【長城能源|136號文推動全面入市：新能源行業的分水嶺與新週期起點】

CGWS能源研究

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核心觀點從「政策依賴」到「市場驅動」，136號文推動新能源迎來全面入市我國新能源上網電價機制自2006年《可再生能源法》實施以來，歷經政府定價、標杆電價、指導價、平價競價階段，至2025年《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（簡稱136號文）發佈，迎來全面市場化階段。該文件以2025年6月1日為界，按「新老劃斷」原則差異化推進存量和增量項目全面入市。其核心政策邏輯是將...

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保持存量項目政策銜接，穩定增量項目收益預期。此電價制度將推動新能源上網電價由以往的「保障性收購+部分入市」模式轉變為「全面入市+場外保障」模式。一方面，新能源上網電量將通過參與各類電能量市場獲得收入。另一方面，對於被納入機制的電量，其可通過後續機制電價與市場交易均價的價差結算，獲得額外收入或支付額外費用（差價可為負），最終結算費用將被納入當地系統運行費用。此外，文件還指出將適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化、條件成熟時擇機退出。截至2025年8月20日，多省份出台「136號文」承接文件，圍繞存量與增量項目機制電價、電量比例及執行期限等明確細則。其中具有以下特點：針對存量項目，多個省份機制電價與當地燃煤標杆水平保持一致為防止新政策對存量項目造成明顯衝擊，存量項目保障部分收益水平應基本維持，機制電價應與入市前價格一致。根據山東、廣西、內蒙古、新疆、湖南、陝西、遼寧、寧夏地區的「136號文」承接文件的徵求意見和正式方案顯示，其政策的規定的機制電價與當地燃煤標杆水平保持一致，基本延續2022年平價入市政策。在機制電量規模部分，針對不同類型的存量項目設定不同的納入比例標準。針對增量項目規模確定，部分省份通過明確新建新能源項目的入市比例或具體規模，為後續其他省份機制電量的規模設定提供了參考。例如山東省，在《關於印發<山東省新能源上網電價市場化改革實施方案>的通知》中明確，2025年6月1日-12月31日投產的風電、光伏項目機制電量總規模為94.67億千瓦時，其中，風電為81.73億千瓦時，光伏為12.94億千瓦時。單個項目機制電量比例風電為70%，光伏為80%。風電、光伏競價申報充足率下限均為125%。這一進程的規劃與136號文的目標較為契合，也為其他省份機制規模的設定提供了有力參考。針對增量項目機制電價確定，部分省份已經給出較為明確的2025年競價區。部分省份給出較為明確的2025年競價區，且競價上限並不一定為省燃煤標杆電價，其中湖南新增項目機制電價競價區間在0.26~0.37元/千瓦時，低於湖南0.45元/千瓦時的燃煤標杆電價。機制電價和電量規模每年會通過競價形成以及動態調整，電力市場成熟且新能源滲透率高的地區，例如蒙東、蒙西，暫不安排機制電量，後續視消納責任權重等因素動態調整。未來各地方將陸續落定136號文承接方案，各地方的機制電價&電量的設計方案將是2025年關注的重點。1.2機制電價落地，驅動新能源投資新週期1.2.1新型電力系統中各電源的定位與價值重塑在「雙碳」目標戰略指引下，「十四五」是中國歷史上用電量增長以及電氣化進程最快的五年，也是新能源發電裝機快速增長、遠超規劃的階段，截至今年6月底，全國風電、光伏裝機容量突破16億千瓦，年初受《分佈式光伏發電開發建設管理辦法》、《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》的政策節點影響，今年上半年國內風光新增裝機超過2.6億千瓦，超過年初全國能源工作會議規劃的全年新增風光裝機約2億千瓦目標。