2025年新能源行业发展回顾与展望：新能源筚路蓝缕，目前的形势与我们的任务

1.回顾十四五：成果颇丰高增长背后隐忧浮现

1.1.十四五砥砺前行 新能源成就颇多

十四五初期下提出的新能源发展目标，从数量上看已全部完成。自 2020 年 9 月我国双碳战略提出以来，能源系统首次被置于国家安全战略的核心位置，2021 年至 2022 年，初期纲领性文件持续补位，《2030 年前碳达峰行动方案》文件中明确到2030 年风电、光伏总装机容量超 12 亿千瓦；《“十四五”可再生能源发展规划》文件中明确到 2025 年可再生能源年发电量达 3.3 万亿千瓦时，风电、光伏发电量实现翻倍，可再生能源发电量增量占全社会用电量增量比重超 50%。

有别于“十三五”时期新能源的发展，“十四五”期间，在全球气候治理压力与能源安全保障压力下，能源转型显得更加重要。除了战略意义，在经济性上，得益于光伏组件成本大幅下滑，光伏与风电在发电环节的度电成本低于煤电，以及中国新能源产业链在全球的比较优势，我国在新能源发展上似乎势在必得。

“十四五”作为我国能源结构转型的关键窗口期，发展可再生能源的实现路径上看，《“十四五”可再生能源发展规划》明确 1）大力推进风电和光伏发电基地化开发，2）积极推进风电和光伏发电分布式开发，3）统筹推进水风光综合基地一体化开发。三种形式大规模发展新能源，布局大基地、分布式与多能互补。与其他能源类似，风光电源建设仍然依靠本地资源禀赋，而我国风资源呈现北多南少格局、光资源呈现西多东少格局。

值得注意的是，我国在十四五规划中着重提出建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊等清洁能源基地。黄河上游、雅砻江、金沙江、澜沧江等流域均为风光资源富集区，与我国西部水电基地位置重合度极高。以水电为中心，发展多能互补系统，一方面可充分利用水电独有的调峰优势，另一方面我国大型水电基地通常配套专属特高压外送线路。由于水电发电量存在季节性波动，全年看外送通道功率往往存在较大富余，水电与新能源打捆外送可直接利用现有外送通道。但是从十四五表现来看，水风光基地建设不及预期。

从发展脉络来看，我国新能源自 2003 年发展以来基本可划分为以下几个发展时期：1）2003-2008 年，受制于国内技术限制，风电设备主要依赖进口，叠加此时政策支持尚不明朗，我国新能源建设处于混沌期。 2）2009-2014 年，2009 年发改委首次明确风电上网标杆电价，并逐步将项目审批权下发地方，带来风电装机的高速发展。 3）2015-2019 年，为应对三北地区弃风限电消纳问题，国家能源局明确要求三北多地2016 年不允许新增风电装机，而彼时东部各省作为用电负荷中心，在光伏降本、国家及地方政策指引下，东部沿海等地分布式光伏兴起。

回顾过去十几年的发展，我们总结新能源建设的几个关键影响因素：上网电价、设备成本、地方项目与土地审批意愿。在十三五末期，双碳战略的提出使得全国上下在政策上对于新能源的支持达到一个新的高度，彼时的新能源仍然为保障消纳，新能源上网电价较为固定，即便 2020-2021 年新能源建设的补贴电价逐步退出，但对于开发运营商而言，补贴结束后上网电价仍然可预期。 上网电价固定与造价成本下降，十四五初期新能源项目回报率仍旧可观。在2020-2021年风电、光伏的造价以及上网电价的情况下，新能源项目全生命周期资本金IRR尚可。从全国的完成情况看，截至 2024 年底，全国风电、太阳能等新能源累计装机达14.1亿千瓦，占总装机比例的 42%，其中风电装机 5.21 亿千瓦、太阳能装机8.87 亿千瓦。即，在2024 年全国新能源装机层面已经超过 2030 年目标。电量方面，2024 年风电、光伏发电量分别为 9361、4191 亿千瓦时，分别为 2020 年的 2.26、2.95 倍，实现电量翻倍目标，2024年风电光伏发电量占总发电量的 14%。 分年度看，2021-2022 年新增装机体量较 2023-2024 年有明显差距，主要系十四五初期全球公共卫生安全事件影响工程进展，以及 2021-2022 年光伏组件价格高企影响开发意愿，2023-2024 年新能源新增装机规模显著提速。电源结构方面，2020-2024 年，风电装机复合年均增速 17%，光伏装机复合年均增速 37%，其中分布式光伏装机复合年均增速48%。

从各省完成情况看，截至 2024 年底，我国已有 17 个省市完成十四五规划目标，辽宁与广西几乎完成十四五目标（19 个省市占 31 个省市的 61%），并且12 个省市新能源装机超过火电装机（12 个省市占 31 个省市的 39%）。假设各省 2025 年新增新能源装机等于2024年新增新能源装机，则预计 2025 年各省达到十四五目标的有20 个，占31 个省市的65%。全国范围看，截至 2024 年底，31 个省风电完成 521GW，完成其十四五规划的107%；光伏完成 887GW，完成十四五规划的 147%。从 2025 年的装机预期值看，仍存在部分省市装机未达十四五规划，超过规划的主要原因在于光伏装机的高速增长，提前完成的省市主要为分布式光伏建设的主力地区，集中式光伏为主的三北地区整体进度略快于规划。

