如何看待新能源发展格局？

技术迭代与市场化改革重塑新能源发展格局。

1. 设备端：内卷式降本结束，价格趋稳，行业进入高质量发展新阶段

经过十余年技术迭代驱动的成本下降周期，光伏组件、风电设备等关键产品降本空间逐 渐收窄，在产业政策和市场机制双重作用下，行业发展逻辑发生变化：一方面，价格竞 争引发的行业“内卷”倒逼市场出清，光伏硅料环节加速淘汰落后产能，风机制造商数 量减少；另一方面，“整县推进”“大基地建设”等政策对设备效率、可靠性提出更高要 求。当前行业从粗放式扩张转向技术深耕，正式迈入以技术创新驱动、质量效益优先的 高质量发展新周期。 根据 IRENA《2023 年可再生能源发电成本》，2023 年，陆上风电、海上风电、太阳能光 伏的全球加权平均 LCOE 分别为 0.033、0.075、0.044 美元/千瓦时（按汇率 1 美元=7 人民币进行换算，分别对应 0.231、0.525、0.308 元/千瓦时），较 2010 年分别下降了 70%、63%、90%。

新能源度电成本较化石燃料更具竞争力，下降空间覆盖系统成本的增加。根据 IRENA 数 据，2023 年，新建陆上风电、海上风电、太阳能光伏的全球加权平均 LCOE 比化石燃料 的加权平均成本低 67%、25%、56%。尽管可再生能源的间接性特性对电力系统的稳定 性和复杂性提出更高要求，但技术创新带来的降本空间也可用来弥补系统平衡成本的增 加。

1.1 风光设备成本下降趋缓，从价格内卷到价值竞争

光伏组件下降幅度放缓，度电成本呈小幅下降趋势。根据 CPIA《中国光伏产业发展技术 路线图（2024—2025 年）》，我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支 架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管 理费用等部分构成。建安费用未来下降空间不大；组件、逆变器等关键设备价格目前已 处于低位，未来更倾向于逐渐企稳；接网、土地、项目前期开发费用等属于非技术成本， 不同区域及项目之间差别较大。2024 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 2.9 元 /W 左右，其中组件约占投资成本的 29.3%，非技术成本约占 19.6%（不包含融资成本）。 从占比来看，各分项占比有较大变化，主要原因是 2024 年组件成本有较大幅度下降， 组件占比从 2023 年的 38.8%将至 29.3%，其他部分的占比相应提升，但绝对值基本保 持一致。预计未来光伏系统的初始全投资将呈小幅下降趋势。

行业政策带来的抢装潮，引发光伏组件短期涨价。2025 年 1 月和 3 月，国家分别出台 《分布式光伏发电开发建设管理办法》和《深化新能源上网电价市场化改革促进高质量 发展的通知》，前者要求在 4 月 30 日之后投产的非户用光伏均不得选择全额上网模式， 后者要求在 5 月 31 日之后投产的光伏项目全部参与市场化，两项政策带来的抢装潮引 发光伏产业链在 2-4 月的小幅涨价。 根据 InfoLink Consulting 在 2025 年 7 月 16 日公布的光伏价格周统计数据，集中式、分 布式项目 TOPCon 组件价格均为 0.67 元/W，价格较年初的 0.68、0.69 元/W 有小幅下 降，较 4 月初 0.7、0.78 元/W 有明显下降。随着政策实施节点已过，供需失衡和上下游 博弈都将导致组件价格进一步下探。

下游储备项目开工放量，风机中标均价降速放缓。根据风电头条数据统计，2025 年 1-6 月，陆上风电（含塔筒）中标均价为 1905.3 元/kW，陆上风电（不含塔筒）中标均价为 1341.5 元/kW，海上风电（含塔筒）中标均价为 3101 元/kW；陆风（含塔筒）、陆风（不 含塔筒）、海风（含塔筒）中标均价较 2022 年分别下降-15.1%、-30.5%、-17.6%。

