1.1 新能源电价市场化变革落地：“保量保价”谢幕，“全面入市”启幕
从“政策依赖”到“市场驱动”，136 号文推动新能源迎来全面入市。自 2006 年《中华 人民共和国可再生能源法》颁布以来，我国新能源上网电价机制历经多次重大调整，先 后经历了政府定价/政府指导阶段、标杆上网电价阶段、指导价阶段、平价与竞价阶段， 并随着 2025 年《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）的发布，开始全面进入市场化新阶段。
政府定价/政府指导阶段（2006-2008 年）：该阶段新能源上网电价主要由政府直 接制定或提供指导性价格，旨在通过政策扶持快速启动国内新能源市场，尤其是在 风电领域。然而，该机制缺乏弹性，难以有效反映实际供需，在一定程度上制约了 市场活力。
标杆上网电价阶段（2009-2018 年）：自 2009 年起，中国开始实施风电、光电的 标杆电价制度。标杆电价是指根据不同地区资源条件和社会经济发展水平，设定一 个统一的上网电价标准。这一时期，随着技术进步和成本下降，标杆电价经历多轮 下调。各大电力企业加速“跑马圈地”，新能源开发模式相对粗放，资源好、发电 量高是项目开发主线。
指导价阶段（2019-2020 年）：政策由“标杆电价”转为“指导价”机制，明确规 定新建项目上网电价通过市场竞争形成，且不得高于所在资源区的指导价。指导价 综合考虑燃煤机组标杆电价及地区资源差异，推动项目开发通过竞争性配置确定电 价，标志着新能源电价形成机制进一步迈向市场化。
平价与竞价阶段（2021-2024 年）：风光新能源陆续实现平价上网，政策重心转向 以竞争机制为主导的电价形成模式。项目申报电价成为获取开发权的重要因素，市 场在资源配置中的作用显著增强，新能源电价正式进入与煤电基准电价相当甚至更 低的“平价时代”。
全面市场化阶段（2025 年起）：2025 年 2 月，《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》发布，标志着新能源“保量保价”时代终结，开 始全面进入市场化新阶段。
136 号文明确“新老划断”，差异化推动新能源全面入市。136 号文以 2025 年 6 月 1 日 为节点，区分存量和增量，差异化推动新能源全面入市。从政策逻辑看，136 号文将新 能源收益锚定市场供需而非行政定价，明确“机制电价”与现货市场联动，既避免价格 无序波动，又倒逼企业提升技术竞争力，虽然可以为项目收益提供托底，但也通过限制 溢价空间重塑行业利润模型，本质是将行业从“政策依赖”推向“市场驱动”，迫使企业 从“规模扩张”转向“效率提升”。
机制电价提出，新能源收益模型改写。136 号文提出了“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。此电价制度将推动新能源上 网电价由以往的“保障性收购+部分入市”模式转变为“全面入市+场外保障”模式。一 方面，新能源上网电量将通过参与各类电能量市场获得收入。另一方面，对于被纳入机 制的电量，其可通过后续机制电价与市场交易均价的价差结算，获得额外收入或支付额 外费用（差价可为负），最终结算费用将被纳入当地系统运行费用。此外，文件还指出将 适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。
截至 2025 年 8 月 20 日，多省份出台“136 号文”承接文件，围绕存量与增量项目机 制电价、电量比例及执行期限等明确细则。其中具有以下特点：
针对存量项目，多个省份机制电价与当地燃煤标杆水平保持一致 。为防止新政策对存量项目造成明显冲击，存量项目保障部分收益水平应基本维持，机制 电价应与入市前价格一致。根据山东、广西、内蒙古、新疆、湖南、陕西、辽宁、宁夏 地区的“136 号文”承接文件的征求意见和正式方案显示，其政策的规定的机制电价与 当地燃煤标杆水平保持一致，基本延续 2022 年平价入市政策。在机制电量规模部分， 针对不同类型的存量项目设定不同的纳入比例标准。
针对增量项目规模确定，部分省份通过明确新建新能源项目的入市比例或具体规模， 为后续其他省份机制电量的规模设定提供了参考。 例如山东省，在《关于印发<山东省新能源上网电价市场化改革实施方案>的通知》中明 确，2025 年 6 月 1 日-12 月 31 日投产的风电、光伏项目机制电量总规模为 94.67 亿千 瓦时，其中，风电为 81.73 亿千瓦时，光伏为 12.94 亿千瓦时。单个项目机制电量比例 风电为 70%，光伏为 80%。风电、光伏竞价申报充足率下限均为 125%。这一进程的规 划与 136 号文的目标较为契合，也为其他省份机制规模的设定提供了有力参考。