绝对装机规模上，内蒙古、河北、新疆、山东与江苏为新能源装机前五大省，累计装机占全国达到 38.1%。值得注意的是，宁夏、青海、甘肃三省作为传统风光资源富裕区域，预计较难完成其十四五规划，或许与其较高的目标以及较为苛刻的新能源上网电价政策有关。

我们选取五大发电集团为代表分析，从已有的新闻报道中，截至2024 年，国家能源集团已经完成其十四五目标；假设 2025 年新增装机等于 2024 年新增装机，则预计到2025年，主要电力央企集团均能完成其十四五新能源装机规划。

从各个电力上市企业数据看，部分上市公司在 2021-2022 年上调其十四五新能源新增装机规划，部分上市公司在 2024 年下调其十四五规划。预计上市公司在2025 年追赶完成进度较为困难，即十四五期间绝大部分电力上市公司完成其初始新能源装机规划或存在困难。我们从全国、各省市、电力集团、电力上市公司四个维度分析其十四五完成度情况，其中全国层面已经超额完成目标；省市层面预计整体完成十四五目标，在乐观预期下或仍有约1/3 省市无法完成十四五规划；电力集团层面预计大部分完成十四五规划，而电力上市公司层面预计仅有少数完成十四五规划。这四个维度完成度的迥异或说明以下两个事实：1）从集中与分布式角度，集中式尤其是大基地项目不及预期，分布式项目建设超预期；2）从电力集团与上市公司角度，电力集团非上市平台以及部分非传统电力企业完成了大部分的分布式光伏项目的建设，上市公司层面主要以集中式项目建设为主。

1.2.新能源发展仍然隐忧不断新增项目收益率持续下行

尽管 2024 年我国新能源装机规模超额完成十四五装机目标，但这一成就背后历经多重挑战：2021-2022 年极端天气与能源转型期的供需错配导致区域性电荒，叠加公共卫生安全事件反复对供应链的冲击；光伏组件上涨导致产业链承受较大成本压力；新能源投产提速后，消纳难题贯穿始终，电网建设滞后导致部分区域弃风弃光率反弹，储能配套不足与跨省交易限制进一步加剧消纳矛盾。 这些挑战倒逼技术创新与政策突破，我们在本节简要梳理十四五期间新能源建设遇到的艰难险阻，其中有些困难不可预测不可避免，属于转型阵痛，正逐步缓解、退出中；有些困难属于正在经历，仍需努力克服的。

困难 1：2021-2022 年电荒与煤荒，暴露电力系统的脆弱

2021-2022 年我国遭遇了罕见的电力供应危机，2021 年夏季多地工业企业被迫限电停产，东北地区甚至出现居民生活用电中断；2022 年川渝地区因极端高温干旱导致水电出力骤降，叠加居民用电激增，四川电网启动“让电于民”政策，工业全停范围覆盖19个市州，直接波及产业链稳定。而此次电荒成因复杂，一方面全球能源冲击下煤价飙升至近2000元/吨导致火电企业大面积亏损、发电意愿低迷；另一方面我国新能源装机占比提升但稳定性不足，叠加极端天气削弱水电支撑能力。 该轮电荒与煤荒危机暴露了我国煤电价格机制僵化、电源结构灵活性不足等问题，倒逼政策调整——2021 年电价市场化改革允许交易电价浮动±20%，2022 年启动“三个八千万”煤电计划，要求 2022 年、2023 年煤电各开工 8000 万千瓦、两年投产8000 万千瓦。

困难 2：2021-2022 年光伏组件成本高企导致装机计划被打乱

在“双碳”战略驱动下，光伏产业链下游电站对上游光伏组件、硅料的需求呈高速增长态势，其增速显著高于供给端增长水平。由于硅料等上游产品扩产存在较长周期，供需错配导致 2021 年初至 2022 年底期间，硅料价格的大幅上涨直接推高了光伏组件生产成本，使新能源运营商的光伏项目投资收益率显著下降，极大抑制了其投资积极性。与此同时，公共卫生安全事件对工程建设进度造成严重冲击，导致施工效率降低、工期延长等问题。受上述因素叠加影响，2021-2022 年我国光伏新增装机规模增长不及市场预期。直至2023 年，随着硅料产能的集中释放，光伏组件价格逐步回落，光伏项目投资的经济性得到显著改善，市场装机需求快速释放，新增装机规模实现大幅增长。

困难 3：公共卫生安全事件、土地、技术与用电需求，特高压建设不及预期

考虑到我国能源资源与用电负荷分布的严重不匹配，煤炭、风能、太阳能集中于西部和北部，用电需求集中在东部和中部，特高压输电成为破解电力供需不平衡的主要手段。我国在十四五初期规划建设特高压“24 交、14 直”合计 38 条，但受前期公共卫生安全事件影响、持续不断的土地审批纠纷、新能源外送的技术问题以及落地端用电需求增速放缓等影响。截至 2024 年底，已投产交流线路包括川渝、张北-胜利、武汉-南昌3 条，直流线路甘肃-浙江、金上-湖北部分投运，另有蒙西-京津冀等项目因审批滞后推迟至2025年开工。特高压建设持续低于预期，部分线路被迫推迟至十五五初期。

困难 4：新能源装机高增下消纳压力持续提升

“十四五”期间我国新能源装机规模的高速增长与其他配套建设不及预期的冲突，导致愈演愈烈的消纳压力。一方面，新增新能源装机高度集中于三北地区（西北、华北、东北），供需错配矛盾突出。叠加特高压建设滞后，跨区输电能力不足导致“弃风弃光”风险加剧，2023 年起，我国弃风率与弃光率已有上升迹象。另一方面，调节性电源建设滞后进一步放大消纳压力，煤电灵活性改造进度低于预期，抽水蓄能核准虽超130GW但落地周期长，新型储能利用率不足，且三北地区火电调峰能力受限于供热需求。供需失衡与调节能力不足的双重压力下，局部电网在新能源大发时段面临调峰缺口。

