新能源行業成就與困難有哪些？

成果頗豐高增長背后隱憂浮現。

1.十四五砥礪前行 新能源成就頗多

十四五初期下提出的新能源發展目標，從數量上看已全部完成。自 2020 年 9 月我國雙碳戰略提出以來，能源系統首次被置于國家安全戰略的核心位置，2021 年至 2022 年，初期綱領性文件持續補位，《2030 年前碳達峰行動方案》文件中明確到2030 年風電、光伏總裝機容量超 12 億千瓦；《“十四五”可再生能源發展規劃》文件中明確到 2025 年可再生能源年發電量達 3.3 萬億千瓦時，風電、光伏發電量實現翻倍，可再生能源發電量增量占全社會用電量增量比重超 50%。

有別于“十三五”時期新能源的發展，“十四五”期間，在全球氣候治理壓力與能源安全保障壓力下，能源轉型顯得更加重要。除了戰略意義，在經濟性上，得益于光伏組件成本大幅下滑，光伏與風電在發電環節的度電成本低于煤電，以及中國新能源產業鏈在全球的比較優勢，我國在新能源發展上似乎勢在必得。

“十四五”作為我國能源結構轉型的關鍵窗口期，發展可再生能源的實現路徑上看，《“十四五”可再生能源發展規劃》明確 1）大力推進風電和光伏發電基地化開發，2）積極推進風電和光伏發電分布式開發，3）統籌推進水風光綜合基地一體化開發。三種形式大規模發展新能源，布局大基地、分布式與多能互補。與其他能源類似，風光電源建設仍然依靠本地資源稟賦，而我國風資源呈現北多南少格局、光資源呈現西多東少格局。

值得注意的是，我國在十四五規劃中著重提出建設金沙江上下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊等清潔能源基地。黃河上游、雅礱江、金沙江、瀾滄江等流域均為風光資源富集區，與我國西部水電基地位置重合度極高。以水電為中心，發展多能互補系統，一方面可充分利用水電獨有的調峰優勢，另一方面我國大型水電基地通常配套專屬特高壓外送線路。由于水電發電量存在季節性波動，全年看外送通道功率往往存在較大富余，水電與新能源打捆外送可直接利用現有外送通道。但是從十四五表現來看，水風光基地建設不及預期。

從發展脈絡來看，我國新能源自 2003 年發展以來基本可劃分為以下幾個發展時期：1）2003-2008 年，受制于國內技術限制，風電設備主要依賴進口，疊加此時政策支持尚不明朗，我國新能源建設處于混沌期。 2）2009-2014 年，2009 年發改委首次明確風電上網標桿電價，并逐步將項目審批權下發地方，帶來風電裝機的高速發展。 3）2015-2019 年，為應對三北地區棄風限電消納問題，國家能源局明確要求三北多地2016 年不允許新增風電裝機，而彼時東部各省作為用電負荷中心，在光伏降本、國家及地方政策指引下，東部沿海等地分布式光伏興起。

回顧過去十幾年的發展，我們總結新能源建設的幾個關鍵影響因素：上網電價、設備成本、地方項目與土地審批意愿。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，彼時的新能源仍然為保障消納，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，但對于開發運營商而言，補貼結束后上網電價仍然可預期。 上網電價固定與造價成本下降，十四五初期新能源項目回報率仍舊可觀。在2020-2021年風電、光伏的造價以及上網電價的情況下，新能源項目全生命周期資本金IRR尚可。從全國的完成情況看，截至 2024 年底，全國風電、太陽能等新能源累計裝機達14.1億千瓦，占總裝機比例的 42%，其中風電裝機 5.21 億千瓦、太陽能裝機8.87 億千瓦。即，在2024 年全國新能源裝機層面已經超過 2030 年目標。電量方面，2024 年風電、光伏發電量分別為 9361、4191 億千瓦時，分別為 2020 年的 2.26、2.95 倍，實現電量翻倍目標，2024年風電光伏發電量占總發電量的 14%。 分年度看，2021-2022 年新增裝機體量較 2023-2024 年有明顯差距，主要系十四五初期全球公共衛生安全事件影響工程進展，以及 2021-2022 年光伏組件價格高企影響開發意愿，2023-2024 年新能源新增裝機規模顯著提速。電源結構方面，2020-2024 年，風電裝機復合年均增速 17%，光伏裝機復合年均增速 37%，其中分布式光伏裝機復合年均增速48%。

