【长城能源|136号文推动全面入市：新能源行业的分水岭与新周期起点】

CGWS能源研究

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核心观点从“政策依赖”到“市场驱动”，136号文推动新能源迎来全面入市我国新能源上网电价机制自2006年《可再生能源法》实施以来，历经政府定价、标杆电价、指导价、平价竞价阶段，至2025年《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》（简称136号文）发布，迎来全面市场化阶段。该文件以2025年6月1日为界，按“新老划断”原则差异化推进存量和增量项目全面入市。其核心政策逻辑是将...

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保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。此电价制度将推动新能源上网电价由以往的“保障性收购+部分入市”模式转变为“全面入市+场外保障”模式。一方面，新能源上网电量将通过参与各类电能量市场获得收入。另一方面，对于被纳入机制的电量，其可通过后续机制电价与市场交易均价的价差结算，获得额外收入或支付额外费用（差价可为负），最终结算费用将被纳入当地系统运行费用。此外，文件还指出将适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。截至2025年8月20日，多省份出台“136号文”承接文件，围绕存量与增量项目机制电价、电量比例及执行期限等明确细则。其中具有以下特点：针对存量项目，多个省份机制电价与当地燃煤标杆水平保持一致为防止新政策对存量项目造成明显冲击，存量项目保障部分收益水平应基本维持，机制电价应与入市前价格一致。根据山东、广西、内蒙古、新疆、湖南、陕西、辽宁、宁夏地区的“136号文”承接文件的征求意见和正式方案显示，其政策的规定的机制电价与当地燃煤标杆水平保持一致，基本延续2022年平价入市政策。在机制电量规模部分，针对不同类型的存量项目设定不同的纳入比例标准。针对增量项目规模确定，部分省份通过明确新建新能源项目的入市比例或具体规模，为后续其他省份机制电量的规模设定提供了参考。例如山东省，在《关于印发<山东省新能源上网电价市场化改革实施方案>的通知》中明确，2025年6月1日-12月31日投产的风电、光伏项目机制电量总规模为94.67亿千瓦时，其中，风电为81.73亿千瓦时，光伏为12.94亿千瓦时。单个项目机制电量比例风电为70%，光伏为80%。风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%。这一进程的规划与136号文的目标较为契合，也为其他省份机制规模的设定提供了有力参考。针对增量项目机制电价确定，部分省份已经给出较为明确的2025年竞价区。部分省份给出较为明确的2025年竞价区，且竞价上限并不一定为省燃煤标杆电价，其中湖南新增项目机制电价竞价区间在0.26~0.37元/千瓦时，低于湖南0.45元/千瓦时的燃煤标杆电价。机制电价和电量规模每年会通过竞价形成以及动态调整，电力市场成熟且新能源渗透率高的地区，例如蒙东、蒙西，暂不安排机制电量，后续视消纳责任权重等因素动态调整。未来各地方将陆续落定136号文承接方案，各地方的机制电价&电量的设计方案将是2025年关注的重点。1.2机制电价落地，驱动新能源投资新周期1.2.1新型电力系统中各电源的定位与价值重塑在“双碳”目标战略指引下，“十四五”是中国历史上用电量增长以及电气化进程最快的五年，也是新能源发电装机快速增长、远超规划的阶段，截至今年6月底，全国风电、光伏装机容量突破16亿千瓦，年初受《分布式光伏发电开发建设管理办法》、《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》的政策节点影响，今年上半年国内风光新增装机超过2.6亿千瓦，超过年初全国能源工作会议规划的全年新增风光装机约2亿千瓦目标。根据国家能源局2025年第三季度新闻发布会文字实录，今年上半年，可再生能源发电量接近全国总发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和；风电、光伏发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，意味着国内每消费4度电就有1度来自风光发电；较去年同期提高4.4个百分点，增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。