困难 5：新能源入市提升，回报率下滑影响运营商投资意愿

在新能源消纳压力下，我国多省加速推动新能源全面入市，但当前市场化电价机制尚不完善，导致新能源项目收益波动加剧，甚至陷入亏损困境。根据北京电力交易中心以及广州电力交易中心数据，2024 年国网区域新能源市场化比例达到52%，而2021 年之前，新能源主要为保障消纳，基本不存在入市压力。

根据光伏们公众号，2024 年一季度甘肃集中式光伏电站入市后电价跌幅超40%，部分项目结算电价跌至 0.18 元/千瓦时，受此影响，部分运营商已暂停西北地区新项目申报，转向配储或分布式等抗风险模式，但配储前置条件的取消进一步削弱了短期经济性。这一现象源于三方面矛盾：1）新能源发电的间歇性与电力市场定价机制不匹配，例如光伏午间出力高峰时段电价骤降，而晚高峰用电需求旺盛时又缺乏发电能力，造成收益结构性失衡；2）现行差价结算机制虽提供价格补偿，但增量项目的竞价机制与存量项目政策衔接不足，导致新项目回报预期模糊；3）市场未充分建立容量电价、绿证交易等配套机制，新能源企业难以通过调节服务或环境价值获取合理收益。 上述五大维度的新能源消纳困境，本质上是由外部环境变化与技术体系转型双重冲击所引发的电力系统结构性矛盾，其相互交织、层层嵌套，构成了能源转型进程中极具挑战性的复杂命题。从经济学视角分析，这既包含电网建设滞后带来的负外部性，也与新能源技术迭代过程中的正外部性未能充分释放有关。这些系统性难题的破解，无法单纯依靠市场机制自发调节，亟需通过政策工具与市场机制的协同发力，加速电力系统的适应性重构。

1.3.电价机制补丁不断，新能源全面入市前夜

双碳转型一方面作为我国极具战略性质的产业，另一方面涉及能源供应安全，从发展以来便具备我国传统能源发展的特点，即持续受到政策调控。如我们之前分析，新能源的上网电价作为其发展关键因素之一，而政策作为最重要的外部性因素，我们在此单独梳理为一小节，旨在勾勒出十四五期间新能源经历的挫折与相关政策的出台背后的逻辑关系。与1.4节不同的是，本节旨在描绘十四五期间新能源相关政策的成就。2021 年，1439 号文允许电价真实上涨。2015 年电改 9 号文实施后，我国电力市场规模持续拓展，市场化交易电量呈现稳步增长态势。然而，在 2021 年1439 号文出台前，电价形成机制尚未充分实现市场化定价，难以有效反映电力供需关系与成本变化。2021年电荒、煤荒形势严峻，在此背景下，1439 号文的颁布允许电价基于市场供需进行合理波动，有效推动电价回归市场化本质。这一政策极大激发了电力市场活力，直接促使2022-2024年电力中长期交易电量规模显著增长。 尽管该政策并非专门针对新能源电量交易制定，但在部分省市放开新能源参与中长期交易的政策环境下，新能源得以借助煤电市场化交易的政策红利，实现了市场交易规模的快速拓展，加速融入电力市场化进程。

2022 年，118 号文与 129 号文勾勒电力市场框架。在宏观经济环境相对稳定、未遭遇重大外部冲击的背景下，我国电力市场化改革持续深化。其中，118 号文明确将加快建设全国统一电力市场体系作为核心任务，其战略目标聚焦三个维度：1）打破区域壁垒，实现电力资源在全国范围内的高效共享互济与优化配置；2）强化电力系统韧性，提升源网荷储协同的稳定性与灵活调节能力；3）构建适配中国能源禀赋与发展需求、具备更强新能源消纳能力的新型电力系统。

根据规划，到 2025 年，全国统一电力市场体系将完成初步架构搭建，形成跨区域交易机制与协同运营模式；至 2030 年，市场体系将基本建成，实现规则统一、标准互认、运营协同的成熟化发展格局，推动电力要素市场向更高水平迈进。

2023 年，1501 号文将调节性电源的重要性提升到新高度，明确新能源入市。随着新能源装机规模占比持续攀升，构建新型电力系统已成为保障能源安全与实现“双碳”目标的核心任务。电力市场价值结构发生深刻变革，传统以电能量价值为核心的单一体系逐渐向电能量价值与容量价值并重的双轨模式转型，电源侧容量价值的战略重要性日益凸显。如何科学界定火电、水电、新能源等多元电源的功能定位，通过市场机制合理分配其价值收益，并适时引入容量市场以构建长效激励机制，已成为电力市场深化改革的关键命题。与此同时，新能源行业长期依赖的补贴机制正面临双重挑战：一方面，部分新能源项目在电价市场化改革中获取较高收益，补贴之名“名存实亡”；另一方面，财政补贴压力持续加大，补贴资金缺口问题亟待解决。如何构建兼顾行业可持续发展与财政承受能力的新型利益平衡机制，实现新能源产业从“政策驱动”向“市场驱动”的平稳过渡，成为能源转型进程中亟需破解的制度性难题。

