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中央经济工作会议有关来年“双碳”工作的部署表述，由2020年的“大力发展新能源”，调整为2021年重点强调“增加新能源消纳能力”。

没有人会否认，“双碳”目标为我国新能源产业锚定了长期发展的潜力。回望2021年——迈向“双碳”目标的“开局年”，这个核心赛道正在持续受到政策的“眷顾”。

在2021年10月24日正式对外发布的《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》（下称《意见》）的顶层设计中，21世纪经济报道记者注意到，“新能源”（不含新能源汽车）这一词汇在《意见》中出现了七次。其中，最引人瞩目的表述，莫过于“构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力”。

这是“双碳”目标下，整个新能源产业发展的终极目的，也得以衍生出具体的预期规模：到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。而截至2020年，我国风电、太阳能总装机容量仅5.3亿千瓦。与此同时，氢能、储能等绿色低碳技术仍有待进一步加强研发和加快推广。

巨大的市场空间，引来了众多好手竞逐——2021年，从央企到民企，大家各司其职、环环相扣，共同推动产业链的进步。巨大的蛋糕诱惑，也会引发一些无序的竞争和惨烈的博弈。以至于当“十四五”开局之年行将结束，持续受到资本市场追捧的光伏产业不得不面临新增装机量不及预期的尴尬境地。

事实上，各领域、各层次密集出台的政策加速了发展步伐之时，我国新能源产业仍需思考高增长下的结构平衡。因此，中央经济工作会议有关来年“双碳”工作的部署表述，由2020年的“大力发展新能源”，调整为2021年重点强调“增加新能源消纳能力”。这是我国新能源产业在重量、重规模发展时兼顾高质量的最明显信号。

光伏产业在博弈中迎接“大年”

2021年的中国光伏产业开了一个不大不小的“玩笑”。

按照《意见》制定的“双碳”目标“三步走”路线图，在2025年、2030年和2060年这三个时间点，我国非化石能源消费比重不断提升，最终达到80%以上的目标。而这一目标的完成，离不开风电、光伏装机量的大规模提升。可以肯定的是，我国光伏产业未来具备着极大的增长空间。根据国家发改委能源所预测，到2025年，光伏总装机规模达到约7.3亿千瓦，2035年，更是能达到30亿千瓦。

然而，正是在足够的发展预期下，我国光伏产业在“十四五”开局之年的新增装机量却没有达到预期。

国家能源局的统计数据显示，今年1至11月，我国光伏新增装机34.83GW，虽较去年同期增长34.5%，但距离年度预期目标55至65GW，尚有较大差距。这一背后，“博弈”主导着2021年整个国内光伏产业的发展情绪。

自2021年年初以来，光伏产业链价格波动成为贯穿全年的主题。多晶硅料价格从年初的8.5万元/吨，最高涨至第四季度的27.22万元/吨，涨幅高达222%。硅料价格不断上行的背后，是供需端和成本端的双重影响。

首先在供需端上，下游需求的扩大导致上游多晶硅产能供给不足。而下游的需求，正是受到来自政策和市场预期的各种刺激。一方面，来自“双碳”目标的顶层设计的刺激，为光伏新增装机打开了增长空间；另一方面，在这顶层设计之下的各类具体政策的出台更是支撑着光伏产业发展的基础。

这类政策具体可以体现为三个层面：第一，各省“十四五”能源规划陆续出台——可再生能源新增开发规模逐渐明晰，其中光伏新增装机累计超过258GW；第二，风光大基地模式的推进——“十四五”规划纲要提出，重点发展九大清洁能源基地及四大海上风电基地，而近期，我国第一批近100GW风光大基地项目已有序开工，覆盖青海、甘肃、内蒙古等19个省区，第二批也开始启动申报；第三，整县光伏政策的推进，户用市场掀起热潮——2021年6月，国家能源局发布《关于报送整县（市、 区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，明确提出开展整县推进屋顶分布式光伏建设工作，随后676个县级地区参与试点公布，整县推进总量约170GW。