从发电量看，2021年到2025年7月风电发电量占比从7%提升到11.5%，光伏发电量占比从2.3%提升到6%；从装机量看，2021年到2025年6月风电装机量占比从13.8%提升到15.7%，光伏装机量占比从12.9%提升至30.2%。2025 年1月，国家能源局陆续印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》、《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》，明确政策节点“430”和“531” 为工商业分布式光伏消纳保障及全部进入市场的截止时点，直接促进发电企业在5月前 抢装并网，呈现“二季度增长爆发，5月冲顶、6月回落”的特征：光伏装机1-2月同比 增长7.5%、5月同比增长388%、6月增速骤降为-38.4%；风电1-3月同比增速为负， 4-5 月同比增速暴涨299%-800.2%，6月增速回落为-15.9%。面对新能源大规模低价入市，煤电电能量市场份额被低边际成本的风光电持续挤压，同时作为电力系统短期辅助服务和长期容量供给的主要电源，煤电机组在白天参与深度调峰、晚间负荷高峰期快速顶峰，甚至日内停机后热态再启动的现象都有发生。目前先进的煤电机组通过锅炉低负荷稳燃、汽轮机通流改造、热力系统优化和控制系统升级等技术手段，最小技术处理可以从50%额定容量降低至30%甚至更低，启停时间大幅缩短，调峰幅度可达70%以上，且煤电机组通过热电解耦技术解决供热期调节能力受限问题，在保证供热的前提下参与深度调峰。相比煤电，燃气机组启停时间更短，调节速率更快，爬坡能力更强，能够在分钟级甚至秒级响应电网调度指令，有效平抑新能源出力的波动性。在气源有保障且气价可承受的地区，调峰气电也成为保障电力系统安全稳定运行的重要选择。但燃气发电仍然面临气源荷气价约束，我国天然气对外依存度较高，国际气价波动剧烈，国内气价机制尚未完全市场化，导致气电发电成本明显高于煤电和新能源，因此多地建立容量补偿机制及辅助服务市场，体现燃气机组的灵活性和可靠性价值，保障投资回收和合理收益。2025年7月，甘肃省发布《建立发电侧容量电价机制的通知》，对煤电机组及电网侧新型储能提供容量电价支持，电价标准暂定为330元/千瓦/年，执行期限为2年，产生的容量电费纳入系统和运行费，由用户侧进行分摊。该政策也是全国首个推出发电侧容量电价机制的省份，煤电获全额容量补偿的同时确立了储能与煤电同等的系统容量主体地位，为全国其他新能源高渗透地区提供容量机制案例。同月，广东省发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》，提升煤电与燃气机组的容量电价标准，煤电机组容量电价从110元/千瓦/年上调至165元/千瓦/年，燃气机组依据机组类型分级，容量电价范围在165~396元/千瓦/年。根据2023年国家发改委发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，全国各省份煤电容量电价回收固定成本的比例将从30%左右普遍提升至不低于50%（对应容量电价约165元/千瓦/年），尤其是煤电转型较快、可再生能源比例较高的地区。136号文取消新能源强制配储政策和甘肃容量电价机制共同推动中国储能行业告别粗放增长的“政策红利期”，迈向精细化运营、价值驱动的“市场红利期”。短期内行业会经历阵痛和洗牌，但长期看，这有助于储能真正凭借其在电力系统中的实际价值获得发展动力，推动行业健康持续发展。7月31日，国家能源局新闻发布会上发布《中国新型储能发展报告（2025）》。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%，全年新增新型储能装机4237万千瓦/1.01亿千瓦时。全国新型储能平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时，“十四五”以来储能时长呈上升趋势。华北、西北为新型储能装机规模较大地区，装机规模分别为2224万千瓦/4942万千瓦时、1871万千瓦/5201万千瓦时，装机合计约占全国55.5%。华东、华中、南方、东北地区装机占比分别为16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，华东地区占比较2023年底提升8.6个百分点。从主要场景看，独立储能、共享储能主要分布在华东、华中地区，占比分别约68%、60%，发挥支撑电力供应和提升电力系统调节能力作用。