(qū)。
政策法規(guī)
看點0 1.國資委印發(fā)央企合規(guī)管理辦法，新能源投資并購或再趨嚴
9月13日，國資委召開了中央企業(yè)合規(guī)管理工作推進會，《中央企業(yè)合規(guī)管理辦法》正式發(fā)布，就央企經(jīng)營、主要職責、制度運行等8個方面給出了詳細要求，自2022年10月1日起正式執(zhí)行。
國資委黨委委員、副主任翁杰明在推進會上強調(diào)，中央企業(yè)要深入貫徹落實《中央企業(yè)合規(guī)管理辦法》，著力抓好“五個關鍵”，確保“五個到位”，將首席合規(guī)官作為關鍵人物，全面參與重大決策，確保管理職責到位；把合規(guī)審查作為關鍵環(huán)節(jié)，加快健全工作機制，確保流程管控到位；聚焦關鍵領域，扎實做好“三張清單”，確保風險防范到位；將風險排查作為關鍵舉措，堅持查改并舉，確保問題整改到位；把強化子企業(yè)合規(guī)作為關鍵任務，通過信息化手段加強動態(tài)監(jiān)測，確保要求落實到位。
根據(jù)《管理辦法》來看，中央企業(yè)應當結合實際設立首席合規(guī)官，不新增領導崗位和職數(shù)，由總法律顧問兼任，對企業(yè)主要負責人負責。中央企業(yè)業(yè)務及職能部門承擔合規(guī)管理主體責任，負責本部門經(jīng)營管理行為的合規(guī)審查。
中央企業(yè)應當將合規(guī)審查作為必經(jīng)程序嵌入經(jīng)營管理流程，重大決策事項的合規(guī)審查意見應當由首席合規(guī)官簽字，對決策事項的合規(guī)性提出明確意見。完善違規(guī)行為追責問責機制，明確責任范圍，細化問責標準，針對問題和線索及時開展調(diào)查，按照有關規(guī)定嚴肅追究違規(guī)人員責任。此外，將合規(guī)管理作為法治建設重要內(nèi)容，納入對所屬單位的考核評價。
事實上，自今年以來，央企新能源投資陸續(xù)收緊了新能源投資項目的合規(guī)性審核，主要體現(xiàn)在項目手續(xù)、土地使用以及收益率考核三方面。
一方面，在今年以來的可再生能源補貼核查中，部分項目被認定為路條買賣或者手續(xù)不全等面臨取消補貼資格或者降低補貼電價的風險，導致央企在收購項目中面臨極大的不確定風險。
另一方面，隨著新能源用地政策收緊，用地風險問題也在凸顯，央企對于收購存量項目的手續(xù)合規(guī)性的要求也愈發(fā)嚴格。目前，土地性質(zhì)的合規(guī)性已經(jīng)成為央國企上會立項的一個基本條件。
再者，在審計壓力及相關考核下，也進一步提高了央企的合規(guī)性審查，包括削減企業(yè)層級、資產(chǎn)負債率、利益輸送等等。
隨著《中央企業(yè)合規(guī)管理辦法》的正式印發(fā)，電力央企在新能源項目開發(fā)、并購方面的合規(guī)性或將迎來更嚴苛的審核。
看點0 2.上合峰會：大力推動風能、太陽能等協(xié)同發(fā)展
9月16日，上海合作組織成員國領導人在烏茲別克斯坦撒馬爾罕舉行元首理事會會議，會議發(fā)表了關于維護國際能源安全的聲明。
聲明指出，為促進清潔能源市場發(fā)展，為實現(xiàn)碳中和目標的全球努力作出必要貢獻，上合組織成員國倡議推動構建清潔、低碳、安全、高效的能源體系，實現(xiàn)能源品種和能源來源多元化。因地制宜，重點發(fā)揮化石能源和清潔能源共有互補優(yōu)勢，鼓勵主要油氣生產(chǎn)和出口國增加上游投資。加強自身產(chǎn)能建設，有效釋放出口潛力，增加全球油氣及電力供應，確保能源安全和可持續(xù)，保障清潔低碳能源可持續(xù)應用。
