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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。十四五初期提出的新能源发展目标，从数量上看已全部完成。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，彼时的新能源仍主要为保障消纳，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，电价仍可预期。从十四五装机完成结果看，全国层面、省级层面、电力集团、电力上市公司四个维度完成度的迥异或说明以下两个事实：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；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。不同主体、不同电源类型的装机结果差异由十四五期间新能源发展遇到的外部环境与内部机制共同导致。

新能源发展仍然隐忧不断，新增项目收益率持续下行。十四五期间我国新能源的发展经历了煤荒、电荒、阶段性高组件成本、特高压建设缓慢、新能源消纳压力提升等多重困境，本质上是由外部环境变化与技术转型所引发的电力系统结构性矛盾。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，最直接的结果则为新能源项目的回报率持续下行。电力系统是最为精密的物理系统之一，面临的难题无法单纯依靠市场机制自发解决，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。

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，从发展以来便持续受到政策调控。新能源的上网电价作为新能源发展的关键因素之一，电力市场政策为其最重要的外部性因素。回首十四五，我国电力市场机制建设成果颇丰，2021年1439号文允许电价真实上涨；2022 年 118 号文与 129 号文勾勒电力市场框架；2023 年1501号文将调节性电源的重要性提升到新高度，同年明确新能源入市；2024 年完善电力市场机制，并为新能源入市持续打补丁；目前，我国电力市场框架基本成型，并明确 2029 年前实现新能源全面参与市场。但我们认为能源不可能三角仍然存在，新能源的绿色价值并未在市场中充分体现，仍需进一步完善。

新能源消纳的"达摩克利斯之剑"。十四五收官之年，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，然而新能源的消纳问题却日益凸显，回顾十四五期间新能源发展遇到的问题，我们认为当前电力系统建设过程中仍然遗留 5 方面问题：电力系统调节能力，电化学储能经济性，非技术成本，需求侧响应以及新能源电价机制。上述五项难题可以归结为调节性成本（代价）、非技术性成本、电价机制三类。

新能源收益率与装机增长的平衡。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。十四五期间新能源建设的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。而新能源收益率承压的最重要原因，或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。国家层面从2023 年至今持续出台政策，整治新能源“乱象”，136 号文将增量新能源更多地暴露在市场中，严格遵守最低投资回报率要求，或是新能源装机建设回归理性的最低要求。

136 号文推动新能源全面入市，新周期新起点。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。136 号文后，我们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。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。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。需要注意的是，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。