针对增量项目机制电价确定，部分省份已经给出较为明确的 2025 年竞价区。 部分省份给出较为明确的 2025 年竞价区，且竞价上限并不一定为省燃煤标杆电价，其 中湖南新增项目机制电价竞价区间在 0.26~0.37 元/千瓦时，低于湖南 0.45 元/千瓦时的 燃煤标杆电价。机制电价和电量规模每年会通过竞价形成以及动态调整，电力市场成熟 且新能源渗透率高的地区，例如蒙东、蒙西，暂不安排机制电量，后续视消纳责任权重 等因素动态调整。 未来各地方将陆续落定 136 号文承接方案，各地方的机制电价&电量的设计方案将是 2025 年关注的重点。
1.2 机制电价落地，驱动新能源投资新周期
1.2.1 新型电力系统中各电源的定位与价值重塑
在“双碳”目标战略指引下，“十四五”是中国历史上用电量增长以及电气化进程最快的 五年，也是新能源发电装机快速增长、远超规划的阶段，截至今年 6 月底，全国风电、 光伏装机容量突破 16 亿千瓦，年初受《分布式光伏发电开发建设管理办法》、《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》的政策节点影响，今年上 半年国内风光新增装机超过 2.6 亿千瓦，超过年初全国能源工作会议规划的全年新增风 光装机约 2 亿千瓦目标。 根据国家能源局 2025 年第三季度新闻发布会文字实录，今年上半年，可再生能源发电 量接近全国总发电量达 17993 亿千瓦时，同比增加 15.6%，约占全部发电量的 39.7%， 超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和；风电、光伏发电量合计达 11478 亿千瓦时，同比增长 27.4%，在全社会用电量中占比达到 23.7%，意味着国内每消费 4 度电就有 1 度来自风光发电；较去年同期提高 4.4 个百分点，增加 2470 亿千瓦时，超 出全社会用电量增量。 从发电量看，2021 年到 2025 年 7 月风电发电量占比从 7%提升到 11.5%，光伏发电量 占比从 2.3%提升到 6%；从装机量看，2021 年到 2025 年 6 月风电装机量占比从 13.8% 提升到 15.7%，光伏装机量占比从 12.9%提升至 30.2%。
2025 年 1 月，国家能源局陆续印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》、《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》，明确政策节点“430”和“531” 为工商业分布式光伏消纳保障及全部进入市场的截止时点，直接促进发电企业在 5 月前 抢装并网，呈现“二季度增长爆发，5 月冲顶、6 月回落”的特征：光伏装机 1-2 月同比 增长 7.5%、5 月同比增长 388%、6 月增速骤降为-38.4%；风电 1-3 月同比增速为负， 4-5 月同比增速暴涨 299%-800.2%，6 月增速回落为-15.9%。
面对新能源大规模低价入市，煤电电能量市场份额被低边际成本的风光电持续挤压，同 时作为电力系统短期辅助服务和长期容量供给的主要电源，煤电机组在白天参与深度调 峰、晚间负荷高峰期快速顶峰，甚至日内停机后热态再启动的现象都有发生。目前先进 的煤电机组通过锅炉低负荷稳燃、汽轮机通流改造、热力系统优化和控制系统升级等技 术手段，最小技术处理可以从 50%额定容量降低至 30%甚至更低，启停时间大幅缩短， 调峰幅度可达 70%以上，且煤电机组通过热电解耦技术解决供热期调节能力受限问题， 在保证供热的前提下参与深度调峰。 相比煤电，燃气机组启停时间更短，调节速率更快，爬坡能力更强，能够在分钟级甚至 秒级响应电网调度指令，有效平抑新能源出力的波动性。在气源有保障且气价可承受的 地区，调峰气电也成为保障电力系统安全稳定运行的重要选择。但燃气发电仍然面临气 源荷气价约束，我国天然气对外依存度较高，国际气价波动剧烈，国内气价机制尚未完 全市场化，导致气电发电成本明显高于煤电和新能源，因此多地建立容量补偿机制及辅 助服务市场，体现燃气机组的灵活性和可靠性价值，保障投资回收和合理收益。 2025 年 7 月，甘肃省发布《建立发电侧容量电价机制的通知》，对煤电机组及电网侧新 型储能提供容量电价支持，电价标准暂定为 330 元/千瓦/年，执行期限为 2 年，产生的 容量电费纳入系统和运行费，由用户侧进行分摊。该政策也是全国首个推出发电侧容量 电价机制的省份，煤电获全额容量补偿的同时确立了储能与煤电同等的系统容量主体地 位，为全国其他新能源高渗透地区提供容量机制案例。