2024 年，完善电力市场机制，并为新能源入市持续打补丁。如果2023 年容量电价机制1501 号文为煤电运营的辅助，那么 2024 年则主要解决新能源入市在前期承担的高额辅助服务费用并规范绿电中长期交易规则，为新能源的得与失正名。一方面聚焦破解新能源参与市场初期面临的辅助服务成本高企痛点，通过建立差异化成本分摊机制与精准补贴政策，降低新能源企业市场准入门槛；另一方面，着力完善绿电中长期交易规则体系，明确绿电交易标的、结算方式及溯源机制，实现新能源环境权益价值与市场交易价值的精准量化。上述政策组合拳的实施，很大程度上矫正了新能源参与市场的成本收益失衡问题，更为新能源产业高质量发展提供了制度保障，推动新能源在电力市场中的角色从“政策扶持对象”向“市场化主体”加速转变，实现权益与责任的对等匹配。

目前，我国电力市场框架基本成型。2024 年 4 月，国务院发布《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 20 号），为深化电力体制改革与建设全国统一大市场的进一步配套文件，自 2024 年 7 月 1 日施行，文件明确电力市场交易类型分为三类：电能量交易、电力辅助服务交易与容量交易；其中电能量交易按照交易周期分为两类：电力中长期交易、电力现货交易。

2029 年前实现新能源全面参与市场。2024 年 11 月 29 日，在国家能源局统筹组织下，中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，提出“三步走”战略，其中第二步明确到 2029 年全面建成全国统一电力市场，实现新能源在市场中的全面参与。相较于此前《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》要求的2030年新能源全面参与市场交易，时间有所提前，全国新能源市场化或将加速。

一直到 2025 年 2 月 136 号文出台前，各省对于新能源入市交易的政策多种多样。整体而言，各省推动新能源入市主要为了解决新能源的消纳问题，从上表各省现货市场进展可知，现货进展较快的省市主要为三北新能源消纳压力较大的省市。从市场准入与价格机制维度来看，呈现明显的区域分化格局：东部沿海负荷中心省市依托旺盛的电力需求，通过制定优惠电价、灵活交易机制等政策，构建起对新能源运营商极具吸引力的市场环境；而"三北"地区虽然凭借高比例市场准入政策推动新能源大规模入市，但其较低的电价水平在一定程度上削弱了新能源项目的盈利能力。

从现货交易机制看，我国现货市场多以日前、实时两次偏差结算，合约量价与功率预测为关键。新能源现货交易结算机制以中长期合约为基础，通过日前与日内交易灵活调整，结合两次偏差结算实现精准计量。中长期合约中，新能源企业提前锁定基数电量与电价，为收益提供稳定保障。进入日前交易阶段，需基于功率预测，结合风光资源与负荷变化，制定次日发电计划；日内交易则根据实时功率预测，进一步动态调整发电安排。首次偏差结算针对日前计划与实际发电的差异，按日前市场价格清算；二次偏差结算聚焦日内计划与实际出力的偏差，依实时现货价格核算。功率预测的准确性直接影响发电计划制定与偏差结算结果，是衔接各交易阶段、保障收益稳定的关键环节，既帮助企业降低市场风险，也促进新能源高效消纳与电力资源优化配置。故此在现货交易下，动态化交易策略与精细化运营管理成为保障收益的核心抓手。

理论分析，能源不可能三角仍然存在。能源不可能三角指的是无法找到一个能源系统同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”、“能源价格低廉”这三个条件。对于中国而言，能源供给的稳定与安全是绝对的红线；而现在碳中和又为能源加上了另一个红线。这也就意味着，在无其他条件变化下，“不可能三角”的平衡将不可避免的向价格方向倾斜。

当前新能源电价机制仍然需要进一步完善。从公式“电力生产全成本=电能量成本+安全外部成本+环境外部成本”出发，当前环境外部成本（即新能源的环境价值）尚未充分体现。目前新能源市场化交易主要参与中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场与绿证绿电市场，其中中长期与现货市场反映电能量成本，辅助服务市场反映安全成本，绿证绿电市场反映环境成本。由于新能源出力特性（安全成本）以及我国新能源装机客观而言供大于求（电能量成本），目前新能源参与市场化交易在中长期、现货以及辅助服务市场均受损；而用能用户主动消费绿电意愿并不强烈。

1.4.新能源消纳的"达摩克利斯之剑"

电力系统作为人类社会最精密的工业体系之一，其物理架构与制度设计均呈现高度复杂性特征。尽管我国在十四五期间超额完成新能源的装机规划，但在其配套建设上，包括物理上的基建建设以及机制上的制度建设，仍存在显著的结构性错配问题。导致整个新能源行业面临短期的供需出清过程。这一问题由电力体系多方参与主体造成，多方承担。1）发电侧：考虑到双碳战略的实现仍然需要新能源的新增新建，对于新能源运营商需要建立可持续发展的商业模式（电价机制），而短期电力供大于求、以及消纳压力的提升，对于新能源的电价、电量不确定性产生较大影响，新能源运营商新增项目的回报率承压。2）用户侧：考虑到电力系统作为基础建设，用能价格需结合用能方承受力，当前用户侧电价并未完全承接其应该承接的责任，如系统分摊费用，尤其是新能源的辅助服务分摊。3）电网侧：尽管新能源的消纳压力很大一部分受制于电网建设的不及预期，考虑到新能源装机近两年已投产的数量，短期电网的消纳压力或许更大，亟需强化电网承接能力，包括但不限于特高压直流交流建设以及老旧电网升级改造。 4）社会资源：消纳压力提升叠加新能源入市，预期新能源弃风限电在短期有所提升，造成资源浪费。