聲明強調(diào)必須在包括使用可再生能源的能源基礎設施安全、可靠運行的基礎上，統(tǒng)籌有序推進能源轉型和能源安全。大力推動風能、太陽能、水能、核能、生物質(zhì)能、氫能、儲能等協(xié)同發(fā)展。構建適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)具有重要意義。
看點0 3.寧夏：保障沙、戈、荒光伏等新能源用地，擴大新能源有償用地范圍
9月7日，寧夏回族自治區(qū)自然資源廳發(fā)布《關于做好沙漠戈壁荒漠光伏等新能源產(chǎn)業(yè)用地保障工作的通知》，文件提出，支持光伏全產(chǎn)業(yè)鏈制造基地、低碳零碳產(chǎn)業(yè)示范園等新能源項目建設，在各級國土空間規(guī)劃中預留建設用地規(guī)模，保障產(chǎn)業(yè)發(fā)展空間。
鼓勵利用沙漠、戈壁、荒漠建設光伏風電項目。鼓勵優(yōu)先使用沙漠、戈壁、荒漠等未利用地或工礦廢棄地建設光伏、風電項目，科學合理使用荒漠化草地。光伏發(fā)電項目使用沙漠等未利用土地的，對不占壓土地、不改變地表形態(tài)的用地部分，按原地類認定，不辦理轉用審批手續(xù)。一般光伏發(fā)電項目占用農(nóng)用地的，所有用地按建設用地管理。光伏復合項目、鄉(xiāng)村振興專項安排的光伏發(fā)電項目確需使用農(nóng)用地的，變電站、運行管理中心等依法辦理農(nóng)用地轉用審批手續(xù)，按建設用地管理；場內(nèi)道路用地可按農(nóng)村道路用地管理；光伏方陣占用一般農(nóng)用地的，在不破壞農(nóng)業(yè)生產(chǎn)條件的前提下，可不改變用地性質(zhì)，不辦理建設用地審批手續(xù)。
要求提升復合利用光伏項目用地效率。在整縣推進屋頂分布式光伏、“千鄉(xiāng)萬村馭風計劃”“千鄉(xiāng)萬村沐光行動”中利用原有房屋和構筑物建設屋頂分布式光伏發(fā)電設施的，若在不改變建筑面積、總高度、層數(shù)、外立面及不影響建筑安全等情況下，免于辦理建設工程規(guī)劃許可。經(jīng)批準通過流轉、租用、承包等方式，在養(yǎng)殖圈棚、溫棚、魚塘建設光伏復合發(fā)電項目，只對升壓站、管理用房等設施辦理建設用審批手續(xù)。
在保障新能源配套產(chǎn)業(yè)用地需求方面，文件指出鼓勵新能源項目用地根據(jù)企業(yè)生產(chǎn)周期，采取彈性年期、長期租賃、先租后讓、租讓結合供地方式供應。同時擴大新能源產(chǎn)業(yè)用地有償使用范圍，鼓勵光伏、風電項目以出讓方式供應建設用地，出讓價格參照同地域工業(yè)用地基準地價評估確定，土地用途確定為公共設施用地，出讓方式可通過招標、拍賣、掛牌供應土地，供地計劃公布后同一宗地只有一個意向用地者的，可采取協(xié)議方式供地，建設用地使用年限為25年。另外，保障零星小面積能源配套項目用地。電動汽車充電設施等用地面積小、需多點分布的能源配套基礎設施，可采取配建方式供地。
風電方面則強調(diào)簡化風電場“以大代小”用地審批手續(xù)。
看點0 4安徽省綠色電力交易試點規(guī)則出臺
近日，華東能監(jiān)局、安徽省能源局發(fā)布《安徽省綠色電力交易試點規(guī)則》。參與綠電交易的電力用戶、售電公司,其購電價格 由綠電交易價格、輸配電價、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。其中,輸配電價、政府性基金及附加按政府有關規(guī)定執(zhí)行。參與綠電交易的電力用戶應公平承擔為保障居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)購用戶電價穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益分攤費用。