同月，广东省发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》，提升煤电与燃气机组的容 量电价标准，煤电机组容量电价从 110 元/千瓦/年上调至 165 元/千瓦/年，燃气机组依 据机组类型分级，容量电价范围在 165~396 元/千瓦/年。根据 2023 年国家发改委发布 的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026 年起，全国各省份煤电容量电价回收固 定成本的比例将从30%左右普遍提升至不低于50%（对应容量电价约165 元/千瓦/年）， 尤其是煤电转型较快、可再生能源比例较高的地区。 136 号文取消新能源强制配储政策和甘肃容量电价机制共同推动中国储能行业告别粗放 增长的“政策红利期”，迈向精细化运营、价值驱动的“市场红利期”。短期内行业会经 历阵痛和洗牌，但长期看，这有助于储能真正凭借其在电力系统中的实际价值获得发展 动力，推动行业健康持续发展。7 月 31 日，国家能源局新闻发布会上发布《中国新型储 能发展报告（2025）》。截至 2024 年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达 7376 万千瓦/1.68 亿千瓦时，约为“十三五”末的 20 倍，较 2023 年底增长超过 130%， 全年新增新型储能装机 4237 万千瓦/1.01 亿千瓦时。全国新型储能平均储能时长 2.3 小时，较 2023 年底增加约 0.2 小时，“十四五”以来储能时长呈上升趋势。 华北、西北为新型储能装机规模较大地区，装机规模分别为 2224 万千瓦/4942 万千瓦时、 1871 万千瓦/5201 万千瓦时，装机合计约占全国 55.5%。华东、华中、南方、东北地区 装机占比分别为 16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，华东地区占比较 2023 年底提 升 8.6 个百分点。 从主要场景看，独立储能、共享储能主要分布在华东、华中地区，占比分别约 68%、60%， 发挥支撑电力供应和提升电力系统调节能力作用。新能源配建储能主要分布在西北、华 北地区，装机占比均超过 50%，有效促进大规模新能源开发消纳。
调用情况来看，2024 年新型储能调用情况相较 2023 年大幅提升，年均等效利用小时数 911 小时，比 2023 年提升约 300 小时；年均等效充放电次数 221 次，比 2023 年提升约 59 次。浙江、江苏、重庆、新疆、广东、西藏、湖北、宁夏等省（区）年均等效利用小 时数达到 1000 小时以上。独立储能和共享储能发挥重要调节作用，年均等效利用小时 数 995 小时，比 2023 年提高约 315 小时；年均等效充放电次数 248 次，比 2023 年提 高约 76 次。
根据国家能源局数据，2025 年上半年全国新型储能装机达到 9491 万千瓦/2.22 亿千瓦 时，较 2024 年底增长约 29%，新型储能保持平稳较快发展态势。其中，内蒙古、新疆 装机规模超过 1000 万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模超过 500 万千瓦。河北、浙江、 云南、甘肃、广东、安徽、广西、山西、湖南、河南、湖北、青海、贵州等 13 省区装 机规模超过 200 万千瓦。 分区域来看，华北、西北、南方地区是上半年新型储能主要增长区，占全国新增装机 80%以上。其中，华北、西北地区已投运新型储能装机分别占全国 29.7%、25.7%，占比与 2024 年底相比基本保持稳定。从调用情况来看，据电网公司初步统计，上半年全国新型 储能等效利用小时数约 570 小时，同比增加超过 100 小时，浙江、广东、甘肃、新疆等 多省区及河北南网、新疆生产建设兵团上半年调用情况良好，等效利用小时数超过 600 小时，新型储能调节作用进一步发挥。 新能源发电渗透率提升已成为必然趋势，当新能源发电量占比跨越临界点，系统灵活性 需求将呈指数级增长，此时火电、燃气机组及新型储能必须协同转型为核心调节性电源， 共同承担频率支撑、惯量响应与顶峰备用等关键角色。储能产业曾深陷“机制缺失”的 困局：早期市场规则未明确储能的身份定位与价值补偿通道，叠加高昂成本，使其长期 依赖“强制配储”政策生存，这种行政驱动模式催生了大量低效资产，而 2025 年成为 中国储能行业的价值重构元年，正式告别“政策拐杖”，迈入“市场竞争力决定生存权” 的新纪元。