行业自律驱动生态重构，构筑价值竞争格局。2024 年 10 月风能展期间，国内 12 家风 电整机商共同签署《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，明确将重点解决低 价恶性竞争、对竞争对手的恶意诋毁、明显有失公平的合同条款等问题。公约实施后， 风电设备市场发生转变，一是机组价格内卷逐渐回归理性，整机商报价较非理性竞争阶 段回升，产业链毛利率中枢上移；二是招标评价维度升级，构建“价格+技术+服务”三 位一体的评标体系，技术门槛指标、单机容量等权重提升；三是竞争焦点转向价值创造， 依托大兆瓦机组、智能运维系统及风电场级控制技术，推动行业从“低价中标”向“全 生命周期价值最优”转型，形成设备价格回升与技术创新的正向循环。 2024 年 10 月 14 日，CPIA 邀请业内多家头部企业参加防止行业“内卷式”恶性竞争专 题座谈会，公布测算 2024 年 10 月份的光伏组件最低含税成本为 0.68 元/kW。2024 年 11 月，财务部、国家税务总局发布关于调整出口退税政策公告，将部分光伏、电池出口 退税率由 13%下调至9%。2024 年 11 月 20 日工信部发布《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》，对光伏行业存量、扩建产能的性能、能耗做出更加严格的要求限制，政策组合 拳频出，态度坚决且方向明确希望引导行业摆脱无下限的低价内卷，回归健康发展的状 态。2025 年 7 月 1 日召开的中央财经委员会第六次会议，整治“内卷式”竞争，光伏行 业有望加速淘汰落后产能。

1.2 高效电池技术与大兆瓦机组为发展主流，保证新能源低 LCOE 优势

光伏：政策引导技术升级，转向价值创造新生态。当前，即便考虑部分成本、效率落后 的产能将被淘汰以及高度内卷下新产能实际落地进度放缓，但当前光伏供给侧仍可满足 直流侧 1-1.2TW 的装机需求。快速下行的产品价格与持续走低的利润空间除了是供需不 平衡的体现，实则也揭示了光伏产品同质化、标准品的行业属性。当下 TOPCon、xBC、 HJT 的技术迭代虽然有望将“光伏平价”进一步提升为“光储平价”，但对于装机空间与 增速的影响在边际减弱，影响需求增速的核心更多在于土地、装机环境、消纳能力、高 基数等因素，转换效率的提高对于硬性约束的改善相对乏力。除此以外，随着理论效率 天花板的接近，晶硅电池技术迭代的收益也正在减弱，虽然仍有激光 SE、LECO、0BB、 银包铜等新技术积极推进，但投入与产出的性价比在行业内卷之际让行业愈发慎重，先 储备、再观望成为大多数企业的理念。

根据 CPIA 协会观点，新能源入市引发的收益逻辑变革，本质是推动光伏产业从“补贴 驱动规模”到“技术定义利润”、从“渐进式优化”到“颠覆性突破”、从“去贵金属化” 到“轻量化”、从“单一组件”到“光储生态”、从“固定收益”到“动态博弈”。电池效 率的极限突破与产业化落地，银浆替代技术，硅基减薄与柔性化，直流侧储能系统，智 能跟踪支架+超高功率组件，AI 运维与预测性维护，数字孪生优化设计，加上目前可再 生能源发展规划优先保障用地指标，降低项目土地获取门槛和成本，相信未来将是从“成 本竞争”到“价值创造”的范式跃迁。光伏投资成本的下降已从单纯的倒逼技术迭代， 升级为“材料+制造+系统+市场”的“四维协同”复合投资，未来投资将通过效率、生 态、数据三大壁垒收割红利，实现从“平价上网”到“负碳能源”的跨越。2 风电方面：“增量突破”与“存量换新”形成双轮驱动。当前，风机大型化持续引领技 术迭代与降本主线，陆上主流机型达 6-7MW，海上风电单机容量加速向 20MW+突破， 不同于先前爆发式增长促进的风机容量快速扩大，当下行业达成反内卷自律后更加注重 提升发电效率和可靠性，优化叶片、轴承、塔筒等环节的材料选用和结构设计，以实现 全生命周期内的综合效益最大化，研发智能控制系统，提升故障预测准确率和动态功率 调节，同时深远海规模化开发仍需漂浮式技术和柔性直流输电技术的进步。随着早期风 电项目的陆续到期，老旧风机的升级改造有望成为新能源大基地建设后的行业重要增量， 通过更换更大容量和效率的风机设备，提升单位面内的发电量，应用更先进的风机控制 系统，实现老旧风电场的二次开发和价值提升。 根据 CWEA 风能委员会发布的《2024 年中国风电吊装容量统计简报》，2024 年，全国新 增装机的风电机组平均单机容量为 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%；海上风电机组平均单机容量为 9981kW，同比增 长 3.9%。2024 年 10 月，全球最大的 26MW 海上风电机组在福建下线，叶轮直径达 310 米，在 10 米/秒的风速条件下，年利用小时数超过 4000 小时，能显著提升深海、高风 速区域开发经济性。

