近年来，为积极投资布局压舱石资产，国新发展对我国新能源行业进行了长期跟踪研究。总体来看，在电力市场方面，我国用电总量稳定增长，因产业结构性调整导致用电量增速快于经济增速，致使新能源产业依旧具备好的投资价值。但是，新能源装机容量上升后出现结构性消纳问题，且新能源全面入市使发电项目收益不确定性增加。风电装备制造市场中，风机大型化曾使成本降低，但2024年以来趋势放缓，组件价格战趋势也可能缓和；光伏组件市场持续“内卷”，价格走低，不过技术迭代空间大。总体而言，风电光伏产业在发展中面临一定挑战，也存在好的投资机遇，未来需在解决消纳问题、优化市场竞争等方面发力，以实现我国新能源产业的高质量可持续发展。

一、电力市场概览

中国用电量将在中长期保持稳定增长，为电力行业发展奠定宏观层面基础。但是，电力供需错配导致结构性新能源消纳问题，据估计，当前新能源出力水平高于理论新能源消纳空间。2025年2月，用电主管部门发布监管文件明确新能源发电全面入市的政策安排。总体来看，新能源全面入市后市场化定价对新能源项目收益的影响进一步扩大，新能源发电企业收益面临一定不确定性。

（一）我国用电总量需求将稳定增长

过去5年，尽管受疫情冲击和经济增速放缓影响，中国全社会用电量依然保持稳定增长。2020~2024年，中国全社会用电量从75110亿千瓦时增长至98521亿千瓦时，复合年均增长率为7.02%。中国电力企业联合会（以下简称中电联）发布的《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，预计2025年全国全社会用电量为10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右，并且预计我国电力需求将持续保持刚性增长，2030年全国全社会用电量将达到13万亿千瓦时以上，复合年均增长率超过4.73%。

值得注意的是，从往期历史数据来看，中电联全社会用电量预测值偏向保守。2016年以来，除去疫情影响的2020年和2022年，中国用电量均超出中电联当年度预期值。2021年中电联预计我国2025年全社会用电量为9.5万亿千瓦时，实际上我国2024年全社会用电量已超过该预测值。按此趋势推测，2025~2030年我国用电需求增长可能更高。

（二）新能源装机容量大幅度上升后存在结构性消纳问题

我国新能源消纳问题突出，日内电力供需不平衡是主要矛盾。传统的电力系统通过“源随荷动”实现电力供需平衡，即电力供给负荷率随实时需求水平调节，传统电源的日内功率一般可在50%~100%（煤电）、20%~100%（气电）、30%~100%（水电）、75%~100%（核电）之间调节。而新能源负荷率存在“靠天吃饭”的特点：光伏发电日内负荷率受光照影响在0%（晚间）~ 100%（午间）波动，风力发电日内负荷率波动受风力条件影响在0%（无风）~ 100%（大风）波动。若电力负荷和传统电源供给负荷率不能随新能源出力波动而变动，或传统电源负荷率在降至最小或提升至最大出力后仍不能满足电力需求，则电力系统供给和需求将出现不平衡的矛盾。

近年来，随着新能源装机容量大幅度上升，新能源消纳压力持续提高。通过对不同时点新能源理论消纳空间（传统电源最小出力+风光新能源同时出力）进行估算，可以发现即便在理想情况下，2022年以后我国新能源就已存在结构性消纳问题。假设理想情况下传统电源最小出力水平分别为：火电30%、核电75%、水电30%，且以当月统调最高用电负荷作为负荷水平，则各时点新能源消纳情况如图表3所示。

2020年以后，在新能源装机容量快速上升的情况下，新能源装机容量超过新能源理论消纳空间；2022年以后，新能源装机容量仍存在冗余，且冗余部分呈扩大趋势，导致新能源消纳存在结构性问题。

2024年5月23日，国务院关于印发《2024-2025年节能降碳行动方案》的通知，提出在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%，放宽了对于弃风弃光率的要求，体现了决策层对新能源装机量大幅上升后导致的结构性消纳问题的感知。

（三）新能源全面入市对新能源发电项目收益性的冲击

为促进国内风光装机规模化发展，自2007年以来，国家通过不同形式的财政补助与产业政策支持新能源发电行业发展。随着电力市场化交易的推进，新能源发电形成了“保障性收购+市场化交易”的收益模式。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），推动新能源发电全部进入电力市场，并制定新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制”），在新能源电力市场化交易进程中具有重要意义。