新能源配建储能主要分布在西北、华北地区，装机占比均超过50%，有效促进大规模新能源开发消纳。面对新能源大规模低价入市，煤电电能量市场份额被低边际成本的风光电持续挤压，同时作为电力系统短期辅助服务和长期容量供给的主要电源，煤电机组在白天参与深度调峰、晚间负荷高峰期快速顶峰，甚至日内停机后热态再启动的现象都有发生。目前先进的煤电机组通过锅炉低负荷稳燃、汽轮机通流改造、热力系统优化和控制系统升级等技术手段，最小技术处理可以从50%额定容量降低至30%甚至更低，启停时间大幅缩短，调峰幅度可达70%以上，且煤电机组通过热电解耦技术解决供热期调节能力受限问题，在保证供热的前提下参与深度调峰。相比煤电，燃气机组启停时间更短，调节速率更快，爬坡能力更强，能够在分钟级甚至秒级响应电网调度指令，有效平抑新能源出力的波动性。在气源有保障且气价可承受的地区，调峰气电也成为保障电力系统安全稳定运行的重要选择。但燃气发电仍然面临气源荷气价约束，我国天然气对外依存度较高，国际气价波动剧烈，国内气价机制尚未完全市场化，导致气电发电成本明显高于煤电和新能源，因此多地建立容量补偿机制及辅助服务市场，体现燃气机组的灵活性和可靠性价值，保障投资回收和合理收益。2025年7月，甘肃省发布《建立发电侧容量电价机制的通知》，对煤电机组及电网侧新型储能提供容量电价支持，电价标准暂定为330元/千瓦/年，执行期限为2年，产生的容量电费纳入系统和运行费，由用户侧进行分摊。该政策也是全国首个推出发电侧容量电价机制的省份，煤电获全额容量补偿的同时确立了储能与煤电同等的系统容量主体地位，为全国其他新能源高渗透地区提供容量机制案例。同月，广东省发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》，提升煤电与燃气机组的容量电价标准，煤电机组容量电价从110元/千瓦/年上调至165元/千瓦/年，燃气机组依据机组类型分级，容量电价范围在165~396元/千瓦/年。根据2023年国家发改委发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，全国各省份煤电容量电价回收固定成本的比例将从30%左右普遍提升至不低于50%（对应容量电价约165元/千瓦/年），尤其是煤电转型较快、可再生能源比例较高的地区。136号文取消新能源强制配储政策和甘肃容量电价机制共同推动中国储能行业告别粗放增长的“政策红利期”，迈向精细化运营、价值驱动的“市场红利期”。短期内行业会经历阵痛和洗牌，但长期看，这有助于储能真正凭借其在电力系统中的实际价值获得发展动力，推动行业健康持续发展。7月31日，国家能源局新闻发布会上发布《中国新型储能发展报告（2025）》。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%，全年新增新型储能装机4237万千瓦/1.01亿千瓦时。全国新型储能平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时，“十四五”以来储能时长呈上升趋势。华北、西北为新型储能装机规模较大地区，装机规模分别为2224万千瓦/4942万千瓦时、1871万千瓦/5201万千瓦时，装机合计约占全国55.5%。华东、华中、南方、东北地区装机占比分别为16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，华东地区占比较2023年底提升8.6个百分点。从主要场景看，独立储能、共享储能主要分布在华东、华中地区，占比分别约68%、60%，发挥支撑电力供应和提升电力系统调节能力作用。新能源配建储能主要分布在西北、华北地区，装机占比均超过50%，有效促进大规模新能源开发消纳。调用情况来看，2024年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，年均等效利用小时数 911 小时，比2023年提升约300小时；年均等效充放电次数221次，比2023年提升约 59 次。浙江、江苏、重庆、新疆、广东、西藏、湖北、宁夏等省（区）年均等效利用小 时数达到 1000 小时以上。独立储能和共享储能发挥重要调节作用，年均等效利用小时 数995小时，比2023年提高约315小时；年均等效充放电次数248次，比2023年提 高约76次。根据国家能源局数据，2025年上半年全国新型储能装机达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%，新型储能保持平稳较快发展态势。