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新能源行業發展回顧與展望：新能源篳路藍縷，目前的形勢與我們的任務。十四五初期提出的新能源發展目標，從數量上看已全部完成。在十三五末期，雙碳戰略的提出使得全國上下在政策上對于新能源的支持達到一個新的高度，彼時的新能源仍主要為保障消納，新能源上網電價較為固定，即便 2020-2021 年新能源建設的補貼電價逐步退出，電價仍可預期。從十四五裝機完成結果看，全國層面、省級層面、電力集團、電力上市公司四個維度完成度的迥異或說明以下兩個事實：集中式尤其是大基地項目不及預期，分布式項目建設超預期；電力集團非上市平臺以及部分非傳統電力企業完成了大部分的分布式光伏項目的建設，上市公司層面主要以集中式項目建設為主。不同主體、不同電源類型的裝機結果差異由十四五期間新能源發展遇到的外部環境與內部機制共同導致。

新能源發展仍然隱憂不斷，新增項目收益率持續下行。十四五期間我國新能源的發展經歷了煤荒、電荒、階段性高組件成本、特高壓建設緩慢、新能源消納壓力提升等多重困境，本質上是由外部環境變化與技術轉型所引發的電力系統結構性矛盾。這既包含電網建設滯后帶來的負外部性，也與新能源技術迭代過程中的正外部性未能充分釋放有關，最直接的結果則為新能源項目的回報率持續下行。電力系統是最為精密的物理系統之一，面臨的難題無法單純依靠市場機制自發解決，亟需通過政策工具與市場機制的協同發力，加速電力系統的適應性重構。

電價機制補丁不斷，新能源全面入市前夜。雙碳轉型一方面作為我國極具戰略性質的產業，另一方面涉及能源供應安全，從發展以來便持續受到政策調控。新能源的上網電價作為新能源發展的關鍵因素之一，電力市場政策為其最重要的外部性因素。回首十四五，我國電力市場機制建設成果頗豐，2021年1439號文允許電價真實上漲；2022 年 118 號文與 129 號文勾勒電力市場框架；2023 年1501號文將調節性電源的重要性提升到新高度，同年明確新能源入市；2024 年完善電力市場機制，并為新能源入市持續打補丁；目前，我國電力市場框架基本成型，并明確 2029 年前實現新能源全面參與市場。但我們認為能源不可能三角仍然存在，新能源的綠色價值并未在市場中充分體現，仍需進一步完善。

新能源消納的"達摩克利斯之劍"。十四五收官之年，新一輪電力供需周期正逐步形成，煤電保供壓力、組件價格高漲等現象級問題已階段性緩解，然而新能源的消納問題卻日益凸顯，回顧十四五期間新能源發展遇到的問題，我們認為當前電力系統建設過程中仍然遺留 5 方面問題：電力系統調節能力，電化學儲能經濟性，非技術成本，需求側響應以及新能源電價機制。上述五項難題可以歸結為調節性成本（代價）、非技術性成本、電價機制三類。

新能源收益率與裝機增長的平衡。理論上，新能源運營商的商業模式非常簡單，決定新能源收益率的核心影響參數有四個，分別是平均上網電價、利用小時數、單位裝機造價以及貸款成本。十四五期間新能源建設的無序競爭導致行業投資模式從最初的“給定邊界條件，計算收益率”變成了“按照能夠承受的最低收益率，倒算電價”，投資收益率不斷下探。而新能源收益率承壓的最重要原因，或是裝機增速遠遠超出最初的預期，木桶的短板效應在新能源領域表現得淋漓盡致。國家層面從2023 年至今持續出臺政策，整治新能源“亂象”，136 號文將增量新能源更多地暴露在市場中，嚴格遵守最低投資回報率要求，或是新能源裝機建設回歸理性的最低要求。

136 號文推動新能源全面入市，新周期新起點。136 號文之前，老項目面臨被動入市比例提升、真實棄電率提升雙重壓力。136 號文后，我們預計存量項目承擔的電力市場化壓力減少，而增量項目壓力陡增，市場化效益決定投資與否，或為新能源運營商市場走向良性循環的開端。從盈利模型看，預期存量項目收益率穩健、增量項目收益率有穩定預期，行業或進入更健康的發展周期。我們認為136號文再次規范行業多項不合理現象，并對增量新能源提出“市場化”與“效益”平衡要求，預計將迎來新能源建設拐點，期待市場變得更加理想。需要注意的是，我們認為 136 號文并非鼓勵攤平，而是在改革的過程中，盡可能地協調好經濟發展與市場化波動，讓有能力、有效益的電站多發電。