2024 年，在新增吊装的风电机组中，5MW（不含 5MW）以下的风电机组装机容量占比 为 4.9%；5MW 到 6MW（不含 6MW）风电机组装机容量占比为 34.9%；6MW 到 7MW （不含 7MW）风电机组装机容量占比为 37.4%；7MW 到 9.9MW（不含 8MW）风电机 组装机容量占比为 14.1%；10MW 及以上的风电机组装机容量占比为 8.7%。 截至 2024 年底，3MW 以下（不含 3MW ）风电机组累计装机容量占比为 47.4%； 3MW~5MW（不含 5MW）风电机组累计装机容量占比为 18.8%；5MW 及以上的风电机 组累计装机容量占比为 33.8%。

2.运营端：政策推动全面市场化，大基地与海上风电成为增长引擎

新能源行业正面临装机规模持续扩张与市场机制深度变革的双重挑战。随着“双碳”战 略的深入推进，风光装机容量 2020-2024 年四年的复合增长率约为 27%（国家能源局数 据），但电网通道滞后建设、消纳体系未同步完善，区域性结构矛盾凸显：西北部资源富 集去本地负荷有限，跨省输电通道滞后以及省间市场壁垒导致弃风弃光率增加，中东部 负荷中心虽消纳需求旺盛但也受制于配电网建设和电网调节能力，叠加储能、虚拟电厂 登录灵活性资源因成本较高和缺乏市场机制，导致系统调峰压力持续加大。 与此同时，新能源全面参与电力市场化交易的政策落地，现货市场试点扩大、中长期合 约比例提升以及绿电交易机制完善，推动电价形成机制从固定电价向市场化定价转型， 通过市场化价格信号引导电力供需匹配，缓解新能源的消纳问题，行业整体面临电价中 枢下移的长期预期，136 号文的机制电价政策可为部分电量兜底但本质上依旧是过渡政 策，并非长期存在。 短期看，电价下行与电量消纳瓶颈的叠加效应将挤压低效产能生存空间，加速行业洗牌； 长期看，市场化将倒逼行业技术升级和成本优化，兼顾高质量和成本优势的项目将脱颖 而出，无论是电力市场交易制度、绿色环境溢价变现、还是各类能源配套模式，都将以 贴近市场的方式加速完善，以寻求长期稳定盈利。

2.1 电力市场化改革迈出重要一步，新能源从被动转变为主动竞争

中国新能源电价政策历经二十年演变，逐步实现从政策保护向市场化竞争的转型： 2006 年《可再生能源法》实施，通过固定上网电价全额收购和财政补贴机制（补贴 电价为新能源与煤电差价），推动新能源装机规模快速扩张。 2016 年，发改能源[2016]1150 号文件在弃风弃光严重地区试行市场化机制，设定 最低保障收购小时数，保障电量执行固定电价，超发部分通过市场交易消纳。 2019 年，随着风电光伏成本显著下降，发改能源[2019]19 号政策转向推进平价上 网，要求全额收购平价电量（电价与煤电持平），并通过绿证交易补偿企业收益。 2020 年，财建[2020]426 号文件重点化解存量补贴压力，明确按全生命周期合理利 用小时数核定补贴电量，超发电量剥离补贴转为绿证交易。 2022 年，发改体改[2022]118 号提出构建新型电力市场体系，要求 2030 年新能源 全面参与市场交易，同步强化绿证制度与可再生能源消纳责任权重机制。 2025 年 2 月《深化新能源上网电价市场化改革促进高质量发展的通知》（发改价格 〔2025〕136 号）标志着政策拐点：明确新能源电价全面市场化形成机制，通过市 场竞价、绿证体系、消纳考核等组合政策，最终实现新能源与传统能源公平竞争、 高质量发展的战略目标。 这一演进路径既体现了财政补贴退坡与市场机制建设的平衡，更凸显出新型电力系统为 适应高比例新能源消纳所进行的制度体系深度重构，为新能源产业从政策驱动向市场驱 动的转型提供了系统性制度保障，助力实现能源结构优化与低碳发展的战略目标。 政策的核心内容包括推动新能源全面市场化交易、提出差价结算机制，以及区分存量与 增量分类政策：

1) 新能源全面入市： ①新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。②完善电力市场机 制，放宽现货市场限价；缩短中长期交易周期；鼓励新能源与用户签订多年期购电协议。

2) 建立市场外结算机制：①引入机制电价概念：对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分， 按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。②区分存量和增量项目机制电 量、电价：2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目衔接现行保障性质的相关电量规模、价 格政策及保障期限；2025 年 6 月 1 日起投产的增量项目每年新增纳入机制的电量由各地 根据非水可再生能源电力消纳责任权重、用户承受能力等因素确定。机制电价由各地每 年组织项目资源参与竞价形成，执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