交易主體如下：
（一）可再生能源發(fā)電企業(yè)：平價上網(wǎng)的集中式風電和光伏發(fā)電等新能源發(fā)電企業(yè)。
（二）電力用戶和售電公司：具有電力中長期交易資格的售電公司和電力用戶。其中，一級用戶可直接與可再生能源發(fā)電企業(yè)交易，二級用戶需通過售電公司代理交易。
綠色電力交易成交價格分為電能量價格和綠色環(huán)境權益價格兩部分，均由市場主體通過市場化交易方式形成。
電能量交易價格按照電力中長期交易價格執(zhí)行，即按照“基準價格+上下浮動”形成，上下浮動范圍不超過 20%；綠色環(huán)境權益價格不設上限。
他山之石
看點0 1.光伏電站收益矛盾愈演愈烈，投資商被迫“負重前行”
在“碳中和、碳達峰”目標支持下，新能源行業(yè)迎來史無前例的發(fā)展前景。但反觀行業(yè)現(xiàn)實景象，卻是在組件價格、土地成本、儲能成本、電力交易等種種因素下，項目投資收益率被持續(xù)壓縮，投資商苦不堪言，雙碳目標下，光伏電站的投資收益反而在節(jié)節(jié)下降。
1、價格上漲的困境
2022年以來182mm與210mm組件均價未曾低于1.8元/W，且仍舊呈現(xiàn)持續(xù)爬坡走勢，2元/W以上的組件中標價格也是層數(shù)不窮。其中包括大唐5.553GW、華潤第五批3GW組件集采中，均有2元/W以上的報價出現(xiàn)。
而對于三峽來說按照一個正常的項目計算，青海地區(qū)能接受的最高的組件價格為1.65元/W，不超過1.7元/W；內(nèi)蒙古稍高一些，但也不超過1.85元/W。西北的項目不僅受組件的制約，還有普遍的限電、耕地稅、保障小時數(shù)、征地費用、租地費用、青賠費用都節(jié)節(jié)攀升。由于硅料價格上漲導致系統(tǒng)成本快速上升，極大的壓縮了各環(huán)節(jié)的利潤空間。如果這一趨勢持續(xù)下去的話，光伏就有可能失去在新能源領域里面的競爭力，進而影響整個光伏行業(yè)的良性發(fā)展。
2、用地成本上漲、政策收緊
但隨著近年來土地租金的上漲以及多地土地政策的收緊，土地成本儼然已經(jīng)成為壓在開發(fā)商肩上的又一座大山。在30·60目標下清潔能源裝機開發(fā)大躍進的熱潮中，部分東部省份的光伏用地租金飆升至2000+元/畝/年；且包括山東、河北、陜西、山西、廣東、安徽等多個中東部省份面臨著光伏項目用地收緊的問題。
隨著土地政策收緊，“光伏+”項目十分必要。但是由于“光伏+”項目里不僅有光伏還有漁業(yè)、農(nóng)業(yè)，對于這些行業(yè)，電力投資企業(yè)都是外行，導致加的部分效益并沒有很好的發(fā)揮。后續(xù)國家電投將會跟相關的農(nóng)業(yè)、漁業(yè)專業(yè)公司合作，把要考慮的內(nèi)容加到設計方案里，包括魚道設計、船道設計整體統(tǒng)籌，逐步把這塊工作做的更好。
3、配儲與電力交易“窘境”
令投資商“負重前行”的還有高比例強制配儲與新能源參與電力交易。雖然新能源配儲已是大勢所趨，但是由于沒有完善的市場、價格、運行機制，目前強制配置儲能只會增加初始投資成本，影響項目經(jīng)濟性。
由于鋰電池上漲，儲能的成本也上漲迅速，電源側儲能價格已經(jīng)達到1.7-1.8元，項目收益率只有3~5%。并且目前儲能行業(yè)劣幣驅逐良的現(xiàn)象明顯，電網(wǎng)對儲存的驗收沒有統(tǒng)一標準，過渡期比較混亂。儲能要滿足新能源發(fā)展的要求必須有價格機制。