其中，内蒙古、新疆装机规模超过1000万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模超过500万千瓦。河北、浙江、云南、甘肃、广东、安徽、广西、山西、湖南、河南、湖北、青海、贵州等13省区装机规模超过200万千瓦。分区域来看，华北、西北、南方地区是上半年新型储能主要增长区，占全国新增装机80%以上。其中，华北、西北地区已投运新型储能装机分别占全国29.7%、25.7%，占比与2024年底相比基本保持稳定。从调用情况来看，据电网公司初步统计，上半年全国新型储能等效利用小时数约570小时，同比增加超过100小时，浙江、广东、甘肃、新疆等多省区及河北南网、新疆生产建设兵团上半年调用情况良好，等效利用小时数超过600小时，新型储能调节作用进一步发挥。新能源发电渗透率提升已成为必然趋势，当新能源发电量占比跨越临界点，系统灵活性需求将呈指数级增长，此时火电、燃气机组及新型储能必须协同转型为核心调节性电源，共同承担频率支撑、惯量响应与顶峰备用等关键角色。储能产业曾深陷“机制缺失”的困局：早期市场规则未明确储能的身份定位与价值补偿通道，叠加高昂成本，使其长期依赖“强制配储”政策生存，这种行政驱动模式催生了大量低效资产，而2025年成为中国储能行业的价值重构元年，正式告别“政策拐杖”，迈入“市场竞争力决定生存权”的新纪元。1.2.2现货价格作为核心基础，与机制电价和中长期电价形成联动136号文所确立的竞价规则，从根本上重构了新能源项目的收益逻辑，推动行业从政策依赖转向市场驱动与成本竞争。新机制以先进电站的折算度电成本作为竞价下限，显著抬高了项目经济性门槛，并明确释放出未来逐步取消下限约束的政策预期，从而对企业形成持续的成本控制与技术升级压力，加速应用更高效率的发电机组、提升系统运行能力，并积极引入储能等灵活性资源，以降低全生命周期度电成本、增强市场报价竞争力。同时，省级主管部门通过动态调节机制电量规模，实现对省内新能源发展节奏与结构的精准调控，灵活响应本省电力供需形势、系统调节能力及电网安全稳定性要求，既可保障合理的新能源渗透率提升，又能避免无序扩张带来的消纳难题与系统风险，体现省级主管单位在能源转型过程中起到的引导和统筹作用。整体看，136号文通过“市场竞价+规模调控”的双重机制，正系统性地推动电力交易格局向更加市场化、竞争化方向发展，促使新能源行业从规模导向走向质量与效益导向，为实现高比例可再生能源接入的新型电力系统奠定制度基础。截至2025年8月20日，山东省、甘肃省已经正式出台136号文件承接方案，根据《关于2025年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（鲁发改价格〔2025〕578号）、《关于2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价安排的通知》（甘发改价格〔2025〕521号），山东和甘肃两省政策在具体参数上存在差异，由于两省的资源条件、消纳能力、用电成本、电力系统承受能力等省情不同所致。机制电价水平：山东风电机制电价竞价范围在0.094~0.35元/千瓦时，光伏竞价范围在0.123~0.35元/千瓦时；甘肃风电、光伏机制电价竞价范围在0.1954~0.2447元/千瓦时。山东省电价机制的上下限价差更大，下限甚至低于2025年上半年现货市场交易水平，考虑风电在山东市场较光伏更有优势，0.094元/千瓦时的超低竞价下限的意义是避免企业无序报价，贸然以竞价下限报价必然亏损，需要综合考量经济性等因素，使得竞价结果更接近行业真实造价水平与合理收益区间；相对来说甘肃省的机制电价范围较窄且较为确定，我们认为与甘肃新能源外送属性及省内市场交易高度成熟相关，给予合理竞价下限有利于保障新能源规模的稳定增长。机制电量规模：山东风电机制电量规模为81.73亿千瓦，光伏机制电量规模为12.94亿千瓦，主体项目为2025.6.1-12.31投产；甘肃竞价分成两个批次，首批次（2025.6.1-12.31投产）电量规模为8.3亿千瓦时；第二批次（2026.1.1-12.31投产）电量规模：15.2亿千瓦时，目前确定的机制电量比例占总体新增发电量比重较低，大部分新增项目发电量会全部参与市场化交易。伴随机制电价竞价的推进，新能源正逐步纳入现货市场交易。随着现货市场日益成熟，中长期交易电价将逐步向现货价格收敛，两者波动性及套利空间逐渐收窄，同时仍在不同交易周期中分别发挥电价发现与供需信号传递的作用。