根據國家能源局2025年第三季度新聞發佈會文字實錄，今年上半年，可再生能源發電量接近全國總發電量達17993億千瓦時，同比增加15.6%，約佔全部發電量的39.7%，超過同期第三產業用電量與城鄉居民生活用電量之和；風電、光伏發電量合計達11478億千瓦時，同比增長27.4%，在全社會用電量中佔比達到23.7%，意味着國內每消費4度電就有1度來自風光發電；較去年同期提高4.4個百分點，增加2470億千瓦時，超出全社會用電量增量。從發電量看，2021年到2025年7月風電發電量佔比從7%提升到11.5%，光伏發電量佔比從2.3%提升到6%；從裝機量看，2021年到2025年6月風電裝機量佔比從13.8%提升到15.7%，光伏裝機量佔比從12.9%提升至30.2%。2025 年1月，國家能源局陸續印發《分佈式光伏發電開發建設管理辦法》、《關於深化新 能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》，明確政策節點「430」和「531」 為工商業分佈式光伏消納保障及全部進入市場的截止時點，直接促進發電企業在5月前 搶裝併網，呈現「二季度增長爆發，5月衝頂、6月回落」的特徵：光伏裝機1-2月同比 增長7.5%、5月同比增長388%、6月增速驟降為-38.4%；風電1-3月同比增速為負， 4-5 月同比增速暴漲299%-800.2%，6月增速回落為-15.9%。面對新能源大規模低價入市，煤電電能量市場份額被低邊際成本的風光電持續擠壓，同時作為電力系統短期輔助服務和長期容量供給的主要電源，煤電機組在白天參與深度調峯、晚間負荷高峯期快速頂峯，甚至日內停機後熱態再啓動的現象都有發生。目前先進的煤電機組通過鍋爐低負荷穩燃、汽輪機通流改造、熱力系統優化和控制系統升級等技術手段，最小技術處理可以從50%額定容量降低至30%甚至更低，啓停時間大幅縮短，調峯幅度可達70%以上，且煤電機組通過熱電解耦技術解決供熱期調節能力受限問題，在保證供熱的前提下參與深度調峯。相比煤電，燃氣機組啓停時間更短，調節速率更快，爬坡能力更強，能夠在分鐘級甚至秒級響應電網調度指令，有效平抑新能源出力的波動性。在氣源有保障且氣價可承受的地區，調峯氣電也成為保障電力系統安全穩定運行的重要選擇。但燃氣發電仍然面臨氣源荷氣價約束，我國天然氣對外依存度較高，國際氣價波動劇烈，國內氣價機制尚未完全市場化，導致氣電發電成本明顯高於煤電和新能源，因此多地建立容量補償機制及輔助服務市場，體現燃氣機組的靈活性和可靠性價值，保障投資回收和合理收益。2025年7月，甘肅省發佈《建立發電側容量電價機制的通知》，對煤電機組及電網側新型儲能提供容量電價支持，電價標準暫定為330元/千瓦/年，執行期限為2年，產生的容量電費納入系統和運行費，由用户側進行分攤。該政策也是全國首個推出發電側容量電價機制的省份，煤電獲全額容量補償的同時確立了儲能與煤電同等的系統容量主體地位，為全國其他新能源高滲透地區提供容量機制案例。同月，廣東省發佈《關於調整我省煤電氣電容量電價的通知》，提升煤電與燃氣機組的容量電價標準，煤電機組容量電價從110元/千瓦/年上調至165元/千瓦/年，燃氣機組依據機組類型分級，容量電價範圍在165~396元/千瓦/年。根據2023年國家發改委發佈的《關於建立煤電容量電價機制的通知》，2026年起，全國各省份煤電容量電價回收固定成本的比例將從30%左右普遍提升至不低於50%（對應容量電價約165元/千瓦/年），尤其是煤電轉型較快、可再生能源比例較高的地區。136號文取消新能源強制配儲政策和甘肅容量電價機制共同推動中國儲能行業告別粗放增長的「政策紅利期」，邁向精細化運營、價值驅動的「市場紅利期」。短期內行業會經歷陣痛和洗牌，但長期看，這有助於儲能真正憑藉其在電力系統中的實際價值獲得發展動力，推動行業健康持續發展。7月31日，國家能源局新聞發佈會上發佈《中國新型儲能發展報告（2025）》。