另一方面，新能源參與電力交易也一直備受挑戰(zhàn)。2022年1月28日，國家發(fā)改委、國家能源局《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）明確提出，到2030年，新能源全面參與市場交易。但在全額保障性收購制度無法繼續(xù)之后，新能源參與市場競爭的量、價風險明顯增大。由于新能源存在的隨機性、波動性特征，使其在電力市場交易過程中缺乏競爭力。
看點02寧夏“ “疆電入渝”配套電源工程開工
新疆哈密至重慶±800千伏特高壓直流輸電工程(以下簡稱“疆電入渝”工程)配套的4×100萬千瓦煤電基地項目28日在新疆哈密巴里坤縣三塘湖礦區(qū)啟動建設，標志著“疆電入渝”工程配套煤電工程正式開工。
“疆電入渝”工程是我國“西電東送”項目“三交九直”工程的重要組成部分，也是“疆電外送”第三條直流通道。工程設計輸送容量800萬千瓦，分別在新疆、重慶各建設1座800萬千瓦換流站。線路由西北至東南途經(jīng)新疆、甘肅、陜西、四川、重慶5個省市自治區(qū)，跨越多種地形，輸電距離約2283公里。送端換流站落點新疆哈密市巴里坤縣，受端換流站落點重慶渝北區(qū)。
哈密資源能源富集，是國家千萬千瓦級風電基地之一，煤炭預測資源量更是位居新疆第一位，是我國為數(shù)不多的可同時大規(guī)模發(fā)展清潔能源和煤電的大型能源基地。工程建設充分利用哈密地區(qū)的能源資源優(yōu)勢，大力推進“疆電外送”，加快新疆資源優(yōu)勢轉化，有效推動新疆地區(qū)沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)風電光伏基地開發(fā)。“疆電入渝”工程配套電源規(guī)模1420萬千瓦，其中火電400萬千瓦，風電700萬千瓦、光伏300萬千瓦、光熱20萬千瓦，另配建10%-20%裝機的儲能裝置；相較于其他“疆電外送”通道，該通道新能源比例有了顯著增加。
該配套電源工程還按照風光火儲多能互補一體化模式開發(fā)建設。新能源項目按照風光同場、風機混裝集約化開發(fā)，實現(xiàn)清潔能源最大化利用；煤電一體化項目建設大容量高參數(shù)低排放綠色燃煤機組，實現(xiàn)煤炭清潔高效利用。以多能互補源網(wǎng)一體化關鍵技術研究為依托，充分發(fā)揮煤電和儲能電站調(diào)節(jié)性能，風光火儲各單元采用智能控制策略，充分發(fā)揮削峰填谷、深度調(diào)峰作用，有效解決大規(guī)模新能源發(fā)電存在的間歇性和波動性問題。
“疆渝”工程建成后，將極大補強新疆交流第一通道，進一步加強新疆跨區(qū)輸電能力，預計每年可增加外送電量400億千瓦時以上，不僅能夠持續(xù)深化新疆能源資源優(yōu)勢向經(jīng)濟優(yōu)勢轉化，大幅提升通道的綠色低碳效益，還能有效緩解我國西南地區(qū)用電緊張問題，在保障國家能源安全的同時，也將為國家推進碳達峰、碳中和作出積極貢獻。
此外，電網(wǎng)作為重要的能源基礎設施，投資規(guī)模大、產(chǎn)業(yè)鏈條長、經(jīng)濟帶動性強，項目開工建設，可充分釋放電力投資帶動效應為鞏固經(jīng)濟回升向好趨勢、保持經(jīng)濟運行發(fā)揮重要作用。
看點0 3 .103家光伏公司二季報出爐
1、9家企營收超百億
在營收方面，蘇美達以459.29億營收排名榜首，通威股份次之，為356.54億元，隆基綠能排名三達到318.22億元。同時，特變電工、天合光能、晶科能源、TCL 中環(huán)、晶澳科技和正泰電器單季營收都超過了100億元。通威股份和隆基綠能是純光伏領域2家營收過300億的公司，特變電工單季營收則超過了200億元。
2、15家公司營收增幅超3位數(shù)