3) 加强政策保障协同： ①纳入机制的电量不重复获得绿证收益。②因市场化报价等因素未上网电量，不纳入利 用率统计与考核。③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 将配储作为项目核准、并网、上网等的前置条件。④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。

136 号文对新能源运营商产生了深远影响，其核心在于推动新能源上网电量全面市场化 定价，取消强制配储要求，降低项目投资成本，同时引入“多退少补”差价合约机制， 为运营商提供收益保障。市场化改革促使运营商更加关注市场供需与价格波动，优化运 营策略，提升精细化管理水平。此外，中长期交易与现货交易的衔接机制，以及交易周 期的缩短，增强了市场的灵活性和可操作性。对于不同地区，新能源资源丰富的地区将 面临更激烈的市场竞争，而用电负荷充沛的地区则有更大发展潜力。总体而言，136 号 文通过市场化手段，推动新能源行业高质量发展，助力构建新型电力系统，为运营商带 来机遇与挑战并存的新格局。

1) 市场化交易复杂性的多维挑战

因新能源发电出力预测精度低、波动性强等天然属性，在电力市场中面临与传统电源的 非对称竞争，即使度电成本持续下降，但偏差考核成本较高，且增加大量系统成本。随 着煤电容量电价与电量电价解耦政策的实施，新能源电价的锚发生根本性转变，全面参 与现货市场后，产生的节点电价更加反应市场供需，项目收益分化趋势显著，靠近负荷 中心或外送通道、出力曲线与需求高度匹配的优质项目将具备较强竞争优势，而资源禀 赋较差、调节能力不足的低效项目则面临收益持续收窄压力。市场交易策略制定、节点 位置选择以及出力曲线优化能力，都将影响新能源发电市场份额和电价竞争力，成为项 目经济性的核心变量。

2) 投资决策风险与收益评估体系重构

新政策通过引入“机制电价”对存量项目形成收益托底，通过差价结算保障其合理收益， 缓解部分项目市场化转型期的收益不确定性。但在 2025 年 6 月后投产的增量项目，将 完全通过市场化竞价确定电价，叠加电量规模限制约束，导致投资收益模型发生根本性 变化，从利用小时数、上网电价等参数确定的固定收益模式转向动态市场收益模式，投 资者需考虑电力供需格局演变、市场交易规则调整、节点负荷特性等变量，构建融合交 易策略、电价波动预测的新型估值模型。同时需要精准分析区域新能源出力特性、电网 阻塞风电等要素，理性设置投资预期收益，抑制不合理的投资决策。该政策是对粗放式 投资逻辑的垫付，也是抑制非理性投机、引导行业高质量发展的关键制度设计。

3) 电力交易体系专业化能力建设与市场协同机制

电力市场的高度复杂性与专业性，倒逼新能源运营商构建精细化运营体系和培养专业化 交易团队，不仅能在项目前期投资提供科学的电价预判，也能在运营阶段通过动态交易 优化报价策略，加速摆脱固定电价路径依赖，以市场化机制增强收益韧性与竞争力。面 对现货市场高频交易特征，运营商需要建立多维度的预测机制：短期内聚焦 15 分钟级 功率实时预测精度提升，中长期强化年度/月度发电量预测模型构建，深度融合多源气象 预测数据，优化新能源全生命周期发电能力预测，为电力交易决策提供精准数据支撑。

4) 全国统一市场下电力生态协同重构路径

全国电力市场一体化进程正加速电力资源要素跨域整合，突破传统地域限制、推动发电 侧资源、负荷侧需求、交易数据流及市场信息在更大时空维度高效匹配。运营商应依托 数字孪生、物联网等技术搭建全域数据中台，破除生产、交易、营销环节的信息壁垒。 实现跨区域市场信息实时共享。目前，行业头部企业通过跨省联营、规模竞价等模式整 合产业链资源，形成协同竞争优势；“源网荷储”一体化等新型业态也将通过区域级电网 协同、多元主体资源互补、灵活性资源池共建，构建高弹性电力生态系统，提升新能源 消纳效率与市场兑现能力。

2.2 以市场最优分配为导向，多路径协同完善新型电力系统建设

新能源行业红利期接近尾声，正朝着更高质量的成熟发展期迈进。如同多数行业一样， 新能源行业也经历了从政策保护到市场竞争的检验过程，发展至今，一系列问题逐渐暴 露，例如新能源弃电率提升、电价长期具备下行预期、输配电网建设速度滞后、环境溢 价变现水平有限以及省间互济存在物理和制度壁垒等。这些问题的成因已广为人知，但 当前关键在于判断未来新能源行业的发展趋势以及有效解决现存问题。