截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，約為「十三五」末的20倍，較2023年底增長超過130%，全年新增新型儲能裝機4237萬千瓦/1.01億千瓦時。全國新型儲能平均儲能時長2.3小時，較2023年底增加約0.2小時，「十四五」以來儲能時長呈上升趨勢。華北、西北為新型儲能裝機規模較大地區，裝機規模分別為2224萬千瓦/4942萬千瓦時、1871萬千瓦/5201萬千瓦時，裝機合計約佔全國55.5%。華東、華中、南方、東北地區裝機佔比分別為16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，華東地區佔比較2023年底提升8.6個百分點。從主要場景看，獨立儲能、共享儲能主要分佈在華東、華中地區，佔比分別約68%、60%，發揮支撐電力供應和提升電力系統調節能力作用。新能源配建儲能主要分佈在西北、華北地區，裝機佔比均超過50%，有效促進大規模新能源開發消納。面對新能源大規模低價入市，煤電電能量市場份額被低邊際成本的風光電持續擠壓，同時作為電力系統短期輔助服務和長期容量供給的主要電源，煤電機組在白天參與深度調峯、晚間負荷高峯期快速頂峯，甚至日內停機後熱態再啓動的現象都有發生。目前先進的煤電機組通過鍋爐低負荷穩燃、汽輪機通流改造、熱力系統優化和控制系統升級等技術手段，最小技術處理可以從50%額定容量降低至30%甚至更低，啓停時間大幅縮短，調峯幅度可達70%以上，且煤電機組通過熱電解耦技術解決供熱期調節能力受限問題，在保證供熱的前提下參與深度調峯。相比煤電，燃氣機組啓停時間更短，調節速率更快，爬坡能力更強，能夠在分鐘級甚至秒級響應電網調度指令，有效平抑新能源出力的波動性。在氣源有保障且氣價可承受的地區，調峯氣電也成為保障電力系統安全穩定運行的重要選擇。但燃氣發電仍然面臨氣源荷氣價約束，我國天然氣對外依存度較高，國際氣價波動劇烈，國內氣價機制尚未完全市場化，導致氣電發電成本明顯高於煤電和新能源，因此多地建立容量補償機制及輔助服務市場，體現燃氣機組的靈活性和可靠性價值，保障投資回收和合理收益。2025年7月，甘肅省發佈《建立發電側容量電價機制的通知》，對煤電機組及電網側新型儲能提供容量電價支持，電價標準暫定為330元/千瓦/年，執行期限為2年，產生的容量電費納入系統和運行費，由用户側進行分攤。該政策也是全國首個推出發電側容量電價機制的省份，煤電獲全額容量補償的同時確立了儲能與煤電同等的系統容量主體地位，為全國其他新能源高滲透地區提供容量機制案例。同月，廣東省發佈《關於調整我省煤電氣電容量電價的通知》，提升煤電與燃氣機組的容量電價標準，煤電機組容量電價從110元/千瓦/年上調至165元/千瓦/年，燃氣機組依據機組類型分級，容量電價範圍在165~396元/千瓦/年。根據2023年國家發改委發佈的《關於建立煤電容量電價機制的通知》，2026年起，全國各省份煤電容量電價回收固定成本的比例將從30%左右普遍提升至不低於50%（對應容量電價約165元/千瓦/年），尤其是煤電轉型較快、可再生能源比例較高的地區。136號文取消新能源強制配儲政策和甘肅容量電價機制共同推動中國儲能行業告別粗放增長的「政策紅利期」，邁向精細化運營、價值驅動的「市場紅利期」。短期內行業會經歷陣痛和洗牌，但長期看，這有助於儲能真正憑藉其在電力系統中的實際價值獲得發展動力，推動行業健康持續發展。7月31日，國家能源局新聞發佈會上發佈《中國新型儲能發展報告（2025）》。截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，約為「十三五」末的20倍，較2023年底增長超過130%，全年新增新型儲能裝機4237萬千瓦/1.01億千瓦時。全國新型儲能平均儲能時長2.3小時，較2023年底增加約0.2小時，「十四五」以來儲能時長呈上升趨勢。