机制电价的波动底层参数同样锚定市场均价，意味着各个价格环节将逐步打通，形成相互反馈、联动影响的闭环体系。根据飔合科技对山东省和甘肃省2025年上半年电力市场交易数据统计：甘肃省：2025年1-6月甘肃省结算绿电电量2.98亿千瓦时，结算均价264.96元/兆瓦时。新能源结算情况如下：风电结算电量共198.09亿千瓦时，结算均价201.76元/兆瓦时；光伏结算电量共171.07亿千瓦时，结算均价165.48元/兆瓦时。新能源交易情况如下：新能源交易电量共129.46亿千瓦时，交易均价215.89元/兆瓦时。山东省：2025年上半年，山东日前现货均价293.05元/兆瓦时，实时现货均价294.94元/兆瓦时，其中3月份现货价格最低，为264.63元/兆瓦时；5月份现货价格最高，为320.24元/兆瓦时。2025年1-6月新能源装机尤其是光伏装机增速较快，严重冲击了2025年的现货价格，尤其是午间时段价格下降100元/兆瓦时左右，凌晨和晚高峰时段价格有小幅上升。2025年1-6月主动入市风电结算均价386.33元/兆瓦时，被动入市风电结算均价342.22元/兆瓦时，被动入市光伏结算均价327.04元/兆瓦时。机制电价仅仅承担行业“过渡”和“兜底”作用：若与2024年两省新增发电量装机测算，机制电价的“过渡性”体现在覆盖范围有限，大部分新增项目需全部参与市场化交易，这表明机制电价并非长期补贴工具，而是新能源从“政策依赖”向“市场主导”转型的中间载体，山东通过设置风电超低竞价下限，明确引导电力企业跳出“机制电价补贴依赖”，转向通过现货市场交易+环境权益增收（如绿证、碳资产）的市场化盈利模式，进一步强化“过渡”属性。机制电价与中长期、现货交易价格相互影响：结合2025年上半年电力市场交易实际数据与机制电价竞价范围，省级有关部门制定竞价范围的核心锚定就是现货市场价格，避免竞价偏离是市场实际供需水平。而机制电价竞价结果也将反向成为未来中长期交易的价格信号，因为两者都带有一定的“保障”作用，若机制电价明显低于过去中长期交易水平，可能导致未来中长期交易向其收敛，前期通过中长期价格来保障新能源交易的情形可能会减少，三者最终实现“机制电价—现货价格—中长期交易价格”的闭环联动。机制电价确定后将开展新能源投资新周期，电力资源流动加速：从8月开始各省机制电价陆续竞价，在此之前项目经济性测算缺乏关键锚点，导致2025年6-7月新能源增速大幅收缩，该节点也代表行业从追求“装机量”转向追求“高质量发电”，项目收益更多取决于项目的并网节点、调节能力、预测精度和市场交易能力等，而非仅仅是资源禀赋的竞争。新能源电价的最终落点在市场供需，西北等资源富集区持续面临低电价困扰，东部负荷中心则因电价水平高+电力需求高，不断吸引更多外来电，分布式能源、储能等行业布局，电力输送工程的建设和完善，也将加速电力资源从低电价地区流动到高电价地区。绿电运营商行业集中度提升，核心竞争力转向运营与交易：绿电电量高比例入市前，项目经营期内利润获取确定性高（主要参数稳定），优质项目的超额收益通常来自于资源获取和开发周期内，因此部分非主业企业选择通过自身优势获取资源，在开发建设完成后出售给主业公司或自持以获取超额收益，故长期以来绿电项目的开发吸引了大量非主业公司参与。随着136号文推动新能源全面参与电力市场交易，管理和营销水平将显著影响项目盈利能力，优质项目的部分超额利润将从开发侧过渡到运营侧。因此我们预计，136号文将促使缺乏专业运营和交易能力的非主业玩家逐步退出绿电项目的开发和运营，回到其本身业务中，运营侧将会回到以央国企为绝对主体的格局，行业集中度有望持续提升。2.136号文后，新能源产业链的变与不变2.1光伏：政策引导下产业链震荡修复，核心仍是消纳与电价从上游产业链来看，2021-2022年的投融资、资本开支高峰导致光伏产业各环节进入较为严重的供给过剩状态，根据PVinfolink、SMM数据披露，截至2024年底，全球主要地区硅料、硅片、电池片、组件对应名义产能分别约为315万吨、1320GW、1540GW、1460GW，即便考虑部分成本、效率落后的产能将被淘汰以及新产能实际落地进度放缓，当前供给侧仍可满足直流侧超1TW的装机需求。供需不平衡迅速传导至下行的产品价格与惨烈的业绩表现，根据对每周产业链价格与单瓦盈利的跟踪测算，硅料、硅片、电池片、组件四大光伏主链环节从2024年中进入全面亏损， 各家光伏企业的报表在行业底部中可谓众生平等，产品、渠道、品牌的积累在头部大厂之 间难以成为突破同质化困局的经营要素。