從各省完成情況看，截至 2024 年底，我國已有 17 個省市完成十四五規劃目標，遼寧與廣西幾乎完成十四五目標（19 個省市占 31 個省市的 61%），并且12 個省市新能源裝機超過火電裝機（12 個省市占 31 個省市的 39%）。假設各省 2025 年新增新能源裝機等于2024年新增新能源裝機，則預計 2025 年各省達到十四五目標的有20 個，占31 個省市的65%。全國范圍看，截至 2024 年底，31 個省風電完成 521GW，完成其十四五規劃的107%；光伏完成 887GW，完成十四五規劃的 147%。從 2025 年的裝機預期值看，仍存在部分省市裝機未達十四五規劃，超過規劃的主要原因在于光伏裝機的高速增長，提前完成的省市主要為分布式光伏建設的主力地區，集中式光伏為主的三北地區整體進度略快于規劃。

絕對裝機規模上，內蒙古、河北、新疆、山東與江蘇為新能源裝機前五大省，累計裝機占全國達到 38.1%。值得注意的是，寧夏、青海、甘肅三省作為傳統風光資源富裕區域，預計較難完成其十四五規劃，或許與其較高的目標以及較為苛刻的新能源上網電價政策有關。

我們選取五大發電集團為代表分析，從已有的新聞報道中，截至2024 年，國家能源集團已經完成其十四五目標；假設 2025 年新增裝機等于 2024 年新增裝機，則預計到2025年，主要電力央企集團均能完成其十四五新能源裝機規劃。

從各個電力上市企業數據看，部分上市公司在 2021-2022 年上調其十四五新能源新增裝機規劃，部分上市公司在 2024 年下調其十四五規劃。預計上市公司在2025 年追趕完成進度較為困難，即十四五期間絕大部分電力上市公司完成其初始新能源裝機規劃或存在困難。我們從全國、各省市、電力集團、電力上市公司四個維度分析其十四五完成度情況，其中全國層面已經超額完成目標；省市層面預計整體完成十四五目標，在樂觀預期下或仍有約1/3 省市無法完成十四五規劃；電力集團層面預計大部分完成十四五規劃，而電力上市公司層面預計僅有少數完成十四五規劃。這四個維度完成度的迥異或說明以下兩個事實：1）從集中與分布式角度，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；2）從電力集團與上市公司角度，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。

2.新能源發展仍然隱憂不斷新增項目收益率持續下行

盡管 2024 年我國新能源裝機規模超額完成十四五裝機目標，但這一成就背后歷經多重挑戰：2021-2022 年極端天氣與能源轉型期的供需錯配導致區域性電荒，疊加公共衛生安全事件反復對供應鏈的沖擊；光伏組件上漲導致產業鏈承受較大成本壓力；新能源投產提速后，消納難題貫穿始終，電網建設滯后導致部分區域棄風棄光率反彈，儲能配套不足與跨省交易限制進一步加劇消納矛盾。 這些挑戰倒逼技術創新與政策突破，我們在本節簡要梳理十四五期間新能源建設遇到的艱難險阻，其中有些困難不可預測不可避免，屬于轉型陣痛，正逐步緩解、退出中；有些困難屬于正在經歷，仍需努力克服的。

困難 1：2021-2022 年電荒與煤荒，暴露電力系統的脆弱

2021-2022 年我國遭遇了罕見的電力供應危機，2021 年夏季多地工業企業被迫限電停產，東北地區甚至出現居民生活用電中斷；2022 年川渝地區因極端高溫干旱導致水電出力驟降，疊加居民用電激增，四川電網啟動“讓電于民”政策，工業全停范圍覆蓋19個市州，直接波及產業鏈穩定。而此次電荒成因復雜，一方面全球能源沖擊下煤價飆升至近2000元/噸導致火電企業大面積虧損、發電意愿低迷；另一方面我國新能源裝機占比提升但穩定性不足，疊加極端天氣削弱水電支撐能力。 該輪電荒與煤荒危機暴露了我國煤電價格機制僵化、電源結構靈活性不足等問題，倒逼政策調整——2021 年電價市場化改革允許交易電價浮動±20%，2022 年啟動“三個八千萬”煤電計劃，要求 2022 年、2023 年煤電各開工 8000 萬千瓦、兩年投產8000 萬千瓦。