營收增幅方面，雙良節(jié)能、上機數(shù)控和大全能源排名前三，增幅分別為+214.25%、+192.29%、+188.08%。共有15家公司二季度營收同比增幅超過3位數(shù)，其他12家企業(yè)分別為岱勒新材、億晶光電、亞瑪頓、海優(yōu)新材、京運通、高測股份、晶科能源、通威股份、中來股份、愛旭股份、宇晶股份和易成新能。
3、歸母凈利方面，通威股份以70.29億元排名榜首，其下分別有大全能源、協(xié)鑫科技、隆基綠能、特變電工、三峽能源、TCL 中環(huán)、合盛硅業(yè)、正泰電器和明陽智能，單季營收分別為52.13億、38.8 億、38.17億、37.84億、24.66億、16.07 億、14.94億、11.18億、10.39億和9.52億元。
4、27家公司凈利增幅超3位數(shù)
在凈利增幅方面，海優(yōu)新材以單季+3130.53%的增幅排名榜首，其當季歸母凈利1.31億，宇晶股份同比增+2744.95%，排次次席，實現(xiàn)凈利1986萬。中來股份排名第三，單季凈利增幅為+639.93%。
共有27公司單季歸母凈利潤增幅超3位數(shù)，具體有：愛旭股份、岱勒新材、珈偉新能、東方日升、特變電工、高測股份、亞瑪頓、通威股份、大全能源、博威合金、雙良節(jié)能、賽伍技術、億晶光電、德業(yè)股份、禾邁股份、鵬輝能源、ST森源、浙江新能、兆新股份、美暢股份、協(xié)鑫集成、奧特維、伊戈爾和ST天龍。
5、16企營收、凈利"雙降"
即使在行業(yè)旺季，二季報顯示仍有16家公司呈現(xiàn)營收、凈利"雙降"態(tài)勢。這16家企業(yè)分別為大族激光、旗濱集團、協(xié)鑫能科、捷佳偉創(chuàng)、林洋能源、科華數(shù)據(jù)、東旭藍天、晶科科技、樂凱膠片、康躍科技、拓日新能、上能電氣、羅博特科、能輝科技、中晶科技、和順電氣。
6、15企"增收不增利"
在103家企業(yè)中，有15家企業(yè)呈"增收不增利"態(tài)勢，即營收增長而凈利下滑。這15家企業(yè)分別有：正泰電器、南玻A、金晶科技、太陽能、愛康科技、帝科股份、固德威、中信博、振江股份、金辰股份、嘉澤新能、聆達股份、清源股份、綜藝股份、科威爾。
7、13企歸母或扣非凈利為負
在103家公司中，有13家第二季度歸母或扣非凈利潤為負，其中歸母和扣非利潤雙負的有10家，扣非凈利為負的有3家。
歸母凈利虧損最嚴重的綜藝股份，為虧損1.37億元，其次是愛康科技虧1.3億，東旭藍天虧損1.17億，ST中利虧0.67億元，康躍科技虧5492萬,羅博特科虧損2916萬，聆達股份虧損-1483萬，*ST科林虧1775萬，和順電氣虧523萬，海源復材虧11.9萬。3家歸母凈利潤為正，扣非凈利潤為負的企業(yè)分別為ST森源、兆新股份和帝科股份。
看點0 4 .光伏產(chǎn)業(yè)供應鏈價格報告
2022年9月21日的報價，單晶復投料人民幣價格為 RMB308/KG；單晶致密料為 RMB305/KG。
M10單晶硅片人民幣報價為RMB7.53/Pc。G12單晶硅片人民幣報價為 RMB9.93/Pc。
M6單晶電池片人民幣價格為 RMB1.27/W。M10 單晶PERC電池片人民幣價格為 RMB1.31/W；G12 單晶PERC電池片最新報價保持在 RMB1.29/W。
355-365/430-440W單晶組件人民幣報價為 RMB1.91/W。182mm 單面單晶PERC組件價格和210mm 單面單晶PERC組件報價均為 RMB1.97/W；182mm 雙面雙玻單晶PERC組件和210mm 雙面雙玻單晶PERC組件報價價格為 RMB1.99/W。
2.0mm鍍膜光伏板玻璃最新價格為 RMB20/㎡；3.2mm鍍膜光伏板玻璃
人民幣報價為 RMB26.5/㎡。
看點0 5 .鈣鈦礦，下一代光伏技術方向
