如何看待新能源發展格局？

技術迭代與市場化改革重塑新能源發展格局。

1. 設備端：內卷式降本結束，價格趨穩，行業進入高質量發展新階段

經過十余年技術迭代驅動的成本下降周期，光伏組件、風電設備等關鍵產品降本空間逐 漸收窄，在產業政策和市場機制雙重作用下，行業發展邏輯發生變化：一方面，價格競 爭引發的行業“內卷”倒逼市場出清，光伏硅料環節加速淘汰落后產能，風機制造商數 量減少；另一方面，“整縣推進”“大基地建設”等政策對設備效率、可靠性提出更高要 求。當前行業從粗放式擴張轉向技術深耕，正式邁入以技術創新驅動、質量效益優先的 高質量發展新周期。 根據 IRENA《2023 年可再生能源發電成本》，2023 年，陸上風電、海上風電、太陽能光 伏的全球加權平均 LCOE 分別為 0.033、0.075、0.044 美元/千瓦時（按匯率 1 美元=7 人民幣進行換算，分別對應 0.231、0.525、0.308 元/千瓦時），較 2010 年分別下降了 70%、63%、90%。

新能源度電成本較化石燃料更具競爭力，下降空間覆蓋系統成本的增加。根據 IRENA 數 據，2023 年，新建陸上風電、海上風電、太陽能光伏的全球加權平均 LCOE 比化石燃料 的加權平均成本低 67%、25%、56%。盡管可再生能源的間接性特性對電力系統的穩定 性和復雜性提出更高要求，但技術創新帶來的降本空間也可用來彌補系統平衡成本的增 加。

1.1 風光設備成本下降趨緩，從價格內卷到價值競爭

光伏組件下降幅度放緩，度電成本呈小幅下降趨勢。根據 CPIA《中國光伏產業發展技術 路線圖（2024—2025 年）》，我國地面光伏系統的初始全投資主要由組件、逆變器、支 架、電纜、一次設備、二次設備等關鍵設備成本，以及土地費用、電網接入、建安、管 理費用等部分構成。建安費用未來下降空間不大；組件、逆變器等關鍵設備價格目前已 處于低位，未來更傾向于逐漸企穩；接網、土地、項目前期開發費用等屬于非技術成本， 不同區域及項目之間差別較大。2024 年，我國地面光伏系統的初始全投資成本為 2.9 元 /W 左右，其中組件約占投資成本的 29.3%，非技術成本約占 19.6%（不包含融資成本）。 從占比來看，各分項占比有較大變化，主要原因是 2024 年組件成本有較大幅度下降， 組件占比從 2023 年的 38.8%將至 29.3%，其他部分的占比相應提升，但絕對值基本保 持一致。預計未來光伏系統的初始全投資將呈小幅下降趨勢。

行業政策帶來的搶裝潮，引發光伏組件短期漲價。2025 年 1 月和 3 月，國家分別出臺 《分布式光伏發電開發建設管理辦法》和《深化新能源上網電價市場化改革促進高質量 發展的通知》，前者要求在 4 月 30 日之后投產的非戶用光伏均不得選擇全額上網模式， 后者要求在 5 月 31 日之后投產的光伏項目全部參與市場化，兩項政策帶來的搶裝潮引 發光伏產業鏈在 2-4 月的小幅漲價。 根據 InfoLink Consulting 在 2025 年 7 月 16 日公布的光伏價格周統計數據，集中式、分 布式項目 TOPCon 組件價格均為 0.67 元/W，價格較年初的 0.68、0.69 元/W 有小幅下 降，較 4 月初 0.7、0.78 元/W 有明顯下降。隨著政策實施節點已過，供需失衡和上下游 博弈都將導致組件價格進一步下探。

下游儲備項目開工放量，風機中標均價降速放緩。根據風電頭條數據統計，2025 年 1-6 月，陸上風電（含塔筒）中標均價為 1905.3 元/kW，陸上風電（不含塔筒）中標均價為 1341.5 元/kW，海上風電（含塔筒）中標均價為 3101 元/kW；陸風（含塔筒）、陸風（不 含塔筒）、海風（含塔筒）中標均價較 2022 年分別下降-15.1%、-30.5%、-17.6%。