困難 2：2021-2022 年光伏組件成本高企導致裝機計劃被打亂

在“雙碳”戰略驅動下，光伏產業鏈下游電站對上游光伏組件、硅料的需求呈高速增長態勢，其增速顯著高于供給端增長水平。由于硅料等上游產品擴產存在較長周期，供需錯配導致 2021 年初至 2022 年底期間，硅料價格的大幅上漲直接推高了光伏組件生產成本，使新能源運營商的光伏項目投資收益率顯著下降，極大抑制了其投資積極性。與此同時，公共衛生安全事件對工程建設進度造成嚴重沖擊，導致施工效率降低、工期延長等問題。受上述因素疊加影響，2021-2022 年我國光伏新增裝機規模增長不及市場預期。直至2023 年，隨著硅料產能的集中釋放，光伏組件價格逐步回落，光伏項目投資的經濟性得到顯著改善，市場裝機需求快速釋放，新增裝機規模實現大幅增長。

困難 3：公共衛生安全事件、土地、技術與用電需求，特高壓建設不及預期

考慮到我國能源資源與用電負荷分布的嚴重不匹配，煤炭、風能、太陽能集中于西部和北部，用電需求集中在東部和中部，特高壓輸電成為破解電力供需不平衡的主要手段。我國在十四五初期規劃建設特高壓“24 交、14 直”合計 38 條，但受前期公共衛生安全事件影響、持續不斷的土地審批糾紛、新能源外送的技術問題以及落地端用電需求增速放緩等影響。截至 2024 年底，已投產交流線路包括川渝、張北-勝利、武漢-南昌3 條，直流線路甘肅-浙江、金上-湖北部分投運，另有蒙西-京津冀等項目因審批滯后推遲至2025年開工。特高壓建設持續低于預期，部分線路被迫推遲至十五五初期。

困難 4：新能源裝機高增下消納壓力持續提升

“十四五”期間我國新能源裝機規模的高速增長與其他配套建設不及預期的沖突，導致愈演愈烈的消納壓力。一方面，新增新能源裝機高度集中于三北地區（西北、華北、東北），供需錯配矛盾突出。疊加特高壓建設滯后，跨區輸電能力不足導致“棄風棄光”風險加劇，2023 年起，我國棄風率與棄光率已有上升跡象。另一方面，調節性電源建設滯后進一步放大消納壓力，煤電靈活性改造進度低于預期，抽水蓄能核準雖超130GW但落地周期長，新型儲能利用率不足，且三北地區火電調峰能力受限于供熱需求。供需失衡與調節能力不足的雙重壓力下，局部電網在新能源大發時段面臨調峰缺口。

困難 5：新能源入市提升，回報率下滑影響運營商投資意愿

在新能源消納壓力下，我國多省加速推動新能源全面入市，但當前市場化電價機制尚不完善，導致新能源項目收益波動加劇，甚至陷入虧損困境。根據北京電力交易中心以及廣州電力交易中心數據，2024 年國網區域新能源市場化比例達到52%，而2021 年之前，新能源主要為保障消納，基本不存在入市壓力。

根據光伏們公眾號，2024 年一季度甘肅集中式光伏電站入市后電價跌幅超40%，部分項目結算電價跌至 0.18 元/千瓦時，受此影響，部分運營商已暫停西北地區新項目申報，轉向配儲或分布式等抗風險模式，但配儲前置條件的取消進一步削弱了短期經濟性。這一現象源于三方面矛盾：1）新能源發電的間歇性與電力市場定價機制不匹配，例如光伏午間出力高峰時段電價驟降，而晚高峰用電需求旺盛時又缺乏發電能力，造成收益結構性失衡；2）現行差價結算機制雖提供價格補償，但增量項目的競價機制與存量項目政策銜接不足，導致新項目回報預期模糊；3）市場未充分建立容量電價、綠證交易等配套機制，新能源企業難以通過調節服務或環境價值獲取合理收益。 上述五大維度的新能源消納困境，本質上是由外部環境變化與技術體系轉型雙重沖擊所引發的電力系統結構性矛盾，其相互交織、層層嵌套，構成了能源轉型進程中極具挑戰性的復雜命題。從經濟學視角分析，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。這些系統性難題的破解，無法單純依靠市場機制自發調節，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。