然而，面对如此广阔的市场需求，2019年多晶硅料价格阴跌的背景使得上游硅料企业并未做好扩产的充分准备，叠加硅料产能扩产周期长，整个2021年，多晶硅料未见新增产能。与此同时，限电现象的出现，影响多晶硅原料工业硅的生产，进一步助推多晶硅价格的上涨。

硅料价格的提升，影响着中下游电池片、组件的盈利能力。自2021年第二季度开始，下游光伏电站运营商适当下调新能源运营项目IRR（内部收益率）。但由于整县推进分布式等政策的落地，需求端仍受刺激，致使光伏产业在博弈中震荡前行。

不过，随着2021年最后几周多晶硅料价格持续回调，整个光伏产业链似乎看到了价格拐点的出现，并认为这将利好于光伏产业的下游需求在2022年得到释放。“2022年有望成为光伏大年。”国内某头部光伏企业相关人士对21世纪经济报道记者判断，尽管明年多晶硅料供需依旧紧平衡，但价格将会较今年的高点出现较大降幅，下游组件的盈利空间有望得到修复。

21世纪经济报道记者注意到，中国光伏行业近期预测，2022年光伏新增装机可增至75GW以上，与今年45至55GW的预测值相比增长约36%至67%。

风电产业在“内卷”中迎来平价

在政策东风的吹动下，中国风电产业的发展空间被进一步打开，产业重心也由三北陆上风电，向东南沿海的海上风电转移。

即将到来的风电平价时代，将在未来2-3年内倒逼产业降本增效，完成新一轮的产业洗牌。

对于风电产业来说，相较于光伏产业剧烈的变革与发展，风电产业此前数年都处于相对停滞的时期，在技术环节难有太大突破，电网消纳、产业前景、低价的竞争都让风电产业遭受诸多质疑。在能源领域，风电不仅要与火电比价，与光伏竞争，还要面临生物质能、水电等的“围剿”。

但随着国内“30·60双碳”目标的设立，新能源在整体电力体系中占比的大幅提升已经成为大势，风电产业的发展已经成为必然的趋势。《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》提出建设九大清洁能源基地和四大海上风电基地，为风电产业打开了产业的想象空间。

全球风能理事会（GWEC）在其发布的《2021年全球海上风电报告》中指出，在未来十年内，伴随着全球能源脱碳趋势的加速，加之海上风电度电成本急剧下降、漂浮式风电的商业化和工业化继续取得进展等因素，海上风电还将继续维持快速增长。

GWEC预计，未来十年，全球将累计新增超过235吉瓦的海上风电装机，使得全球风电累计装机容量在2030年达到270吉瓦。

近期全国各沿海风力资源丰富的省区，包括江苏、浙江、山东、海南、广西、广东等地，都已经出台了规模巨大的风电开发规划，行业热度不断提升。

随着陆上风电资源逐渐接近饱和，产业发展重心转移到海上甚至是深远海已经成为大势所趋。从中国的产业现实来看，沿海省区多属于主要经济体，有着较高的用电负荷和更大的减排压力，发展海上风电也有利于节省土地资源，方便电力运输和可再生能源的消纳。

从另一方面来看，随着风电补贴在2021年底的结束，中国的风电产业将迈入平价时代。对于整个行业来说，如何有效降本实现较高的投资回报率，是能否吃到繁荣风电产业蛋糕的一个巨大门槛。

华创证券指出，风电产业有望进入“退补-行业争相降本-刺激需求-行业竞争加剧-降本”的正向循环，进入高速成长期。

对于风电产业来说，在保证安全的情况下，其增长最核心的因素就是成本的降低，即通过各个环节的调整来降低整体的制造成本，这与光伏行业时常出现的技术路线创新不同。

此外，除了风机制造成本以外，成本降低对整个产业的吊装、总包、工程团队等都提出了新的要求，大型化、规模化的项目则具备更多的投资成本优势。

补贴政策的调整，此前一直可以比较直接地影响到风电行业的景气度。随着风电补贴的退场，中国风电行业由补贴带来的波动性将大大减缓。

开源证券分析指出，目前整个风电整机产业在机组功率大型化趋势的带领下，正处于产品快速迭代升级和降本的过程中，具备核心技术优势、供应链管控能力强、成本控制良好的整机商和零部件企业，在市场化发展趋势下，将获得新的市场份额。