行業自律驅動生態重構，構筑價值競爭格局。2024 年 10 月風能展期間，國內 12 家風 電整機商共同簽署《中國風電行業維護市場公平競爭環境自律公約》，明確將重點解決低 價惡性競爭、對競爭對手的惡意詆毀、明顯有失公平的合同條款等問題。公約實施后， 風電設備市場發生轉變，一是機組價格內卷逐漸回歸理性，整機商報價較非理性競爭階 段回升，產業鏈毛利率中樞上移；二是招標評價維度升級，構建“價格+技術+服務”三 位一體的評標體系，技術門檻指標、單機容量等權重提升；三是競爭焦點轉向價值創造， 依托大兆瓦機組、智能運維系統及風電場級控制技術，推動行業從“低價中標”向“全 生命周期價值最優”轉型，形成設備價格回升與技術創新的正向循環。 2024 年 10 月 14 日，CPIA 邀請業內多家頭部企業參加防止行業“內卷式”惡性競爭專 題座談會，公布測算 2024 年 10 月份的光伏組件最低含稅成本為 0.68 元/kW。2024 年 11 月，財務部、國家稅務總局發布關于調整出口退稅政策公告，將部分光伏、電池出口 退稅率由 13%下調至9%。2024 年 11 月 20 日工信部發布《光伏制造行業規范條件（2024 年本）》，對光伏行業存量、擴建產能的性能、能耗做出更加嚴格的要求限制，政策組合 拳頻出，態度堅決且方向明確希望引導行業擺脫無下限的低價內卷，回歸健康發展的狀 態。2025 年 7 月 1 日召開的中央財經委員會第六次會議，整治“內卷式”競爭，光伏行 業有望加速淘汰落后產能。

1.2 高效電池技術與大兆瓦機組為發展主流，保證新能源低 LCOE 優勢

光伏：政策引導技術升級，轉向價值創造新生態。當前，即便考慮部分成本、效率落后 的產能將被淘汰以及高度內卷下新產能實際落地進度放緩，但當前光伏供給側仍可滿足 直流側 1-1.2TW 的裝機需求。快速下行的產品價格與持續走低的利潤空間除了是供需不 平衡的體現，實則也揭示了光伏產品同質化、標準品的行業屬性。當下 TOPCon、xBC、 HJT 的技術迭代雖然有望將“光伏平價”進一步提升為“光儲平價”，但對于裝機空間與 增速的影響在邊際減弱，影響需求增速的核心更多在于土地、裝機環境、消納能力、高 基數等因素，轉換效率的提高對于硬性約束的改善相對乏力。除此以外，隨著理論效率 天花板的接近，晶硅電池技術迭代的收益也正在減弱，雖然仍有激光 SE、LECO、0BB、 銀包銅等新技術積極推進，但投入與產出的性價比在行業內卷之際讓行業愈發慎重，先 儲備、再觀望成為大多數企業的理念。

