新能源行业成就与困难有哪些？

成果颇丰高增长背后隐忧浮现。

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。

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。