華北、西北為新型儲能裝機規模較大地區，裝機規模分別為2224萬千瓦/4942萬千瓦時、1871萬千瓦/5201萬千瓦時，裝機合計約佔全國55.5%。華東、華中、南方、東北地區裝機佔比分別為16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，華東地區佔比較2023年底提升8.6個百分點。從主要場景看，獨立儲能、共享儲能主要分佈在華東、華中地區，佔比分別約68%、60%，發揮支撐電力供應和提升電力系統調節能力作用。新能源配建儲能主要分佈在西北、華北地區，裝機佔比均超過50%，有效促進大規模新能源開發消納。調用情況來看，2024年新型儲能調用情況相較2023年大幅提升，年均等效利用小時數 911 小時，比2023年提升約300小時；年均等效充放電次數221次，比2023年提升約 59 次。浙江、江蘇、重慶、新疆、廣東、西藏、湖北、寧夏等省（區）年均等效利用小 時數達到 1000 小時以上。獨立儲能和共享儲能發揮重要調節作用，年均等效利用小時 數995小時，比2023年提高約315小時；年均等效充放電次數248次，比2023年提 高約76次。根據國家能源局數據，2025年上半年全國新型儲能裝機達到9491萬千瓦/2.22億千瓦時，較2024年底增長約29%，新型儲能保持平穩較快發展態勢。其中，內蒙古、新疆裝機規模超過1000萬千瓦，山東、江蘇、寧夏裝機規模超過500萬千瓦。河北、浙江、雲南、甘肅、廣東、安徽、廣西、山西、湖南、河南、湖北、青海、貴州等13省區裝機規模超過200萬千瓦。分區域來看，華北、西北、南方地區是上半年新型儲能主要增長區，佔全國新增裝機80%以上。其中，華北、西北地區已投運新型儲能裝機分別佔全國29.7%、25.7%，佔比與2024年底相比基本保持穩定。從調用情況來看，據電網公司初步統計，上半年全國新型儲能等效利用小時數約570小時，同比增加超過100小時，浙江、廣東、甘肅、新疆等多省區及河北南網、新疆生產建設兵團上半年調用情況良好，等效利用小時數超過600小時，新型儲能調節作用進一步發揮。新能源發電滲透率提升已成為必然趨勢，當新能源發電量佔比跨越臨界點，系統靈活性需求將呈指數級增長，此時火電、燃氣機組及新型儲能必須協同轉型為核心調節性電源，共同承擔頻率支撐、慣量響應與頂峯備用等關鍵角色。儲能產業曾深陷「機制缺失」的困局：早期市場規則未明確儲能的身份定位與價值補償通道，疊加高昂成本，使其長期依賴「強制配儲」政策生存，這種行政驅動模式催生了大量低效資產，而2025年成為中國儲能行業的價值重構元年，正式告別「政策枴杖」，邁入「市場競爭力決定生存權」的新紀元。1.2.2現貨價格作為核心基礎，與機制電價和中長期電價形成聯動136號文所確立的競價規則，從根本上重構了新能源項目的收益邏輯，推動行業從政策依賴轉向市場驅動與成本競爭。新機制以先進電站的折算度電成本作為競價下限，顯著抬高了項目經濟性門檻，並明確釋放出未來逐步取消下限約束的政策預期，從而對企業形成持續的成本控制與技術升級壓力，加速應用更高效率的發電機組、提升系統運行能力，並積極引入儲能等靈活性資源，以降低全生命週期度電成本、增強市場報價競爭力。同時，省級主管部門通過動態調節機制電量規模，實現對省內新能源發展節奏與結構的精準調控，靈活響應本省電力供需形勢、系統調節能力及電網安全穩定性要求，既可保障合理的新能源滲透率提升，又能避免無序擴張帶來的消納難題與系統風險，體現省級主管單位在能源轉型過程中起到的引導和統籌作用。整體看，136號文通過「市場競價+規模調控」的雙重機制，正系統性地推動電力交易格局向更加市場化、競爭化方向發展，促使新能源行業從規模導向走向質量與效益導向，為實現高比例可再生能源接入的新型電力系統奠定製度基礎。截至2025年8月20日，山東省、甘肅省已經正式出台136號文件承接方案，根據《關於2025年新能源機制電價競價工作有關事項的通知》（魯發改價格〔2025〕578號）、《關於2025年度增量新能源項目機制電量競量競價安排的通知》（甘發改價格〔2025〕521號），山東和甘肅兩省政策在具體參數上存在差異，由於兩省的資源條件、消納能力、用電成本、電力系統承受能力等省情不同所致。