根據 CPIA 協會觀點，新能源入市引發的收益邏輯變革，本質是推動光伏產業從“補貼 驅動規模”到“技術定義利潤”、從“漸進式優化”到“顛覆性突破”、從“去貴金屬化” 到“輕量化”、從“單一組件”到“光儲生態”、從“固定收益”到“動態博弈”。電池效 率的極限突破與產業化落地，銀漿替代技術，硅基減薄與柔性化，直流側儲能系統，智 能跟蹤支架+超高功率組件，AI 運維與預測性維護，數字孿生優化設計，加上目前可再 生能源發展規劃優先保障用地指標，降低項目土地獲取門檻和成本，相信未來將是從“成 本競爭”到“價值創造”的范式躍遷。光伏投資成本的下降已從單純的倒逼技術迭代， 升級為“材料+制造+系統+市場”的“四維協同”復合投資，未來投資將通過效率、生 態、數據三大壁壘收割紅利，實現從“平價上網”到“負碳能源”的跨越。2 風電方面：“增量突破”與“存量換新”形成雙輪驅動。當前，風機大型化持續引領技 術迭代與降本主線，陸上主流機型達 6-7MW，海上風電單機容量加速向 20MW+突破， 不同于先前爆發式增長促進的風機容量快速擴大，當下行業達成反內卷自律后更加注重 提升發電效率和可靠性，優化葉片、軸承、塔筒等環節的材料選用和結構設計，以實現 全生命周期內的綜合效益最大化，研發智能控制系統，提升故障預測準確率和動態功率 調節，同時深遠海規模化開發仍需漂浮式技術和柔性直流輸電技術的進步。隨著早期風 電項目的陸續到期，老舊風機的升級改造有望成為新能源大基地建設后的行業重要增量， 通過更換更大容量和效率的風機設備，提升單位面內的發電量，應用更先進的風機控制 系統，實現老舊風電場的二次開發和價值提升。 根據 CWEA 風能委員會發布的《2024 年中國風電吊裝容量統計簡報》，2024 年，全國新 增裝機的風電機組平均單機容量為 6046kW，同比增長 8.1%，其中：陸上風電機組平均 單機容量為 5886kW，同比增長 9.6%；海上風電機組平均單機容量為 9981kW，同比增 長 3.9%。2024 年 10 月，全球最大的 26MW 海上風電機組在福建下線，葉輪直徑達 310 米，在 10 米/秒的風速條件下，年利用小時數超過 4000 小時，能顯著提升深海、高風 速區域開發經濟性。

2024 年，在新增吊裝的風電機組中，5MW（不含 5MW）以下的風電機組裝機容量占比 為 4.9%；5MW 到 6MW（不含 6MW）風電機組裝機容量占比為 34.9%；6MW 到 7MW （不含 7MW）風電機組裝機容量占比為 37.4%；7MW 到 9.9MW（不含 8MW）風電機 組裝機容量占比為 14.1%；10MW 及以上的風電機組裝機容量占比為 8.7%。 截至 2024 年底，3MW 以下（不含 3MW ）風電機組累計裝機容量占比為 47.4%； 3MW~5MW（不含 5MW）風電機組累計裝機容量占比為 18.8%；5MW 及以上的風電機 組累計裝機容量占比為 33.8%。

2.運營端：政策推動全面市場化，大基地與海上風電成為增長引擎

新能源行業正面臨裝機規模持續擴張與市場機制深度變革的雙重挑戰。隨著“雙碳”戰 略的深入推進，風光裝機容量 2020-2024 年四年的復合增長率約為 27%（國家能源局數 據），但電網通道滯后建設、消納體系未同步完善，區域性結構矛盾凸顯：西北部資源富 集去本地負荷有限，跨省輸電通道滯后以及省間市場壁壘導致棄風棄光率增加，中東部 負荷中心雖消納需求旺盛但也受制于配電網建設和電網調節能力，疊加儲能、虛擬電廠 登錄靈活性資源因成本較高和缺乏市場機制，導致系統調峰壓力持續加大。 與此同時，新能源全面參與電力市場化交易的政策落地，現貨市場試點擴大、中長期合 約比例提升以及綠電交易機制完善，推動電價形成機制從固定電價向市場化定價轉型， 通過市場化價格信號引導電力供需匹配，緩解新能源的消納問題，行業整體面臨電價中 樞下移的長期預期，136 號文的機制電價政策可為部分電量兜底但本質上依舊是過渡政 策，并非長期存在。 短期看，電價下行與電量消納瓶頸的疊加效應將擠壓低效產能生存空間，加速行業洗牌； 長期看，市場化將倒逼行業技術升級和成本優化，兼顧高質量和成本優勢的項目將脫穎 而出，無論是電力市場交易制度、綠色環境溢價變現、還是各類能源配套模式，都將以 貼近市場的方式加速完善，以尋求長期穩定盈利。