1.2.2 现货价格作为核心基础，与机制电价和中长期电价形成联动
136 号文所确立的竞价规则，从根本上重构了新能源项目的收益逻辑，推动行业从政策 依赖转向市场驱动与成本竞争。新机制以先进电站的折算度电成本作为竞价下限，显著 抬高了项目经济性门槛，并明确释放出未来逐步取消下限约束的政策预期，从而对企业 形成持续的成本控制与技术升级压力，加速应用更高效率的发电机组、提升系统运行能 力，并积极引入储能等灵活性资源，以降低全生命周期度电成本、增强市场报价竞争力。 同时，省级主管部门通过动态调节机制电量规模，实现对省内新能源发展节奏与结构的 精准调控，灵活响应本省电力供需形势、系统调节能力及电网安全稳定性要求，既可保 障合理的新能源渗透率提升，又能避免无序扩张带来的消纳难题与系统风险，体现省级 主管单位在能源转型过程中起到的引导和统筹作用。整体看，136 号文通过“市场竞价 +规模调控”的双重机制，正系统性地推动电力交易格局向更加市场化、竞争化方向发 展，促使新能源行业从规模导向走向质量与效益导向，为实现高比例可再生能源接入的 新型电力系统奠定制度基础。 截至 2025 年 8 月 20 日，山东省、甘肃省已经正式出台 136 号文件承接方案，根据《关 于 2025 年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（鲁发改价格〔2025〕578 号）、《关 于 2025 年度增量新能源项目机制电量竞量竞价安排的通知》（甘发改价格〔2025〕521 号），山东和甘肃两省政策在具体参数上存在差异，由于两省的资源条件、消纳能力、用 电成本、电力系统承受能力等省情不同所致。
机制电价水平：山东风电机制电价竞价范围在 0.094~0.35 元/千瓦时，光伏竞价范围在 0.123~0.35 元/千瓦时；甘肃风电、光伏机制电价竞价范围在 0.1954~0.2447 元/千瓦时。 山东省电价机制的上下限价差更大，下限甚至低于 2025 年上半年现货市场交易水平， 考虑风电在山东市场较光伏更有优势，0.094 元/千瓦时的超低竞价下限的意义是避免企 业无序报价，贸然以竞价下限报价必然亏损，需要综合考量经济性等因素，使得竞价结 果更接近行业真实造价水平与合理收益区间；相对来说甘肃省的机制电价范围较窄且较 为确定，我们认为与甘肃新能源外送属性及省内市场交易高度成熟相关，给予合理竞价 下限有利于保障新能源规模的稳定增长。 机制电量规模：山东风电机制电量规模为 81.73 亿千瓦，光伏机制电量规模为 12.94 亿 千瓦，主体项目为 2025.6.1-12.31 投产；甘肃竞价分成两个批次，首批次（2025.6.1-12.31 投产）电量规模为 8.3 亿千瓦时；第二批次（2026.1.1-12.31 投产）电量规模：15.2 亿 千瓦时，目前确定的机制电量比例占总体新增发电量比重较低，大部分新增项目发电量 会全部参与市场化交易。
伴随机制电价竞价的推进，新能源正逐步纳入现货市场交易。随着现货市场日益成熟， 中长期交易电价将逐步向现货价格收敛，两者波动性及套利空间逐渐收窄，同时仍在不 同交易周期中分别发挥电价发现与供需信号传递的作用。机制电价的波动底层参数同样 锚定市场均价，意味着各个价格环节将逐步打通，形成相互反馈、联动影响的闭环体系。 根据飔合科技对山东省和甘肃省 2025 年上半年电力市场交易数据统计： 甘肃省：2025 年 1-6 月甘肃省结算绿电电量 2.98 亿千瓦时，结算均价 264.96 元/兆瓦时。新能源结算情况如下：风电结算电量共 198.09 亿千瓦时，结算均价 201.76 元/兆瓦 时；光伏结算电量共 171.07 亿千瓦时，结算均价 165.48 元/兆瓦时。新能源交易情况如 下：新能源交易电量共 129.46 亿千瓦时，交易均价 215.89 元/兆瓦时。 山东省：2025 年上半年，山东日前现货均价 293.05 元/兆瓦时，实时现货均价 294.94 元/兆瓦时，其中 3 月份现货价格最低，为 264.63 元/兆瓦时；5 月份现货价格最高，为 320.24 元/兆瓦时。2025 年1-6 月新能源装机尤其是光伏装机增速较快，严重冲击了2025 年的现货价格，尤其是午间时段价格下降 100 元/兆瓦时左右，凌晨和晚高峰时段价格有 小幅上升。2025 年 1-6 月主动入市风电结算均价 386.33 元/兆瓦时，被动入市风电结算 均价 342.22 元/兆瓦时，被动入市光伏结算均价 327.04 元/兆瓦时。