新能源行业四个改善方向： 第一，输配电网建设对于构建全国电力大市场至关重要。加快输电网建设有利于打破省 内、省间电力输送的壁垒，借助完善的市场机制，使电力价值得以充分流动。同时，配 电网的升级将使更多分布式能源得以接入，推动虚拟电厂、新能源车充电桩、电化学储 能等用户侧能源的深度融合的发展。 第二，随着特高压通道的建设提速，作为国家新能源增量的主力风光大基地，通过输电 线路实现远距离、大容量的电力输送，将西部和北部等风光资源富集地区的大基地电力 高效输送到中东部负荷中心。当前，风光大基地由政府进行单独定价和定量分配，电价 和消纳具备一定保障，呈现出相对“非市场化”的特征，随着通道设施完善和电力市场 机制改革，风光大基地项目也有望跟随常规电源逐步向市场化定价过渡，以发挥电力资 源的最优分配。 第三，电力市场机制改革持续纵深推进，以市场动态变化为导向、可持续性合理收益为 根本，在两个核心要素间平衡发展。发电侧，逐步提高火电、储能、抽水蓄能的辅助服 务费和容量电费，有助于激励火电企业参与调峰辅助服务，提高储能和抽水蓄能设施的 经济性和投资积极性，增强电力系统的灵活性和调节能力。用户侧，继续深化分时电价 机制，引导用户错峰用电，使其用电需求与新能源出力高峰相匹配，同时给予储能和其 他灵活性调节资源参与调峰的机会，以缓解电网阻塞。 第四，通过调控碳排放和可再生能源消纳权重，引导绿色环境权益变现。国家通过政策 手段持续收窄碳排放指标、扩大可再生能源消纳权重，引导企业增加绿电消费。同时， 随着全国碳市场纳入行业从电力行业向钢铁、水泥、化工等八大行业扩容，碳市场与电 力市场将建立动态联动机制，通过“双市场协同”提升新能源环境价值的市场化定价能 力，保障低电价新能源项目的持续运营。 随着新能源行业逐步迈向成熟阶段，行业发展将从前期的高增长、高回报模式，过渡至 各环节、各主体之间的动态平衡状态。在这一过程中，过往因行业快速扩张、政策扶持 所产生的超额收益将逐步压缩，回归至符合行业风险特征与市场地位的合理水平。压缩 后的这部分超额收益，将通过市场机制与政策引导，重新分配至传统能源转型补偿以及 新型电力系统建设领域。例如，部分资金可用于支持煤电企业的清洁化改造，或是投入 到智能电网、储能设施等新型电力基础设施的建设，以此推动能源体系的整体优化。 在此进程中，新能源行业的属性将逐渐向传统公用事业靠拢，电力供应的稳定性、可靠 性将成为行业发展的核心诉求。当新型电力系统发展至适配新能源大规模接入的成熟阶 段，即使新能源发电与传统能源在发电成本、供电质量、市场定价等维度仍存在结构性 差异，但新型电力系统将通过智能调度、储能配套与市场机制创新，提升新能源电力的 流通效率与系统兼容性，使其在电网中的消纳与配置如同传统能源般自然流畅。而新能 源对传统能源的替代进程，将在行业演变中潜移默化地稳步推进，最终实现能源结构的 深度调整与可持续发展目标。

2025 年前五个月，我国新能源装机呈现爆发式增长态势，全国风电新增装机量46.28GW、 光伏新增装机量 197.85GW，分别同比增长 134.2%和 149.97%，其中仅 5 月单月风电、 光伏贡献 26.32、92.92GW 规模，分别占前五个月总量的 57%和 47%；2025 年 1-5 月， 风电和光伏的新增装机规模，分别占 2024 年全年规模的58%和 71%。从实际数据来看， 为规避电价机制切换带来的收益风险，企业在“430”工商业补贴截止与“531”电价机 制切换两大节点前集中抢装。 储能产业同步放量增长，5 月新增投运新型储能项目总装机规模 8.99GW/23.13GWh，规 模同比增长 320%（功率）/412.86%（容量）；1-5 月累计容量突破 47.57GWh，规模同 比增长 110%（功率）/112.94%（容量）。区域分化特征尤为显著：5 月西南区域新增储 能装机量最大，容量规模占比 34.93%，以云南电网侧项目居多；西北地区新增储能装 机容量规模占比 31.26%，以新疆新能源侧配储项目主，两地合计包揽全国 66.2%的储 能增量。