2.1 電力市場化改革邁出重要一步，新能源從被動轉變為主動競爭

中國新能源電價政策歷經二十年演變，逐步實現從政策保護向市場化競爭的轉型： 2006 年《可再生能源法》實施，通過固定上網電價全額收購和財政補貼機制（補貼 電價為新能源與煤電差價），推動新能源裝機規模快速擴張。 2016 年，發改能源[2016]1150 號文件在棄風棄光嚴重地區試行市場化機制，設定 最低保障收購小時數，保障電量執行固定電價，超發部分通過市場交易消納。 2019 年，隨著風電光伏成本顯著下降，發改能源[2019]19 號政策轉向推進平價上 網，要求全額收購平價電量（電價與煤電持平），并通過綠證交易補償企業收益。 2020 年，財建[2020]426 號文件重點化解存量補貼壓力，明確按全生命周期合理利 用小時數核定補貼電量，超發電量剝離補貼轉為綠證交易。 2022 年，發改體改[2022]118 號提出構建新型電力市場體系，要求 2030 年新能源 全面參與市場交易，同步強化綠證制度與可再生能源消納責任權重機制。 2025 年 2 月《深化新能源上網電價市場化改革促進高質量發展的通知》（發改價格 〔2025〕136 號）標志著政策拐點：明確新能源電價全面市場化形成機制，通過市 場競價、綠證體系、消納考核等組合政策，最終實現新能源與傳統能源公平競爭、 高質量發展的戰略目標。 這一演進路徑既體現了財政補貼退坡與市場機制建設的平衡，更凸顯出新型電力系統為 適應高比例新能源消納所進行的制度體系深度重構，為新能源產業從政策驅動向市場驅 動的轉型提供了系統性制度保障，助力實現能源結構優化與低碳發展的戰略目標。 政策的核心內容包括推動新能源全面市場化交易、提出差價結算機制，以及區分存量與 增量分類政策：

1) 新能源全面入市： ①新能源上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。②完善電力市場機 制，放寬現貨市場限價；縮短中長期交易周期；鼓勵新能源與用戶簽訂多年期購電協議。

2) 建立市場外結算機制：①引入機制電價概念：對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分， 按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用。②區分存量和增量項目機制電 量、電價：2025 年 6 月 1 日以前投產的存量項目銜接現行保障性質的相關電量規模、價 格政策及保障期限；2025 年 6 月 1 日起投產的增量項目每年新增納入機制的電量由各地 根據非水可再生能源電力消納責任權重、用戶承受能力等因素確定。機制電價由各地每 年組織項目資源參與競價形成，執行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。

3) 加強政策保障協同： ①納入機制的電量不重復獲得綠證收益。②因市場化報價等因素未上網電量，不納入利 用率統計與考核。③糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得 將配儲作為項目核準、并網、上網等的前置條件。④享有財政補貼的新能源項目，全生 命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

136 號文對新能源運營商產生了深遠影響，其核心在于推動新能源上網電量全面市場化 定價，取消強制配儲要求，降低項目投資成本，同時引入“多退少補”差價合約機制， 為運營商提供收益保障。市場化改革促使運營商更加關注市場供需與價格波動，優化運 營策略，提升精細化管理水平。此外，中長期交易與現貨交易的銜接機制，以及交易周 期的縮短，增強了市場的靈活性和可操作性。對于不同地區，新能源資源豐富的地區將 面臨更激烈的市場競爭，而用電負荷充沛的地區則有更大發展潛力。總體而言，136 號 文通過市場化手段，推動新能源行業高質量發展，助力構建新型電力系統，為運營商帶 來機遇與挑戰并存的新格局。