我们在 1.2 节中系统回顾，2021-2024 年四年时间，我国能源转型呈现显著的阶段性特征，系统梳理期间暴露的结构性矛盾：煤电供应缺口、电力系统调峰能力不足、光伏组件成本波动、特高压与新能源建设的时空错配、新能源市场化交易机制不完善等问题持续发酵。除公共卫生安全事件等外部冲击外，多数矛盾本质源于市场化改革深化过程中供需关系的动态调整。新能源入市机制的加速推进，客观上倒逼传统能源体系加速重构，形成"政策驱动-市场响应-系统重构"的转型闭环。 当前，新一轮电力供需周期正逐步形成，煤电保供压力、组件价格高涨等现象级问题已阶段性缓解，但其引发的系统性影响仍在持续：1）新能源消纳能力不足导致的弃风弃光率回升，2）跨省输电通道建设滞后引发的区域性供需错配，3）电价市场化改革与辅助服务市场建设的协同滞后。这些矛盾折射出能源转型从"要素驱动"向"制度驱动"的关键跃迁期特征，亟需通过完善市场机制设计、优化基础设施布局、强化跨区域协同等系统性改革予以应对。我们将系统建设过程中遗留的问题分为五个细分种类介绍，值得注意的是，维护电力系统安全运行为首要任务，短期的些许波折或为人类社会工作的周期性错配导致，我们承认社会中存在多种商品的周期，也不得不承认电力系统的周期性。

问题 1：电力系统调节能力仍有不足

我们认为，电力系统调节能力不足体现在两方面，1）总量上，受制于建设周期影响，调节性电源的新增跟不上新能源电源的新增；2）空间上，新增调节性电源集中在华东、华南，而新增新能源集中在三北，地理空间错配。 灵活调节资源短缺以及分布不均：截至 2024 年抽水蓄能装机5869 万千瓦，新型储能7376 万千瓦，但年均利用小时仅 1000 小时。根据水电总院，发展1 亿千瓦抽水蓄能可带动3~5 亿千瓦新能源开发，相当于存量抽水蓄能电站仅能带动约180~300GW新能源消纳。同时，我国十四五期间新能源装机增量集中在三北，抽水蓄能装机增量集中在华东、南方区域。

辅助服务市场激励机制仍需完善：根据国家发展改革委、国家能源局《全国煤电机组改造升级的通知》，预计“十四五”期间，煤电灵活性改造完成2 亿千瓦。根据中电联，截至2024 年三季度末，全国已完成煤电机组灵活性改造 3.6 亿千瓦，远超“十四五”原定2亿千瓦的目标。提前完成改造计划或主要系十四五期间对于火电灵活性改造支付的辅助服务费用较为积极。但仍存在两类问题，1）部分地区的调峰补偿价格仍低于机组实际调节成本，2）目前辅助服务费用主要由发电侧承担，尚未较好传导至用户侧，导致激励链条断裂。

问题 2：电化学储能经济性仍有待提升

根据水电总院《抽水蓄能产业发展报告 2023 年度》，综合各类储能调节电源的技术经济特性，抽水蓄能是目前技术成熟且经济性优的大规模储能调节电源。在新能源快速发展、火电等传统化石能源受限、新型电力系统建设背景下，抽水蓄能是最优的电源选择之一。

综合比较来看，抽水蓄能电站在调峰性能、经济性、使用寿命等方面都具备综合比较优势。根据水电总院，1）抽水蓄能电站：按静态单位千瓦投资6000 元/千瓦考虑，计算期暂考虑 50 年，25 年更新机电设备，LCOE 为 0.207 元/千瓦时；2）电化学储能：以单位千瓦时投资 800 元/千瓦时、充放电深度 90%、充放电次数 6000 次、具备调相功能（增加调相机）为基本方案，LCOE 为 0.563 元/千瓦时，是抽水蓄能的 2.7 倍以上。

问题 3：土地、限电、电网接入等非技术成本仍有压降空间

新能源建设中的土地、限电、电网接入等非技术成本已成为制约行业平价上网和规模化发展的关键瓶颈。土地方面，国家虽明确光伏、风电项目使用戈壁、荒漠等未利用地可免转建设用地（国土资规〔2015〕5 号），但实际执行中多数地区仍要求办理转用手续，同时土地性质界定复杂，涉及多部门（国土、林业、生态等），项目开发周期延长，不确定性增加。限电与电网接入方面，由于新能源发电理论上无边际成本，少发一度电则意味着少赚一度电的钱，而在当下尤其是三北区域新能源消纳压力较大的情况下，限电率提升与延期电网接入都意味着单个新能源项目营收与利润的流失。

问题 4：需求侧响应较发达国家仍有差距

根据国家能源局，我国已制定各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%、部分省市达到5%或以上的目标，但是需求侧资源仍然具有更大的潜力可以挖掘。以工业负荷为例，目前在英国、荷兰等欧洲国家工业负荷的响应能力已超过最大负荷的10%。作为工业大国，我国工业电力消费占比在 60%以上，但是其需求响应的灵活性能力开发程度较浅，亟待进一步释放。

问题 5：新能源电价机制仍不完备

尽管新能源入市大势所趋，但是当下的交易机制以及上网电价政策，并没有充分体现新能源的全部价值。从交易机制上，电力生产全成本=电能量成本+安全外部成本+环境外部成本，而前两者对于新能源而言为负贡献，第三项唯一的正面价值尚未体现，而第三项环境价值与宏观经济有关，或许第三项价值的体现，需要协调好绿色转型与社会经济稳定性。从物理交割上，由于电的交割需要特高压支持，当前全国统一电力交易平台初步建设中，跨省交易仍存在规模少、成本高两大困难。