机制电价仅仅承担行业“过渡”和“兜底”作用： 若与 2024 年两省新增发电量装机测算，机制电价的“过渡性”体现在覆盖范围有限， 大部分新增项目需全部参与市场化交易，这表明机制电价并非长期补贴工具，而是新能 源从“政策依赖”向“市场主导”转型的中间载体，山东通过设置风电超低竞价下限， 明确引导电力企业跳出“机制电价补贴依赖”，转向通过现货市场交易+环境权益增收（如 绿证、碳资产）的市场化盈利模式，进一步强化“过渡”属性。 机制电价与中长期、现货交易价格相互影响： 结合 2025 年上半年电力市场交易实际数据与机制电价竞价范围，省级有关部门制定竞 价范围的核心锚定就是现货市场价格，避免竞价偏离是市场实际供需水平。而机制电价 竞价结果也将反向成为未来中长期交易的价格信号，因为两者都带有一定的“保障”作 用，若机制电价明显低于过去中长期交易水平，可能导致未来中长期交易向其收敛，前 期通过中长期价格来保障新能源交易的情形可能会减少，三者最终实现“机制电价—现 货价格—中长期交易价格”的闭环联动。 机制电价确定后将开展新能源投资新周期，电力资源流动加速： 从 8 月开始各省机制电价陆续竞价，在此之前项目经济性测算缺乏关键锚点，导致 2025 年 6-7 月新能源增速大幅收缩，该节点也代表行业从追求“装机量”转向追求“高质量 发电”，项目收益更多取决于项目的并网节点、调节能力、预测精度和市场交易能力等， 而非仅仅是资源禀赋的竞争。新能源电价的最终落点在市场供需，西北等资源富集区持 续面临低电价困扰，东部负荷中心则因电价水平高+电力需求高，不断吸引更多外来电， 分布式能源、储能等行业布局，电力输送工程的建设和完善，也将加速电力资源从低电 价地区流动到高电价地区。 绿电运营商行业集中度提升，核心竞争力转向运营与交易。绿电电量高比例入市前，项目经营期内利润获取确定性高（主要参数稳定），优质项目的 超额收益通常来自于资源获取和开发周期内，因此部分非主业企业选择通过自身优势获 取资源，在开发建设完成后出售给主业公司或自持以获取超额收益，故长期以来绿电项 目的开发吸引了大量非主业公司参与。随着 136 号文推动新能源全面参与电力市场交易， 管理和营销水平将显著影响项目盈利能力，优质项目的部分超额利润将从开发侧过渡到 运营侧。因此我们预计，136 号文将促使缺乏专业运营和交易能力的非主业玩家逐步退 出绿电项目的开发和运营，回到其本身业务中，运营侧将会回到以央国企为绝对主体的 格局，行业集中度有望持续提升。
2.1 光伏：政策引导下产业链震荡修复，核心仍是消纳与电价
从上游产业链来看，2021-2022 年的投融资、资本开支高峰导致光伏产业各环节进入较 为严重的供给过剩状态，根据 PVinfolink、SMM 数据披露，截至 2024 年底，全球主要 地区硅料、硅片、电池片、组件对应名义产能分别约为 315 万吨、1320GW、1540GW、 1460GW，即便考虑部分成本、效率落后的产能将被淘汰以及新产能实际落地进度放缓， 当前供给侧仍可满足直流侧超 1TW 的装机需求。
供需不平衡迅速传导至下行的产品价格与惨烈的业绩表现，根据对每周产业链价格与单瓦 盈利的跟踪测算，硅料、硅片、电池片、组件四大光伏主链环节从 2024 年中进入全面亏损， 各家光伏企业的报表在行业底部中可谓众生平等，产品、渠道、品牌的积累在头部大厂之 间难以成为突破同质化困局的经营要素。
对于产业链的周期反转，我们认为走市场化出清的路线可能是相对漫长且有隐患的，前 期大量的资本涌入为头部企业奠定了深厚的流动性基础，叠加当前各家企业严苛的控费 裁员手段，整体经营现金流可能仅处于微亏的状态，且还有相对丰富的融资手段，头部 大厂短期出现现金流问题的可能性相对较低，各家为了维持市场份额而继续展开价格战， 想要通过经营竞争实现市场化出清相对低效且会持续积累风险，极端情况下不排除最终 会引发系统性的负面事件。