对于产业链的周期反转，我们认为走市场化出清的路线可能是相对漫长且有隐患的，前期大量的资本涌入为头部企业奠定了深厚的流动性基础，叠加当前各家企业严苛的控费裁员手段，整体经营现金流可能仅处于微亏的状态，且还有相对丰富的融资手段，头部大厂短期出现现金流问题的可能性相对较低，各家为了维持市场份额而继续展开价格战，想要通过经营竞争实现市场化出清相对低效且会持续积累风险，极端情况下不排除最终会引发系统性的负面事件。相对于市场化出清的前路漫漫，光伏供给侧出清可能更需要依赖政策端发力的效果。从24年以来，工信部、行业协会等组织已从配额限产、严格审批、限价引导、反内卷呼吁等措施对光伏行业进行“有形之手”的引导，但从整体效果来看，前期政策手段相对较为温和且多针对新的增量项目，主要系当前众多光伏产能经营主体虽以民企为主，但背后涉及各地地方产业投资资本，牵扯当地就业、税收、财政收入，部分地方政府仍有变相输血的措施，政策端出清考虑慎重，难以进行大规模的“一刀切”式强制出清。但从近期的跟踪来看，结合官媒文章、政策动向、顶层规划等方面综合考虑，我们认为，国家对于造成光伏行业目前困境的诸多原因已摸排清晰，并展现出更加坚定的整治态度与决心。在政策出清仍是核心的趋势方向下，我们以出清30-40%存量产能为基准，以各环节投资回收期作为合理利润的假设锚，测算硅料/硅片/电池片/组件合理单位利润分别为0.65-0.7万元/吨、0.025-0.03元/W、0.02-0.025元/W、0-0.005元/W，推算需满足上述利润的产品价格分别为53-54元/kg、2.1-2.15元/片、0.54-0.55元/W、1.01-1.03元/W，与当前的产业链状态相比有较大的弹性空间。根据PVInfolink披露，截至25年8月13日，硅料、硅片、电池片、组件各环节主力产品品类价格分别为44元/kg，1.35元/片、0.29元/W、0.685元/W，对比前期低点分别上涨25.7%、35%、26.1%、0.74%，从实际进展来看，目前光伏产业链各个环节虽然已“应声涨价”，但终端组件与EPC侧却处于需求弱、成交少导致价格难以传导的困境。因此，即便市场已经逐步形成政策端出清会加大力度的预期，但对于最终的实际效果仍有较大的复杂博弈：产业链的价格抬升是否会对装机需求产生压制、需求的不景气又是否能让原材料涨价顺利传导。我们以136号文指引下的山东新建光伏电站为例，参考机制电价的上下限区间、取机制电量上限等条件测算，即使考虑到组件的涨价幅度，当前组件在光伏项目的初始投资成本中占比已下滑至约35%-40%的水平，而且从敏感性分析来看，组件价格在当前水平下变动对于电站收益率的影响较弱，机制电价、机制电量以及实际参与市场交易的电量才是影响业主方投资积极性的核心因素，上游价格的波动暂时不会对装机需求有明显的冲击。2.2风电：海上风电景气度高涨，大型化推动风机技术发展2024年高招标量奠定装机基础，海风装机规模爆发式增长。2024年我国新增风电装机容量再次突破新高，达到79.34GW。根据风电头条统计，从核准数量看，2024年国内新增核准项目590个，规模总计约103.41GW，其中海上风电项目35个，规模总计14.62GW；陆上风电项目515个，规模总计87.55GW。从招标数量看，据金风科技统计，2024年国内风电设备新增公开招标量约164.1GW，远超2023年的86.3GW，奠定2025年的装机基础。根据国家能源局数据，2025年上半年全国陆上风电新增装机并网48.90GW，同比增长95.52%；海上风电新增装机并网2.49GW，同比增长200%，海风新增装机规模呈现爆发式增长。海风具备较大成长空间，多个项目取得明显进展。我国海上风电可开发潜力巨大，且沿海省份的经济更为活跃和发达，其电力消费大、占比高，海上风电距离沿海省份电力负荷中心更近，消纳空间充足，海上风电有望成为新型能源体系建设的重要支撑。近期青洲五、七，江苏三峡大丰、国信大丰等多个项目均取得明显进展，有望于2025年并网，国内海风景气度持续走高。2.2.1大型化成为风机发展必然方向风机的平均容量逐年稳定增长，降本趋势下大型化成为有效路径。大容量机组能够显著提高低风速区域的发电效率，突破原有风资源条件的限制，同时在已规划风场中通过替换老旧设备或优化布局，大幅提升整体利用效率。同时，单机容量增大有助于减少风电场中机位的总数，节约土地使用与基础设施投入，显著降低单位容量的建设和运维成本。兼具大容量、高运行可靠性及更优全生命周期经济效益的风电项目逐步受到开发商与市场的青睐，成为目前风电技术迭代和市场竞争的主要方向。深远海驱动技术迭代，风机大型化优势再次凸显。面对复杂的深远海环境，大型化机组凭借其更高的发电效率以及度电成本，成为市场的主流选择。但目前大型化趋势虽为必然发展方向，其推进速度或将放缓。