1) 市場化交易復雜性的多維挑戰

因新能源發電出力預測精度低、波動性強等天然屬性，在電力市場中面臨與傳統電源的 非對稱競爭，即使度電成本持續下降，但偏差考核成本較高，且增加大量系統成本。隨 著煤電容量電價與電量電價解耦政策的實施，新能源電價的錨發生根本性轉變，全面參 與現貨市場后，產生的節點電價更加反應市場供需，項目收益分化趨勢顯著，靠近負荷 中心或外送通道、出力曲線與需求高度匹配的優質項目將具備較強競爭優勢，而資源稟 賦較差、調節能力不足的低效項目則面臨收益持續收窄壓力。市場交易策略制定、節點 位置選擇以及出力曲線優化能力，都將影響新能源發電市場份額和電價競爭力，成為項 目經濟性的核心變量。

2) 投資決策風險與收益評估體系重構

新政策通過引入“機制電價”對存量項目形成收益托底，通過差價結算保障其合理收益， 緩解部分項目市場化轉型期的收益不確定性。但在 2025 年 6 月后投產的增量項目，將 完全通過市場化競價確定電價，疊加電量規模限制約束，導致投資收益模型發生根本性 變化，從利用小時數、上網電價等參數確定的固定收益模式轉向動態市場收益模式，投 資者需考慮電力供需格局演變、市場交易規則調整、節點負荷特性等變量，構建融合交 易策略、電價波動預測的新型估值模型。同時需要精準分析區域新能源出力特性、電網 阻塞風電等要素，理性設置投資預期收益，抑制不合理的投資決策。該政策是對粗放式 投資邏輯的墊付，也是抑制非理性投機、引導行業高質量發展的關鍵制度設計。

3) 電力交易體系專業化能力建設與市場協同機制

電力市場的高度復雜性與專業性，倒逼新能源運營商構建精細化運營體系和培養專業化 交易團隊，不僅能在項目前期投資提供科學的電價預判，也能在運營階段通過動態交易 優化報價策略，加速擺脫固定電價路徑依賴，以市場化機制增強收益韌性與競爭力。面 對現貨市場高頻交易特征，運營商需要建立多維度的預測機制：短期內聚焦 15 分鐘級 功率實時預測精度提升，中長期強化年度/月度發電量預測模型構建，深度融合多源氣象 預測數據，優化新能源全生命周期發電能力預測，為電力交易決策提供精準數據支撐。

4) 全國統一市場下電力生態協同重構路徑

全國電力市場一體化進程正加速電力資源要素跨域整合，突破傳統地域限制、推動發電 側資源、負荷側需求、交易數據流及市場信息在更大時空維度高效匹配。運營商應依托 數字孿生、物聯網等技術搭建全域數據中臺，破除生產、交易、營銷環節的信息壁壘。 實現跨區域市場信息實時共享。目前，行業頭部企業通過跨省聯營、規模競價等模式整 合產業鏈資源，形成協同競爭優勢；“源網荷儲”一體化等新型業態也將通過區域級電網 協同、多元主體資源互補、靈活性資源池共建，構建高彈性電力生態系統，提升新能源 消納效率與市場兌現能力。

2.2 以市場最優分配為導向，多路徑協同完善新型電力系統建設

新能源行業紅利期接近尾聲，正朝著更高質量的成熟發展期邁進。如同多數行業一樣， 新能源行業也經歷了從政策保護到市場競爭的檢驗過程，發展至今，一系列問題逐漸暴 露，例如新能源棄電率提升、電價長期具備下行預期、輸配電網建設速度滯后、環境溢 價變現水平有限以及省間互濟存在物理和制度壁壘等。這些問題的成因已廣為人知，但 當前關鍵在于判斷未來新能源行業的發展趨勢以及有效解決現存問題。