从图表5中可见，机制相较当前“保障性收购+市场化交易”模式进一步增强了电力市场对新能源项目收益的作用。对于新能源发电企业而言，直接的结果是新能源发电项目的收益不确定性进一步提升。

二、风电装备制造市场趋势

风电装备制造商所生产的风机、塔筒及其他风电装备在风电项目初始投资中占据较高比重，约占50%左右。长期以来，在风机大型化趋势主导下，风电装备成本大幅下降，有力支持了风电项目的经济性。2024年以来，我国风机大型化趋势放缓、风电装备（尤其是陆上风电领域）价格逐步止跌，在未来的2~3年，风电领域投资成本下降趋势可能放缓。

（一）风机大型化

风机大型化是指增大风力发电机单机容量，可以有效降低风电项目的投资成本。采用大容量风机可显著减少风机数量，从而降低项目在设备方面的投资。此外，大容量风机也有助于业主在用地、塔筒等工程和辅件方面的削减投资。

2020年以后，中国陆风、海风相继进入平价时代，为控制成本保障风电项目经济性，在风机厂商激烈竞争下，风电大型化进程大幅度加快。3~4年内，陆上主流机型单机容量从4~6MW快速升至8~10MW；海上主流机型单机容量更是从6~8MW快速跃迁至14~16MW。2010~2020年，风电机组容量平均每年增加0.15MW，风轮直径每年增加大约7米，2020年以后主力机型的风轮直径几乎每年增加20米，容量每年增加0.7MW。

（二）2024年以来大型化趋势存在放缓迹象

风机大型化导致风电项目潜在风险增大。风电机组新机型迭代过快，导致测试验证的范围、时间、标准等方面存在不足。据中国可再生能源学会风能专业委员会统计，近年来中国风电行业发生的倒塔、火灾烧毁、关键部件失效等大型事故数量呈上升趋势。

风机大型化可供借鉴的国际经验越来越少。当前，欧洲风电机组大型化的速度已慢于中国，中国风机大型化技术已进入“无人区”。据统计，截至2023年底，全球主要整机商中已有12家发布了20个单机容量14MW以上的海上风电机型或产品平台，其中中国风电整机商占9家。进入技术“无人区”后，为维持大型化趋势或需要风机厂商投入更多研发支出，尽管诸多风机厂商仍保持稳定的研发支出，进一步扩大研发投入仍存在压力。

受各类因素制约影响，2024年风电大型化趋势呈现放缓态势。在北京国际风能大会暨展览会（CWP2024）上，头部风机厂商金风科技、远景能源等推出了比2023年更小容量和叶轮直径的陆上风机产品，首次颠覆了自2020年以来的大型化趋势。不过，当前陆上风电与海上风电大型化趋势产生分化，海上风电大型化趋势仍在继续。

（三）风机组件价格战趋势可能放缓

2019年以来，激烈竞争下的价格战导致风电整机厂商等风电装备供应商盈利能力大幅度下降，经营压力上升。中国陆上风电机组（不含塔架）的加权平均中标价已经从2019年的3800元/千瓦，降至2023年的1501元/千瓦，2024年1~7月进一步降至1400元/千瓦。

2024年7月，中共中央政治局召开会议指出，要强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争。2024年10月，12家风电整机制造厂商（占据中国风电整机制造产业99%以上的市场份额）签署了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》（以下简称《自律公约》）。根据中国可再生能源学会风能专业委员会披露，尽管已签订《自律公约》，但梳理2024年11~12月统计落实到具体项目（以招标量3300万千瓦计）的中标情况，仍有4家整机商报价低于1200元/kW（即低于风能专业委员会所公布10MW容量机组成本价格线）。整体而言，2024年11~12月风电机组价格有所回升，价格战趋势得到一定遏制。

三、光伏组件市场趋势

光伏组件的投资成本约占光伏电站总投资成本的50%左右。光伏行业当前面临组件价格持续下行压力，厂商之间的竞争继续加剧，但随着技术进步，行业可能迎来新的发展机遇。行业内组件厂商的持续“内卷”虽带来诸多问题，但也推动了低效产能的出清、行业内企业的兼并重组。未来，随着整体新能源电力消纳情况的缓解和储能方案的进步，这些因素都将为光伏行业减小波动性并实现长远稳健发展带来可观的发展驱动力。