相对于市场化出清的前路漫漫，光伏供给侧出清可能更需要依赖政策端发力的效果。从24 年以来，工信部、行业协会等组织已从配额限产、严格审批、限价引导、反内卷呼吁 等措施对光伏行业进行“有形之手”的引导，但从整体效果来看，前期政策手段相对较 为温和且多针对新的增量项目，主要系当前众多光伏产能经营主体虽以民企为主，但背 后涉及各地地方产业投资资本，牵扯当地就业、税收、财政收入，部分地方政府仍有变 相输血的措施，政策端出清考虑慎重，难以进行大规模的“一刀切”式强制出清。但从 近期的跟踪来看，结合官媒文章、政策动向、顶层规划等方面综合考虑，我们认为，国 家对于造成光伏行业目前困境的诸多原因已摸排清晰，并展现出更加坚定的整治态度与 决心。在政策出清仍是核心的趋势方向下，我们以出清 30-40%存量产能为基准，以各 环节投资回收期作为合理利润的假设锚，测算硅料/硅片/电池片/组件合理单位利润分别 为 0.65-0.7 万元/吨、0.025-0.03 元/W、0.02-0.025 元/W、0-0.005 元/W，推算需满足 上述利润的产品价格分别为 53-54 元/kg、2.1-2.15 元/片、0.54-0.55 元/W、1.01-1.03 元/W，与当前的产业链状态相比有较大的弹性空间。
根据 PVInfolink 披露，截至 25 年 8 月 13 日，硅料、硅片、电池片、组件各环节主力产 品品类价格分别为 44 元/kg，1.35 元/片、0.29 元/W、0.685 元/W，对比前期低点分别 上涨 25.7%、35%、26.1%、0.74%，从实际进展来看，目前光伏产业链各个环节虽然 已“应声涨价”，但终端组件与 EPC 侧却处于需求弱、成交少导致价格难以传导的困境。
因此，即便市场已经逐步形成政策端出清会加大力度的预期，但对于最终的实际效果仍 有较大的复杂博弈：产业链的价格抬升是否会对装机需求产生压制、需求的不景气又是 否能让原材料涨价顺利传导。我们以 136 号文指引下的山东新建光伏电站为例，参考机 制电价的上下限区间、取机制电量上限等条件测算，即使考虑到组件的涨价幅度，当前 组件在光伏项目的初始投资成本中占比已下滑至约 35%-40%的水平，而且从敏感性分 析来看，组件价格在当前水平下变动对于电站收益率的影响较弱，机制电价、机制电量 以及实际参与市场交易的电量才是影响业主方投资积极性的核心因素，上游价格的波动 暂时不会对装机需求有明显的冲击。
2.2 风电：海上风电景气度高涨，大型化推动风机技术发展
2024 年高招标量奠定装机基础，海风装机规模爆发式增长。2024 年我国新增风电装机 容量再次突破新高，达到 79.34GW。根据风电头条统计，从核准数量看，2024 年国内 新增核准项目 590 个，规模总计约 103.41GW，其中海上风电项目 35 个，规模总计 14.62GW；陆上风电项目 515 个，规模总计 87.55GW。从招标数量看，据金风科技统计， 2024 年国内风电设备新增公开招标量约 164.1GW，远超 2023 年的 86.3GW，奠定 2025 年的装机基础。根据国家能源局数据，2025 年上半年全国陆上风电新增装机并网 48.90GW，同比增长 95.52%；海上风电新增装机并网 2.49GW，同比增长 200%，海风 新增装机规模呈现爆发式增长。
海风具备较大成长空间，多个项目取得明显进展。我国海上风电可开发潜力巨大，且沿 海省份的经济更为活跃和发达，其电力消费大、占比高，海上风电距离沿海省份电力负 荷中心更近，消纳空间充足，海上风电有望成为新型能源体系建设的重要支撑。近期青 洲五、七，江苏三峡大丰、国信大丰等多个项目均取得明显进展，有望于 2025 年并网， 国内海风景气度持续走高。
2.2.1 大型化成为风机发展必然方向
风机的平均容量逐年稳定增长，降本趋势下大型化成为有效路径。大容量机组能够显著 提高低风速区域的发电效率，突破原有风资源条件的限制，同时在已规划风场中通过替 换老旧设备或优化布局，大幅提升整体利用效率。同时，单机容量增大有助于减少风电 场中机位的总数，节约土地使用与基础设施投入，显著降低单位容量的建设和运维成本。 兼具大容量、高运行可靠性及更优全生命周期经济效益的风电项目逐步受到开发商与市 场的青睐，成为目前风电技术迭代和市场竞争的主要方向。 深远海驱动技术迭代，风机大型化优势再次凸显。面对复杂的深远海环境，大型化机组 凭借其更高的发电效率以及度电成本，成为市场的主流选择。但目前大型化趋势虽为必 然发展方向，其推进速度或将放缓。根据 CWEA 统计数据，2024 年全国新增装机风机 平均单机容量为6046KW，同比增长8.1%，其中陆上风电机组平均单机容量为5886kW， 同比增长 9.6%，目前推进速度呈现平稳态势。