根据CWEA统计数据，2024年全国新增装机风机平均单机容量为6046KW，同比增长8.1%，其中陆上风电机组平均单机容量为5886kW，同比增长9.6%，目前推进速度呈现平稳态势。风机大型化迭代步调放缓，大型化发展呈现分化格局。陆上大型化已然踩下“刹车”的情况下，海上仍朝着“超大型”的方向高歌猛进。截至2024年年底，已有6家整机企业完成对20MW及以上海上机组的布局。根据CWEA数据，2024年新增陆风装机中6-7MW（不含7MW）风机占比最高，接近40%，新增海上装机中10MW以上风机占比超过58%。2.2.2塔筒环节技术变化风力发电主要包括风电机组、风电支撑基础以及输电控制系统三大部分，其中风机设备的支撑基础包括塔筒、桩基和导管架。与陆上不同，海上塔筒主要由钢材、法兰、防腐涂料及其他零部件组成。与陆上塔筒相比，海上塔筒的成本及价值量显著提升：1）海上塔筒固定在海水中，相较陆上塔筒需要新增桩基或导管架；2）海上塔筒固定在海水中需要具备抗腐蚀、抗盐雾的能力。根据《中国海风管桩市场现状深度调研与发展趋势预测报告（2022-2029年）》，目前陆上塔筒的单瓦用量约6-7万吨/GW，海上塔筒的用量普遍在20-30吨/GW，单GW用量是陆风的2-3倍。近年来在风机平均容量保持稳定增长的态势下，新增风机的功率和叶轮直径不断增大，所需的塔架高度已普遍高于100m。2023年金风科技完成了185米钢混塔架的吊装，创造全球陆上风电塔架高度新纪录，相同风资源条件下的年平均发电小时数相较160米高度塔架提高了8.38%。2025年3月，黑龙江七台河市勃利县250MW风电项目76号机位成功完成全部吊装，轮毂重心高度为185m，刷新了钢制风电塔的全球新高度，也实现了预应力构架式钢管风电塔架技术在高寒（零下33度）地区的首次成功应用。预计随着海风逐步向深远海开发推进，桩基的长度、直径、重量也会再次随之提升。2.2.3叶片环节技术变化叶片是决定风能利用率的关键因素，可直接影响风电机组的性能和使用效率。风电叶片技术壁垒相对较低，国产化率高，产业化程度高。与陆上风机相比，海上风机叶片为适应恶劣海洋环境并捕获更大风能，其材料、工艺及防护要求显著提升：1）海上叶片需应对高盐雾、高湿度侵蚀，前缘需采用更强的抗腐蚀涂层与防护方案；2）为满足大兆瓦机组需求，叶片长度急剧增加，其主体结构需大量应用碳纤维复合材料以兼顾轻量化与高强度。风机大型化带动叶片尺寸和轻量化技术同步飞速发展，轻质的碳纤维应用占比逐步提升。从材料方面看，叶片主要由符合材料组成，原材料包括热固性集体树脂、玻纤维或碳纤维等。目前长度在80-90米的玻纤叶片重量大约在25-40吨左右。碳纤维相较于玻纤维可减轻30%-50%的重量，但目前主要还受限于其价格较高无法大量替代玻纤叶片。从叶片尺寸来看，叶片方面的技术突破通常也体现在超长叶片上，如明阳风电于2024年2月推出了143米风电机组叶片；金风科技和中材叶片公司生产的147米叶片于2024年9月通过了静载试验。预计随着海风向深远海与大兆瓦方向发展，碳纤维的应用将成为降本增效的关键。2.2.4传动链环节技术变化根据风机传动链的不同结构，可以分为三种主要技术路线：双馈、半直驱和直驱。目前双馈机型占据主流，受益于海风建设和大型化发展，半直驱机型渗透率或将快速增长。双馈机型采用低速、中速、高速三级传动，低速轴链接叶片，通过三级传动加速带动高速轴连接电机发电，转速较高，在同样的发电功率下发电机的体积更小、成本更低，早期欧美大多数风电企业选择此路线；但其多级齿轮箱易过载、故障率高、可靠性差、运维成本高，限制其发展。基于机组大型化的背景下，直驱风机因为需要使用大型永磁发电机，其磁材、铜等成本无法得到控制，故障率低带来的运行成本优势逐渐被生产成本带来的劣势所掩盖，丧失国内市场竞争力。半直驱风机采用中低速齿轮箱，在减少发电机的体积的同时，整体结构构架紧凑，降低风机成本，在度电成本逐步降低的驱使下，半直驱风机或将成为未来发展路线，尤其是海上风机的主流选择。相较于传统的三点或四点支撑结构，全集成传动链凭借高度集成化和高鲁棒性展现出显著优势。据远景能源分析，在风机单机容量提升至8-10MW，集成传动链开始逐步超越传统分体式设计的性能表现；提升至16MW时其优势更为突出。传统传动链在大兆瓦应用中面临明显瓶颈，风机容量增至7-8MW时，主轴与齿轮箱连接中的锁紧盘负载已达极限，同时对法兰联接、扭矩传输及机舱布局提出更严苛要求。若沿用分体设计，不仅成本攀升，其尺寸与重量的大幅上升更给运输与吊装带来巨大困难。