（一）我国光伏行业持续内卷，组件价格走低

自2022年底，光伏组件市场开始进入跌价周期。产业链价格从2022年底的高点开始震荡下跌，截至2024年下半年硅料、硅片、电池、组件（P型）较高点已分别下跌88.6%、84.7%、78.7%、66.2%。

2024年10月14日，中国光伏协会邀请多家行业龙头企业举办防止行业“内卷式”恶性竞争座谈会，约定光伏发电项目组件投标价格不能低于成本价，经商议后的最终组件含税生产成本为0.68元/W。但从座谈会召开后的光伏项目招投标价格数据来看，光伏组件价格内卷的恶性竞争情况仍不容乐观。经国新发展统计，自反内卷恶性竞争座谈会召开后仍然有一部分项目在招投标过程中出现不符合座谈会约定组件成本基准价的情形。2024年12月17日，新疆电力巴州发电公司国能巴州抽水蓄能项目设置了0.6313元/W的最高投标限价。

目前看来，光伏组件价格恶性“内卷”的趋势虽受到了相关政策以及自律协会公约的影响，但要从根本上进行改善，仍依赖于整体光伏行业产业链供需关系的调整与优化。同时，受光伏发电消纳不足、光伏电价更低等因素影响，新能源发电企业将业绩压力逐渐传导至中上游的光伏组件厂商。

（二）光伏技术迭代的空间依旧较大

当前，太阳能光伏电池板主要分为三代技术路线，分别是晶硅太阳能电池、无机薄膜太阳能电池和以钙钛矿为代表的新型太阳能电池。当前，全球光伏市场以技术更成熟的晶硅电池占据主导地位。

电池技术的未来趋势，尤其是钙钛矿等新型材料的研究突破，不仅有望带动新一代太阳能电池的发展，也使晶硅电池能够与新材料相结合，向具有更高极限效率的叠层电池方向进行探索突破。研究指出，钙钛矿材料的光吸收系数比晶硅高出1~2个数量级。传统晶硅组件中的硅片厚度通常为120~150微米，相比之下，钙钛矿材料的厚度只有晶硅材料的1/240到1/300。同时，钙钛矿前驱液的制备不涉及复杂的工艺流程，对材料的纯度要求远低于晶硅材料。当前，晶硅太阳能电池的制造成本约为0.8~0.9元/W，而钙钛矿组件的制造成本在GW级生产规模，约为0.5~0.6元/W。随着技术的进步和生产规模的扩大，钙钛矿组件的成本还有进一步下降的空间。最后，钙钛矿材料组件拥有更短的制造周期和简化的工艺流程，不仅提高了生产效率，大幅降低了时间成本和人工成本，同时也减少了各生产环节之间的运输成本。

总体而言，电池片技术正在向着成本进一步降低的大方向发展，其有助于缓解光伏行业目前的“内卷”现状。这也可能会导致未来光伏组件价格进一步降低，此趋势将缓解下游新能源发电企业短期内难以改变、因新能源结构性消纳问题以及市场化交易电价下降带来的营收压力。

（三）光伏发电项目收益不确定性导致光伏组件价格下降

光伏组件价格的持续下降，一方面由市场激烈竞争所导致，另一方面其终端发电项目在财政补贴退坡、光伏项目消纳问题突出以及电价走低等背景下，光伏项目的收益性持续下降也是重要原因之一。

光伏发电在发电特点上较风电有着根本不同。光伏发电主要是将光能直接转变为电能，所以无法在夜间发电，而夜晚往往是电力负荷的高峰期，所以在出力特性上，光伏发电较风力发电有着一定的劣势。结合各区域历史市场化交易光伏、风电电价数据，可以发现在年平均交易价格上，目前光伏电价低于风电电价。

基于上述情况，光伏发电较低的市场交易价格使得下游的光伏发电端营收存在压力，导致其进一步压缩中上游光伏原材料及组件厂商的价格空间，然而持续下降的光伏组件投标价短期内暂不足以弥补光伏发电本身收益性较弱带来的盈利缺口。

（国新发展）

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