从自然属性看新能源出力特性与用能曲线。在电化学储能不具备经济性以及抽水蓄能未大规模配置的当下，新能源的出力曲线仍然由自然资源决定，而新能源尤其是光伏，出力曲线的最大问题是与用电需求在时间上错配，如每天用电量的最高峰出现在傍晚6点-8点，而此时光伏出力接近零；用电量相对较少的中午反而是光伏出力最大的时点，在市场化推进中，供需的错配直接反映到交易电价上。

根据兰木达电力现货公众号数据，在现货市场运行的区域，现货市场分时价格曲线与理论上的“鸭形曲线”基本一致，中午价格较低，而傍晚和夜间价格较高，与光伏出力刚好相反。按照现货市场机制，所有电源类型在任何一个时点均“同物同价”，但是不同电源类型的出力时点不同，带来了不同电源类型日均价格的大幅分化。

现货市场无疑是展示电力供需形势的最佳市场，从 2022-2024 年现货省市年度交易电价看，多省电力现货市场均价持续下行，量化展示电力供需形势逐步宽松的周期，而现货市场的最高价与最低价几乎与该省现货市场出清价格上下限一致。

从新能源运营商上市公司层面披露的上网电价数据看，2020-2024 年风电、光伏上网电价趋势下行，需要注意的是，上市公司上网电价=结算电价+补贴电价，与市场化交易电价略有区别，简单理解为“结算电价=交易电价+场外差价-考核费用”，其中交易电价则为市场化交易结果，场外差价主要为各省对于入市新能源的保护政策，考核费用包括两个细则考核等（主要为偏差考核）。由于上市公司只披露单类电源的综合上网电价，考虑到新增平价项目影响，上市公司上网电价变动并不能完全反映市场化交易情况。

从外力辅助看特高压建设：十四五期间电网、调峰储能乃至机制建设等配套设施尚未跟上，导致电力系统消纳压力激增。受前期工作时间较长等客观因素影响，特高压建设低于预期，十四五 150GW 外送主要对应 18 条外送通道，截至 2025 年底，预计将利用7条存量通道、建成 2 条通道，其余 9 条通道尚未建成，完成率不到 20%。而十五五期间总计165GW外送，预计需要 13—15 条外送通道方可满足需求。

从现实压力看弃电率：国家放宽新能源利用率目标，但真实弃电情况不容乐观。2024年国家能源局印发的《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（简称“44号文”）中提出，科学优化新能源利用率目标，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于 90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。需注意的是，（1-利用率）与电厂真实弃电率并不等价。44 号文明确新能源利用率按“仅考虑系统原因受限电量的情况计算”，同时 136 号文明确“新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核”。即新能源入市后，“1-利用率”与“真实弃电率”愈发遥远。而从投资回报率的角度，投资商测算的限电率分母基数是电站实际利用小时数；而在电网统计的利用率中，分母则是补贴政策中的保障利用小时数。

根据全国消纳预警监测中心，今年 1-5 月风电、光伏利用率下降明显，北京、河北两地风电利用率跌破 90%，青海、甘肃、新疆、蒙西、陕西五地光伏利用率跌破90%。光伏消纳压力大的区域集中在新能源装机占比较高的三北省市。

根据全国消纳预警监测中心，今年 1-5 月风电、光伏利用率下降明显，北京、河北两地风电利用率跌破 90%，青海、甘肃、新疆、蒙西、陕西五地光伏利用率跌破90%。光伏消纳压力大的区域集中在新能源装机占比较高的三北省市。

2.面向十五五：收益率与装机增长136号文新起点

2.1.新能源收益率与装机增长的平衡

能源转型需要大量资金，离不开资本市场的支持，因此，在极大程度上，新能源开发企业与资本市场的利益是一致的。新能源开发企业通过项目稳定的回报率，吸引社会资金进入。而从投资的角度看，理论上，新能源运营商的商业模式非常简单，决定新能源收益率的核心影响参数有四个，分别是平均上网电价、利用小时数、单位装机造价以及贷款成本。如果收益率确定，新能源单个项目的本质就是一次性资本支出，陆续收回成本和收益的过程。站在公司层面，公司再将存量项目赚取的现金流，一部分用于分红，另一部分用于投资新的项目，实现企业价值的滚动增厚。如果项目的收益率能够长期保持稳定，即IRR的预期与现实匹配，项目和公司的理论估值可通过资本金 IRR、折现率、项目期限和分红率确定。因此，只要给定稳定的预期收益率，由于新能源本身空间很大，“滚雪球”的复利增长非常可观，这也是 2020-2021 年绿电公司以及火电转型公司出现前所未有的大行情的基础。行情加速的原因，除了双碳承诺打开空间外，还有一个重要原因是新能源平价时代的到来。2021 年起所有新增陆上风电和集中式光伏平价上网，由于当时补贴拖欠严重，市场普遍视新增项目平价上网为利好。平价上网顾名思义，没有补贴就自然不存在补贴拖欠问题，在合理的利润率下，现金流直接与净利润匹配。 龙源电力港股 PB 在 2021 年底最高，或可以理解为“确定性”和“复利”的力量。