风机大型化迭代步调放缓，大型化发展呈现分化格局。陆上大型化已然踩下“刹车”的 情况下，海上仍朝着“超大型”的方向高歌猛进。截至 2024 年年底，已有 6 家整机企 业完成对 20MW 及以上海上机组的布局。根据 CWEA 数据，2024 年新增陆风装机中 6-7MW（不含 7MW）风机占比最高，接近 40%，新增海上装机中 10MW 以上风机占比 超过 58%。
2.2.2 塔筒环节技术变化
风力发电主要包括风电机组、风电支撑基础以及输电控制系统三大部分，其中风机设备 的支撑基础包括塔筒、桩基和导管架。与陆上不同，海上塔筒主要由钢材、法兰、防腐 涂料及其他零部件组成。与陆上塔筒相比，海上塔筒的成本及价值量显著提升：1）海上 塔筒固定在海水中，相较陆上塔筒需要新增桩基或导管架；2）海上塔筒固定在海水中需 要具备抗腐蚀、抗盐雾的能力。根据《中国海风管桩市场现状深度调研与发展趋势预测 报告（2022-2029 年）》，目前陆上塔筒的单瓦用量约 6-7 万吨/GW，海上塔筒的用量普 遍在 20-30 吨/GW，单 GW 用量是陆风的 2-3 倍。
近年来在风机平均容量保持稳定增长的态势下，新增风机的功率和叶轮直径不断增大， 所需的塔架高度已普遍高于 100m。2023 年金风科技完成了 185 米钢混塔架的吊装，创 造全球陆上风电塔架高度新纪录，相同风资源条件下的年平均发电小时数相较 160 米高 度塔架提高了 8.38%。2025 年 3 月，黑龙江七台河市勃利县 250MW 风电项目 76 号机 位成功完成全部吊装，轮毂重心高度为 185m，刷新了钢制风电塔的全球新高度，也实 现了预应力构架式钢管风电塔架技术在高寒（零下 33 度）地区的首次成功应用。预计随着海风逐步向深远海开发推进，桩基的长度、直径、重量也会再次随之提升。
2.2.3 叶片环节技术变化
叶片是决定风能利用率的关键因素，可直接影响风电机组的性能和使用效率。风电叶片 技术壁垒相对较低，国产化率高，产业化程度高。与陆上风机相比，海上风机叶片为适 应恶劣海洋环境并捕获更大风能，其材料、工艺及防护要求显著提升：1）海上叶片需应 对高盐雾、高湿度侵蚀，前缘需采用更强的抗腐蚀涂层与防护方案；2）为满足大兆瓦机 组需求，叶片长度急剧增加，其主体结构需大量应用碳纤维复合材料以兼顾轻量化与高 强度。 风机大型化带动叶片尺寸和轻量化技术同步飞速发展，轻质的碳纤维应用占比逐步提升。 从材料方面看，叶片主要由符合材料组成，原材料包括热固性集体树脂、玻纤维或碳纤 维等。目前长度在 80-90 米的玻纤叶片重量大约在 25-40 吨左右。碳纤维相较于玻纤维 可减轻 30%-50%的重量，但目前主要还受限于其价格较高无法大量替代玻纤叶片。从 叶片尺寸来看，叶片方面的技术突破通常也体现在超长叶片上，如明阳风电于 2024 年 2 月推出了 143 米风电机组叶片；金风科技和中材叶片公司生产的 147 米叶片于 2024 年 9 月通过了静载试验。预计随着海风向深远海与大兆瓦方向发展，碳纤维的应用将成为 降本增效的关键。
2.2.4 传动链环节技术变化
根据风机传动链的不同结构，可以分为三种主要技术路线：双馈、半直驱和直驱。 目前双馈机型占据主流，受益于海风建设和大型化发展，半直驱机型渗透率或将快速增 长。双馈机型采用低速、中速、高速三级传动，低速轴链接叶片，通过三级传动加速带 动高速轴连接电机发电，转速较高，在同样的发电功率下发电机的体积更小、成本更低， 早期欧美大多数风电企业选择此路线；但其多级齿轮箱易过载、故障率高、可靠性差、 运维成本高，限制其发展。基于机组大型化的背景下，直驱风机因为需要使用大型永磁 发电机，其磁材、铜等成本无法得到控制，故障率低带来的运行成本优势逐渐被生产成 本带来的劣势所掩盖，丧失国内市场竞争力。半直驱风机采用中低速齿轮箱，在减少发 电机的体积的同时，整体结构构架紧凑，降低风机成本，在度电成本逐步降低的驱使下， 半直驱风机或将成为未来发展路线，尤其是海上风机的主流选择。