而从另一方面看，目前风电行业的低价内卷仍在不断持续当中，而低价的竞争最终会有一个底线。在全员触底之后，整个行业将回归到品质与安全，归根结底还是技术的先进性上。

天风证券指出，《风电场改造升级和退役管理办法》（征求意见稿）的出台，鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役，有利于提升利用小时数，降低土地成本、降低运维成本等，助力风电场经济性的提升。中国的风电场改造升级和退役需求较大，预计“十四五”期间累计退役机组容量将超过120万千瓦，全国改造置换机组需求将超过2000万千瓦。

氢能产业在政策加码中突破瓶颈

2021年12月24日，2022年全国能源工作会议在北京召开。会议指出，将重点推动燃气轮机、核电、可再生能源、油气、储能、氢能等重点领域技术攻关，力争绿色低碳前沿技术取得突破；探索氢能、综合智慧能源服务发展新模式。

这是有关氢能领域发展最新一次国家层面的表态。

今年以来，“氢能”概念绝对成为了政策的“宠儿”。在“碳中和”的大背景下，我国氢能源产业迎来重要发展机遇期。从中央到地方，氢能被赋予了重要使命，政策利好频出。这其中，在我国“十四五”规划纲要中，将氢能及储能设立为未来产业，实施未来产业孵化与加速计划。而在12月份工信部印发的《“十四五”工业绿色产业发展规划》中，氢能又被数度提及——第一，在明确工业降碳实施路径中提出要加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用；第二，开展可再生能源电解制氢工程示范，并发挥中央企业、大型企业集团示范引领作用；第三，在推进产业机构高端化转型中提到提升清洁能源消费比重，鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用；第四，发展氢燃料燃气轮机、超高压氢气压缩机、高效氢燃料电池等新能源装备；第五，开展绿氢开发利用等新型污染物治理技术装备基础研究；第六，推进绿氢炼化等技术的推广应用。

与此同时，各地规划密集出台，是2021年作为氢能发展政策元年的又一特征。根据21世纪经济报道记者的统计，截至目前，共计23个省份发布了地方氢能源专项规划和指导意见，超过48座城市发布了详细的氢能政策。而纵览各地规划、政策，加强对氢能相关产业的支持，推动氢能形成规模产业，尤其是强调燃料电池车及加氢站等交运领域氢能运用，成为各地共同发展的方向。

毋庸置疑的是，氢能产业具有明确的发展前景。根据中国氢能联盟的预测，到2025和2035年，我国氢产业产值将分别达到1万亿和5万亿规模。但同时需要直面的是，我国氢能产业仍然面临诸多瓶颈。

氢能产业链主要包含三个环节：上游制氢、中游储氢运氢和下游氢能应用。而在上述三个环节中，我国在氢气制备环节技术积累较多，而中下游环节则面临一些技术困境。不过，即便在氢气制备环节，国内存在着氢源结构不“健康”、“绿氢”渗透率低的情况。“目前国内氢气的制备大多是‘灰氢’，在环保和能耗方面存在劣势。”一位新能源分析师告诉21世纪经济报道记者，但“绿氢”制备又面临成本高的问题，现在业内普遍使用“蓝氢”制备进行过渡。

该分析师表示，“绿氢”以电解水制氢为主，其经济性主要取决于用电成本。据银河证券测算，如果按照平均工业电价0.6元/度计算，产氢成本约40至50元/kg，明显偏高；当电价低于0.3元/度时，制氢成本与其他工艺路线大体相当。

事实上，以光伏、风电为代表的绿电制氢，成为今年热议的话题之一。其中，目前全国大部分地区的光伏度电成本在0.3至0.4元，部分地区甚至降低至0.2元/度。电成本的下降正在为光伏制氢营造巨大的发展潜力。