然而，从后续发展来看，新能源的电价下行压力远远超出资本市场的预期。2022 年 7 月龙源电力（H）股价下跌的导火索是福建海风超低价中标1以及山西光伏现货市场乱象 2，引发市场对新能源中长期回报率的担忧。两个事件看似彼此孤立，但是风起于青萍之末，根本原因或是抢装潮下，新能源装机出现区域性过剩，然后在调峰资源不足、新能源环境价值尚未体现时，新能源的市场竞争能力远远低于传统电源，电价陡然下降，导致之前按照乐观电价进行的收益率测算无法实现，复利增长的“滚雪球”模型被打破，之前预期的稳定收益率+更好的现金流都无法实现，估值从稳定性溢价变成了不确定性折价，社会资本参与新能源建设热情退潮。 当然，龙源电力（H）股价下跌的另一个导火索是由于补贴长期拖欠，市场担心国家补贴核查政策严格，或导致大量存量补贴作废，对新能源运营行业造成潜在冲击。

虽然随后福建海风最低价中标被取消、山西现货市场规则多次修改，但是市场对新能源中长期回报率的信心仍未修复。以受损最严重的光伏为例，由于行业门槛较低，各大电力集团跑马圈地，无序竞争导致行业投资模式从最初的“给定边界条件，计算收益率”变成了“按照能够承受的最低收益率，倒算电价”，投资收益率不断下探。我们取三北地区光照条件较好的情况，光伏年利用小时数取1500 小时，单位装机成本取3000 元/千瓦，贷款利率取 3%，使用年限取 20 年，其余假设见下表。按照3%和5%的资本金收益率倒算出的光伏平均上网电价分别为 0.170 元/千瓦时和0.183 元/千瓦时。如果认为光伏保障生存的资本金底线收益率至少为不低于贷款利率（理论上仍需给予适当的风险补偿和再投资本金），上述倒算价格或应该是光伏价格底线。然而在西北多地电力市场中，光伏平均价格多次击穿上述底线，导致光伏项目大面积亏损。

如之前论证，新能源收益率承压的最重要原因，就是装机增速远远超出最初的预期，木桶的短板效应在新能源领域表现得淋漓尽致。因此，新能源新增装机与资本回报率需要平衡，顾此失彼或导致后续再投资能力下降，最终影响到新型电力系统建设。为此，国资委呼吁新能源发展从规模扩张向专业化、集约化发展转变，预计未来运营端将转向“降增速、保收益”，有望带来消纳问题以及现货市场电价压力缓解，进而带动运营端回报率提升。2023 年初国资委副主任讲话强调新能源发展要从规模扩张向专业化、集约化转变，央企要形成“一盘棋”，未来新能源业务将逐步向新能源主业企业和优势企业集中。2023 年 2 月国务院国资委要求中央企业进一步聚焦主责主业，有望避免非电力央企过度跨界投资，带来新能源行业无序竞争，“只求规模、不求利润”。

与此同时，国家能源局出手整治新能源开发过程中的乱象。过去几年电力企业跑马圈地，地方政府普遍采用“资源换产业”模式，在新能源投资之外，要求开发企业配套投资或引入产业、获取或限制项目的附加收益，导致企业非技术成本大幅上升、收益率不堪重负。2023 年 9 月国家能源局发文重点整治新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为，要求按照“谁提出、谁负责”的原则进行整改，“资源换产业”模式有望缓解。

新能源产业发展中的产业配套问题，本质上是中央与地方治理逻辑的深层冲突。尽管中央三令五申要求规范发展，但部分地方政府仍以 GDP 增速和财政收入为优先目标，通过“争抢指标-吸引投资-扩大装机”的短视循环，与国家规划的产业协同目标背道而驰。这种矛盾体现在三方面： 其一，政策执行异化。地方政府为换取电网投资，常以土地优惠、税费减免等非市场化手段干预企业决策，导致《电力法》等法规在基层变形走样。如内蒙古等资源富集区为消化过剩装机，甚至要求企业承担额外基建费用，形成“唐僧肉”式掠夺。其二，利益链条固化。新能源企业与地方政府、电网形成畸形依存：企业以制造业投资换取项目资源，电网以消纳能力作为谈判筹码，中央要求的市场化交易机制被行政关系稀释。其三，监管体系失灵。现行考核侧重装机规模而非质量，部分地方或存在虚报技术参数骗取补贴，而跨部门监管协同不足，使中央政策在“文件落实”中空转。

2.2.136 号文推动新能源全面入市新周期新起点

我们在 1.3 节详细介绍当前电力市场的运行模式以及新能源上网电价的构成及待完善的点，我们在十四五期间已经给新能源电价政策打了不少补丁，但仍需完善。本节将重点介绍国家发改委 136 号文对于新能源全面入市的指导作用及影响，整体而言，我们认为136号文再次规范行业多项不合理现象，并对增量新能源提出“市场化”与“效益”平衡要求，预计将迎来新能源建设拐点，期待市场变得更加理想。 2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（简称 136 号文）。为理解136 号文对于新能源回报率的影响，我们有必要弄清楚现存新能源的盈利模式。值得注意的是，新能源入市，需要区分其“交易电价”与“结算电价”。简单来说，进入市场化交易（中长期市场、现货市场以及绿电市场），则会出现交易电价，但最终到新能源运营商手上的结算电价并不等于交易电价。通常需要考虑两个细则考核费用（含辅助服务费用）以及场外差价结算。136 号文之前，老项目面临被动入市比例提升、真实弃电率提升双重压力。我们仍从收入、成本端分析，收入端=上网电量*上网电价，其中上网电量分为保障电量与市场化电量，保障电量即为未入市部分，由各省评估其消纳能力、优购电量给出保障利用小时数，历史上各省保障利用小时数呈现下降趋势（即存量新能源入市比例被动提升）。市场化交易电量与当年风光资源以及弃电率有关。值得注意的是，参与市场化部分而未中标的电量，不再计入新能源利用率的统计口径，即未来利用率与电厂真实弃电率脱钩。