相较于传统的三点或四点支撑结构，全集成传动链凭借高度集成化和高鲁棒性展现出显 著优势。据远景能源分析，在风机单机容量提升至 8-10MW，集成传动链开始逐步超越 传统分体式设计的性能表现；提升至 16MW 时其优势更为突出。传统传动链在大兆瓦应 用中面临明显瓶颈，风机容量增至 7-8MW 时，主轴与齿轮箱连接中的锁紧盘负载已达 极限，同时对法兰联接、扭矩传输及机舱布局提出更严苛要求。若沿用分体设计，不仅 成本攀升，其尺寸与重量的大幅上升更给运输与吊装带来巨大困难。以典型支撑结构为 例，2MW 机组传统传动链宽度约为 2.5 米，齿轮箱重量约 20 吨；而应用于 8-10MW 机 组时，结构宽度将扩大至 3-4 米，运输总重更增至原来的 5-6 倍，高达 120-150 吨。 集成式传动链技术通过结构减量化显著提高了系统安全性与承载性能。低速集成设计可 有效抑制振动、增强整体刚性，同时优化吊装与运输流程，减少维护需求，并改善运输 可行性。全集成方案还突破了高速电机关键技术瓶颈，有助于降低发电机起火风险。目 前该技术已成为行业主流，新产品不断迭代，2025 年2 月，远景能源首款适用于14-18MW 风机的全集成传动链样机在江阴下线；南高齿也于 2024 年推出 20MW 全集成传动齿轮 箱，其低速端与电机端均采用集成设计，显著提升密封可靠性，推动海上大兆瓦风机发展。据德力佳披露，2023 年其集成式产品尚未形成销售规模，而 2024 年该类产品收入 预计占总营收 30%，再次印证技术趋势的变化。
2.2.5 风电成本趋势：陆风成本呈小幅波动回升，海风成本于较低区间震荡
风电项目招标及开标逐步增长，累计的招标体量加速释放兑现。风机招投标容量方面， 国内风电整机 2024 年招标/开标容量为 164.67/175.20GW，2025 年 1-7 月招标/开标容 量为 75.56/95.12GW 。分陆上和海上来看，陆上方面，2024 年招标/开标容量为 143.99/158.76GW，2025 年 1-7 月招标/开标容量为 58.59/87.82GW；海上方面，2024 年招标/开标容量为 10.68/16.44GW，2025 年 1-7 月招标/开标容量为 3.97/7.3GW。 自 2022 年起，我国历年风电招标规模均超过吊装规模，并且完成吊装的节奏滞后于招 标节奏，但 2025 年 4 月以来，我们发现国内风电市场并网加速，单月新增并网容量同 比接近翻三番。吊装容量相较并网更高，可以认为旺盛的招投标已逐步体现到并网端的 增长。预计随着此前的招标体量逐步释放，2025 年风电并网节奏较往年有望提前，全年 实现新增装机超过 100GW，此后将维持稳定增长的态势。
行业自律重塑竞争规则，风机价值回归性能。根据金风科技统计，全市场风电整机商风 电机组投标均价自 2021 年以来波动下行，几乎被“腰斩”，于 2024 年 8 月达到低点后 呈现回升态势。从行业龙头金风科技层面看，其风机产品销售单价由 2019 年的 3500 元 /kW 左右，于 2022 年降至 2350 元/kW。为获取订单的“内卷式”竞争无益于全产业链 的利润和发展，2024 年 10 月，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩组织12 家风电整机商签署《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，低价中标有望 成为历史，风电行业将从单纯的价格竞争转向高质量、高技术含量的服务竞争。风机销 售价格正缓慢回暖，以金风科技为代表的部分整机商在 2024 年底已实现扭亏，2025 年 上半年陆上风机在收入规模增加以及有效降本的双重作用下盈利能力提升。
陆上风电成本： 2024 年以来陆上风机成本小幅波动上升，含塔筒风机价格回升相对显著。风机开标价 格方面，根据风电头条数据统计，2024-2025 年 1-7 月含塔筒中标均价区间为 1757-2144 元/kW，月度不含塔筒中标均价区间为 1342-1684 元/kW。2025 年 7 月，国内不含塔筒 陆上风机采购单价基本维持稳定，含塔筒陆上风机采购单机略有上行。
海上风电成本： 市场升温项目可观，年初以来价格缓慢回暖，海风成本仍徘徊于较低区间。2024 年全年， 含塔筒海上风电项目中标均价为 3307.29 元/kW，同比 2023 年下降 10.83%。进入 2025 年，1 月开标的海风项目单价不到 3000 元/kW，而 4 月开标的项目均价约 3177 元/kW， 同比 2024 年同期小幅下降，海风项目价格仍较低。各沿海省市纷纷公布 2025 年重点海 上风电项目清单，合计装机容量约 41GW。结合项目规划以及当前建设进度，我们预计 2025 年全国完成吊装海风项目规模约 11GW，产业链出货同比有望显著增长，长期来看 海上风电成本可能有进一步回升趋势。
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