以典型支撑结构为例，2MW机组传统传动链宽度约为2.5米，齿轮箱重量约20吨；而应用于8-10MW机组时，结构宽度将扩大至3-4米，运输总重更增至原来的5-6倍，高达120-150吨。集成式传动链技术通过结构减量化显著提高了系统安全性与承载性能。低速集成设计可有效抑制振动、增强整体刚性，同时优化吊装与运输流程，减少维护需求，并改善运输可行性。全集成方案还突破了高速电机关键技术瓶颈，有助于降低发电机起火风险。目前该技术已成为行业主流，新产品不断迭代，2025年2月，远景能源首款适用于14-18MW风机的全集成传动链样机在江阴下线；南高齿也于2024年推出20MW全集成传动齿轮箱，其低速端与电机端均采用集成设计，显著提升密封可靠性，推动海上大兆瓦风机发展。据德力佳披露，2023年其集成式产品尚未形成销售规模，而2024年该类产品收入预计占总营收30%，再次印证技术趋势的变化。2.2.5风电成本趋势：陆风成本呈小幅波动回升，海风成本于较低区间震荡风电项目招标及开标逐步增长，累计的招标体量加速释放兑现。风机招投标容量方面，国内风电整机2024年招标/开标容量为164.67/175.20GW，2025年1-7月招标/开标容量为75.56/95.12GW。分陆上和海上来看，陆上方面，2024年招标/开标容量为143.99/158.76GW，2025年1-7月招标/开标容量为58.59/87.82GW；海上方面，2024年招标/开标容量为10.68/16.44GW，2025年1-7月招标/开标容量为3.97/7.3GW。自2022年起，我国历年风电招标规模均超过吊装规模，并且完成吊装的节奏滞后于招标节奏，但2025年4月以来，我们发现国内风电市场并网加速，单月新增并网容量同比接近翻三番。吊装容量相较并网更高，可以认为旺盛的招投标已逐步体现到并网端的增长。预计随着此前的招标体量逐步释放，2025年风电并网节奏较往年有望提前，全年实现新增装机超过100GW，此后将维持稳定增长的态势。行业自律重塑竞争规则，风机价值回归性能。根据金风科技统计，全市场风电整机商风电机组投标均价自2021年以来波动下行，几乎被“腰斩”，于2024年8月达到低点后呈现回升态势。从行业龙头金风科技层面看，其风机产品销售单价由2019年的3500元/kW左右，于2022年降至2350元/kW。为获取订单的“内卷式”竞争无益于全产业链的利润和发展，2024年10月，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩组织12家风电整机商签署《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，低价中标有望成为历史，风电行业将从单纯的价格竞争转向高质量、高技术含量的服务竞争。风机销售价格正缓慢回暖，以金风科技为代表的部分整机商在2024年底已实现扭亏，2025年上半年陆上风机在收入规模增加以及有效降本的双重作用下盈利能力提升。陆上风电成本：2024年以来陆上风机成本小幅波动上升，含塔筒风机价格回升相对显著。风机开标价格方面，根据风电头条数据统计，2024-2025年1-7月含塔筒中标均价区间为1757-2144元/kW，月度不含塔筒中标均价区间为1342-1684元/kW。2025年7月，国内不含塔筒陆上风机采购单价基本维持稳定，含塔筒陆上风机采购单机略有上行。海上风电成本：市场升温项目可观，年初以来价格缓慢回暖，海风成本仍徘徊于较低区间。2024年全年，含塔筒海上风电项目中标均价为3307.29元/kW，同比2023年下降10.83%。进入2025年，1月开标的海风项目单价不到3000元/kW，而4月开标的项目均价约3177元/kW，同比2024年同期小幅下降，海风项目价格仍较低。各沿海省市纷纷公布2025年重点海上风电项目清单，合计装机容量约41GW。结合项目规划以及当前建设进度，我们预计2025年全国完成吊装海风项目规模约11GW，产业链出货同比有望显著增长，长期来看海上风电成本可能有进一步回升趋势。","kind":"news","is_publish_news":true,"is_publish_highlight":false,"is_publish_live":false,"is_publish_wemedia":null,"editions":null,"column":"","sentiment":"1","news_tag":"economic","news_rank":0,"symbols":[],"gpt_button":1,"need_auth":false,"code":"91000000","status":"200"}}}