我们在此逐个要点分析 136 号文原文及释义，原文并不长，可谓是句句重要，136号文仍旧是一份纲领性文件，具体落地还需要结合各地方的细则方案。总体思路：区分存量增量、推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。

参与主体：新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。 点评：除部分扶贫等具有历史因素的项目，预计新能源（集中式、分布式）将全部参与市场化交易，参与中长期市场、现货市场以及绿电市场。 结算机制：建立新能源可持续发展价格结算机制，在市场外建立差价结算的机制，结算机制的电量规模、机制电价和执行期限由各省能源部门等确定，并区分存量增量。电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。点评：建立场外结算机制，场外对新能源运营商有保护，场内市场化交易反映真实电力供需形势。明确差价机制的分摊费用由下游用户承担。 其他要点：1）新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。2）坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。3）享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。4）纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。 点评：入市后的新能源不再纳入新能源利用率考核，与现有机制一致；明确新能源项目的前置条件不允许有配置储能、不得有不合理分摊费用，预计未来新能源尤其是光伏配储会更加市场化，预计开启非技术成本降本之路；补贴不受 136 号文的影响；纳入机制电量的新能源电量，其对应的绿证预计直接转移给电网，并分摊给下游用户，由下游用户享受。

136 号文后，预计存量项目承担的电力市场化压力减少，而增量项目压力陡增，市场化效益决定投资与否，或为新能源运营商市场走向良性循环的开端。136 号文明确2025年6月 1 日以前投产的新能源项目为存量项目，往后为增量项目。为了衔接新能源全面入市与当前新能源入市困境，引入“差价机制”结算机制。我们分析，136 号文合理规范了新能源入市交易规则，对于存量新能源运营商的估值或有所提升。对于增量项目而言，更加凸显其市场化效益，对于没有经济性的电厂（取决于电源种类、资源禀赋）不再给予保护，或提升新能源供给的质量。

从盈利模型看，预期存量项目收益率稳健、增量项目收益率有稳定预期，行业或进入更健康的发展周期。1）存量项目：上网电量=保障电量+市场化电量，电量电价机制延续现有政策，其保障利用小时数部分（未真实参与市场化部分，包括政府授权合约电量），预期在现有政策下，延续保量保价形式，价格或与当地燃煤标杆电价、新能源最新结算电价水平挂钩；执行期限延续其项目生命周期或现有政策。未纳入保障利用小时数的部分进入市场化交易。 2）新增项目：上网电量=差价机制电量+市场化电量。其中机制电价采用竞价形成，预计在当前供给大于需求的情况下，部分新能源项目（尤其是新能源供给宽松区域的光伏）为了谋求稳定电价争抢差价电量，报低价以求中标。机制电量与当地消纳能力以及非水可再生能源消纳权重挂钩。未纳入机制电量即参与市场化交易，电量电价均无保障。仅从 136 号文纲领性的文件中，无法展望更多细节，但2025 年5 月，山东与广东省相继发布其 136 号文配套细则，为 6 月新投产机组的首次竞价做铺垫。我们在此分析山东与广东省两个省份方案细则，以求窥探全国其他省市的态度。值得注意的是，我国电力系统省与省之间差异较大，并不能完全照搬，但部分细节仍有可借鉴之处。山东：存量项目的电价政策较为友好，保障电量比例仍有商榷空间。山东省发改委于5月发布的《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》明确，山东省存量新能源项目的保障电量部分按照山东省燃煤标杆电价结算，并且不参与日前市场（即无其他偏差考核费用），基本是存量项目能够得到的最优电价水平，但山东省并未明确保障电量比例，仍需持续跟踪，或参考山东本省已有政策的保障比例以及周边省市情况。

广东：仅披露增量项目细则，细化电源分类鼓励良性竞争。5 月12 日，广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则(征求意见稿)》，明确增量项目单个项目机制电量上限为 90%，海风、其他风电、光伏分三类竞价，机制期限为12-14年。值得注意的是，广东省明确在增量项目竞价过程中，只要中标电量，不论中标电量占申报项目比例情况，均视同该项目全额中标，该政策对于增量项目较为友好。136 号文下新能源迎来全新收益模型。机制电量不参与中长期交易、日前交易与绿电交易，机制电量入市仅为被动接受价格。而非机制电量可自愿参与中长期市场、日前市场以及绿电市场。单个项目的收益=机制电量部分+市场化部分，其中市场化交易部分或将会是电厂资源禀赋以及运营商电力交易的 Alpha 体现。我们认为，136 号文并非鼓励摊平，而是在改革的过程中，尽可能地协调好经济发展与市场化波动，让有能力、有效益的电站多发电。

我们不能否认 136 号文出台对行业的正面意义，但也不能否认新能源转型之路尚有诸多难题需要一一解决，在当下消纳压力愈发严重的 2025 年，也是新能源全面入市首年，或带来局部极端电价与局部真实弃电率提升，当期新能源项目盈利承压。然而，我们认为当下制约新能源良性发展的更多因素或为非技术成本，若 136 号文的推广能有效遏制非技术性成本的野蛮生长，或许有利于整个产业链，迎接新的起点。

编辑：火腿肠