新能源行業四個改善方向： 第一，輸配電網建設對于構建全國電力大市場至關重要。加快輸電網建設有利于打破省 內、省間電力輸送的壁壘，借助完善的市場機制，使電力價值得以充分流動。同時，配 電網的升級將使更多分布式能源得以接入，推動虛擬電廠、新能源車充電樁、電化學儲 能等用戶側能源的深度融合的發展。 第二，隨著特高壓通道的建設提速，作為國家新能源增量的主力風光大基地，通過輸電 線路實現遠距離、大容量的電力輸送，將西部和北部等風光資源富集地區的大基地電力 高效輸送到中東部負荷中心。當前，風光大基地由政府進行單獨定價和定量分配，電價 和消納具備一定保障，呈現出相對“非市場化”的特征，隨著通道設施完善和電力市場 機制改革，風光大基地項目也有望跟隨常規電源逐步向市場化定價過渡，以發揮電力資 源的最優分配。 第三，電力市場機制改革持續縱深推進，以市場動態變化為導向、可持續性合理收益為 根本，在兩個核心要素間平衡發展。發電側，逐步提高火電、儲能、抽水蓄能的輔助服 務費和容量電費，有助于激勵火電企業參與調峰輔助服務，提高儲能和抽水蓄能設施的 經濟性和投資積極性，增強電力系統的靈活性和調節能力。用戶側，繼續深化分時電價 機制，引導用戶錯峰用電，使其用電需求與新能源出力高峰相匹配，同時給予儲能和其 他靈活性調節資源參與調峰的機會，以緩解電網阻塞。 第四，通過調控碳排放和可再生能源消納權重，引導綠色環境權益變現。國家通過政策 手段持續收窄碳排放指標、擴大可再生能源消納權重，引導企業增加綠電消費。同時， 隨著全國碳市場納入行業從電力行業向鋼鐵、水泥、化工等八大行業擴容，碳市場與電 力市場將建立動態聯動機制，通過“雙市場協同”提升新能源環境價值的市場化定價能 力，保障低電價新能源項目的持續運營。 隨著新能源行業逐步邁向成熟階段，行業發展將從前期的高增長、高回報模式，過渡至 各環節、各主體之間的動態平衡狀態。在這一過程中，過往因行業快速擴張、政策扶持 所產生的超額收益將逐步壓縮，回歸至符合行業風險特征與市場地位的合理水平。壓縮 后的這部分超額收益，將通過市場機制與政策引導，重新分配至傳統能源轉型補償以及 新型電力系統建設領域。例如，部分資金可用于支持煤電企業的清潔化改造，或是投入 到智能電網、儲能設施等新型電力基礎設施的建設，以此推動能源體系的整體優化。 在此進程中，新能源行業的屬性將逐漸向傳統公用事業靠攏，電力供應的穩定性、可靠 性將成為行業發展的核心訴求。當新型電力系統發展至適配新能源大規模接入的成熟階 段，即使新能源發電與傳統能源在發電成本、供電質量、市場定價等維度仍存在結構性 差異，但新型電力系統將通過智能調度、儲能配套與市場機制創新，提升新能源電力的 流通效率與系統兼容性，使其在電網中的消納與配置如同傳統能源般自然流暢。而新能 源對傳統能源的替代進程，將在行業演變中潛移默化地穩步推進，最終實現能源結構的 深度調整與可持續發展目標。

2025 年前五個月，我國新能源裝機呈現爆發式增長態勢，全國風電新增裝機量46.28GW、 光伏新增裝機量 197.85GW，分別同比增長 134.2%和 149.97%，其中僅 5 月單月風電、 光伏貢獻 26.32、92.92GW 規模，分別占前五個月總量的 57%和 47%；2025 年 1-5 月， 風電和光伏的新增裝機規模，分別占 2024 年全年規模的58%和 71%。從實際數據來看， 為規避電價機制切換帶來的收益風險，企業在“430”工商業補貼截止與“531”電價機 制切換兩大節點前集中搶裝。 儲能產業同步放量增長，5 月新增投運新型儲能項目總裝機規模 8.99GW/23.13GWh，規 模同比增長 320%（功率）/412.86%（容量）；1-5 月累計容量突破 47.57GWh，規模同 比增長 110%（功率）/112.94%（容量）。區域分化特征尤為顯著：5 月西南區域新增儲 能裝機量最大，容量規模占比 34.93%，以云南電網側項目居多；西北地區新增儲能裝 機容量規模占比 31.26%，以新疆新能源側配儲項目主，兩地合計包攬全國 66.2%的儲 能增量。