鈣鈦礦太陽能電池是以鈣鈦礦型（ABX3型）晶體作為吸光層材料的電池。和晶硅太陽能電池相比，鈣鈦礦太陽能電池有三大優(yōu)勢。一是成本低。鈣鈦礦太陽能電池原材料豐富，不受稀有金屬元素的儲量限制，光吸收系數(shù)高，1微米的厚度即可吸收超過90%的太陽光，原材料成本是傳統(tǒng)晶硅的1/20。二是效率高。目前，鈣鈦礦鈣電池的實驗室效率為25.8%，與晶硅電池的26.5%相差無幾。但其理論極限為33%，高于晶體硅電池的29.4%，并且可以疊加在各種電池材料表面制成更高效的疊層電池。三是易制備。鈣鈦礦組件制備僅需單一工廠，生產(chǎn)耗時短、能耗低，生產(chǎn)成本僅為晶硅的50%，徹底顛覆了晶硅冗長、復雜的生產(chǎn)工藝。
基于鈣鈦礦太陽能電池具備的諸多優(yōu)點，新能源產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)紛紛進行相關布局。目前已有近二十家上市公司表現(xiàn)了對鈣鈦礦太陽能電池的興趣。隆基綠能目前擁有鈣鈦礦相關專利20項。通威股份在今年半年報中提到，公司已全面展開了對鈣鈦礦/硅疊層電池等前沿技術的研究與開發(fā)。
中來股份在回復投資者時表示，公司的鈣鈦礦疊層電池正在研發(fā)中，現(xiàn)階段重點在進行與鈣鈦礦電池相匹配的底層電池的研發(fā)。寧德時代董事長曾毓群在今年5月份召開的業(yè)績說明會上表示，公司鈣鈦礦光伏電池研究進展順利，正在搭建中試線。在此背景下，鈣鈦礦電池的產(chǎn)業(yè)化前景也越來越清晰。不少企業(yè)更是先行一步，率先推進鈣鈦礦電池量產(chǎn)。
協(xié)鑫光電生產(chǎn)的尺寸為1m × 2m的全球最大尺寸鈣鈦礦組件已經(jīng)下線，投建的全球首條100兆瓦量產(chǎn)線已在昆山完成廠房和主要硬件建設，計劃2023年投入量產(chǎn)。
極電光能全球規(guī)模最大的150兆瓦鈣鈦礦光伏組件試制線設備已經(jīng)入場安裝調(diào)試，今年第四季度將全面投產(chǎn)；其全球首條吉瓦級生產(chǎn)線也將于2023年啟動建設，計劃在2024年正式投產(chǎn)，至2026年建成10吉瓦的產(chǎn)能。極光電能鈣鈦礦太陽能電池組件在10x10c㎡的尺寸上效率超過20%，20cm ×20c㎡的效率達到19.01%，30cm ×30c㎡的效率達到18.93%。計劃用兩年左右的時間，將試制線組件的效率做到20%以上。依托于該試制線，未來兩年極電光能將向市場上供應各類BIPV發(fā)電建材產(chǎn)品，以及用于地面及工業(yè)屋頂分布式光伏電站的標準組件產(chǎn)品。
盡管在理論上有諸多優(yōu)點，但作為一種全新的光伏技術，鈣鈦礦電池在商業(yè)化過程中仍然面臨諸多挑戰(zhàn)。
鈣鈦礦電池有兩個顯著缺點，一是穩(wěn)定性較差，二是在大面積應用時效率損失問題。鈣鈦礦電池具有易氧化、不耐高溫等特點，穩(wěn)定性較差、壽命較短。目前已報道的鈣鈦礦電池最長工作壽命往往只能達到幾千小時，遠低于晶硅電池。此外，目前實驗室里制造的鈣鈦礦電池面積較小，與市場需要的太陽能電池在尺寸上相距甚遠。
實驗證明，晶硅電池在連續(xù)工作1000~2000小時左右就會有衰減，而鈣鈦礦電池連續(xù)工作1.2萬小時都不會有衰減。它的穩(wěn)定性和壽命實際上是優(yōu)于晶硅電池的。此外，光伏組件的產(chǎn)品維度單一，每年能帶來多少收益，是可以準確計算出來的，度電成本是唯一的指標。而鈣鈦礦太陽能電池實際效率和晶硅太陽能電池差距不大，但組件成本僅為晶硅電池的一半，能為客戶提供更好的投資回報率，將具有極大的市場空間。
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