機制電價水平：山東風電機制電價競價範圍在0.094~0.35元/千瓦時，光伏競價範圍在0.123~0.35元/千瓦時；甘肅風電、光伏機制電價競價範圍在0.1954~0.2447元/千瓦時。山東省電價機制的上下限價差更大，下限甚至低於2025年上半年現貨市場交易水平，考慮風電在山東市場較光伏更有優勢，0.094元/千瓦時的超低競價下限的意義是避免企業無序報價，貿然以競價下限報價必然虧損，需要綜合考量經濟性等因素，使得競價結果更接近行業真實造價水平與合理收益區間；相對來説甘肅省的機制電價範圍較窄且較為確定，我們認為與甘肅新能源外送屬性及省內市場交易高度成熟相關，給予合理競價下限有利於保障新能源規模的穩定增長。機制電量規模：山東風電機制電量規模為81.73億千瓦，光伏機制電量規模為12.94億千瓦，主體項目為2025.6.1-12.31投產；甘肅競價分成兩個批次，首批次（2025.6.1-12.31投產）電量規模為8.3億千瓦時；第二批次（2026.1.1-12.31投產）電量規模：15.2億千瓦時，目前確定的機制電量比例佔總體新增發電量比重較低，大部分新增項目發電量會全部參與市場化交易。伴隨機制電價競價的推進，新能源正逐步納入現貨市場交易。隨着現貨市場日益成熟，中長期交易電價將逐步向現貨價格收斂，兩者波動性及套利空間逐漸收窄，同時仍在不同交易週期中分別發揮電價發現與供需信號傳遞的作用。機制電價的波動底層參數同樣錨定市場均價，意味着各個價格環節將逐步打通，形成相互反饋、聯動影響的閉環體系。根據颸合科技對山東省和甘肅省2025年上半年電力市場交易數據統計：甘肅省：2025年1-6月甘肅省結算綠電電量2.98億千瓦時，結算均價264.96元/兆瓦時。新能源結算情況如下：風電結算電量共198.09億千瓦時，結算均價201.76元/兆瓦時；光伏結算電量共171.07億千瓦時，結算均價165.48元/兆瓦時。新能源交易情況如下：新能源交易電量共129.46億千瓦時，交易均價215.89元/兆瓦時。山東省：2025年上半年，山東日前現貨均價293.05元/兆瓦時，實時現貨均價294.94元/兆瓦時，其中3月份現貨價格最低，為264.63元/兆瓦時；5月份現貨價格最高，為320.24元/兆瓦時。2025年1-6月新能源裝機尤其是光伏裝機增速較快，嚴重衝擊了2025年的現貨價格，尤其是午間時段價格下降100元/兆瓦時左右，凌晨和晚高峯時段價格有小幅上升。2025年1-6月主動入市風電結算均價386.33元/兆瓦時，被動入市風電結算均價342.22元/兆瓦時，被動入市光伏結算均價327.04元/兆瓦時。機制電價僅僅承擔行業「過渡」和「兜底」作用：若與2024年兩省新增發電量裝機測算，機制電價的「過渡性」體現在覆蓋範圍有限，大部分新增項目需全部參與市場化交易，這表明機制電價並非長期補貼工具，而是新能源從「政策依賴」向「市場主導」轉型的中間載體，山東通過設定風電超低競價下限，明確引導電力企業跳出「機制電價補貼依賴」，轉向通過現貨市場交易+環境權益增收（如綠證、碳資產）的市場化盈利模式，進一步強化「過渡」屬性。機制電價與中長期、現貨交易價格相互影響：結合2025年上半年電力市場交易實際數據與機制電價競價範圍，省級有關部門制定競價範圍的核心錨定就是現貨市場價格，避免競價偏離是市場實際供需水平。而機制電價競價結果也將反向成為未來中長期交易的價格信號，因為兩者都帶有一定的「保障」作用，若機制電價明顯低於過去中長期交易水平，可能導致未來中長期交易向其收斂，前期通過中長期價格來保障新能源交易的情形可能會減少，三者最終實現「機制電價—現貨價格—中長期交易價格」的閉環聯動。機制電價確定後將開展新能源投資新週期，電力資源流動加速：從8月開始各省機制電價陸續競價，在此之前項目經濟性測算缺乏關鍵錨點，導致2025年6-7月新能源增速大幅收縮，該節點也代表行業從追求「裝機量」轉向追求「高質量發電」，項目收益更多取決於項目的併網節點、調節能力、預測精度和市場交易能力等，而非僅僅是資源稟賦的競爭。新能源電價的最終落點在市場供需，西北等資源富集區持續面臨低電價困擾，東部負荷中心則因電價水平高+電力需求高，不斷吸引更多外來電，分佈式能源、儲能等行業佈局，電力輸送工程的建設和完善，也將加速電力資源從低電價地區流動到高電價地區。綠電運營商行業集中度提升，核心競爭力轉向運營與交易：綠電電量高比例入市前，項目經營期內利潤獲取確定性高（主要參數穩定），優質項目的超額收益通常來自於資源獲取和開發週期內，因此部分非主業企業選擇通過自身優勢獲取資源，在開發建設完成後出售給主業公司或自持以獲取超額收益，故長期以來綠電項目的開發吸引了大量非主業公司參與。隨着136號文推動新能源全面參與電力市場交易，管理和營銷水平將顯著影響項目盈利能力，優質項目的部分超額利潤將從開發側過渡到運營側。因此我們預計，136號文將促使缺乏專業運營和交易能力的非主業玩家逐步退出綠電項目的開發和運營，回到其本身業務中，運營側將會回到以央國企為絕對主體的格局，行業集中度有望持續提升。2.136號文後，新能源產業鏈的變與不變2.1光伏：政策引導下產業鏈震盪修復，核心仍是消納與電價從上游產業鏈來看，2021-2022年的投孖展、資本開支高峯導致光伏產業各環節進入較為嚴重的供給過剩狀態，根據PVinfolink、SMM數據披露，截至2024年底，全球主要地區硅料、硅片、電池片、組件對應名義產能分別約為315萬噸、1320GW、1540GW、1460GW，即便考慮部分成本、效率落後的產能將被淘汰以及新產能實際落地進度放緩，當前供給側仍可滿足直流側超1TW的裝機需求。供需不平衡迅速傳導至下行的產品價格與慘烈的業績表現，根據對每週產業鏈價格與單瓦盈利的跟蹤測算，硅料、硅片、電池片、組件四大光伏主鏈環節從2024年中進入全面虧損， 各家光伏企業的報表在行業底部中可謂眾生平等，產品、渠道、品牌的積累在頭部大廠之 間難以成為突破同質化困局的經營要素。對於產業鏈的週期反轉，我們認為走市場化出清的路線可能是相對漫長且有隱患的，前期大量的資本湧入為頭部企業奠定了深厚的流動性基礎，疊加當前各家企業嚴苛的控費裁員手段，整體經營現金流可能僅處於微虧的狀態，且還有相對豐富的孖展手段，頭部大廠短期出現現金流問題的可能性相對較低，各家為了維持市場份額而繼續展開價格戰，想要通過經營競爭實現市場化出清相對低效且會持續積累風險，極端情況下不排除最終會引發系統性的負面事件。相對於市場化出清的前路漫漫，光伏供給側出清可能更需要依賴政策端發力的效果。從24年以來，工信部、行業協會等組織已從配額限產、嚴格審批、限價引導、反內卷呼籲等措施對光伏行業進行「有形之手」的引導，但從整體效果來看，前期政策手段相對較為温和且多針對新的增量項目，主要系當前眾多光伏產能經營主體雖以民企為主，但背後涉及各地地方產業投資資本，牽扯當地就業、税收、財政收入，部分地方政府仍有變相輸血的措施，政策端出清考慮慎重，難以進行大規模的「一刀切」式強制出清。但從近期的跟蹤來看，結合官媒文章、政策動向、頂層規劃等方面綜合考慮，我們認為，國家對於造成光伏行業目前困境的諸多原因已摸排清晰，並展現出更加堅定的整治態度與決心。在政策出清仍是核心的趨勢方向下，我們以出清30-40%存量產能為基準，以各環節投資回收期作為合理利潤的假設錨，測算硅料/硅片/電池片/組件合理單位利潤分別為0.65-0.7萬元/噸、0.025-0.03元/W、0.02-0.025元/W、0-0.005元/W，推算需滿足上述利潤的產品價格分別為53-54元/kg、2.1-2.15元/片、0.54-0.55元/W、1.01-1.03元/W，與當前的產業鏈狀態相比有較大的彈性空間。根據PVInfolink披露，截至25年8月13日，硅料、硅片、電池片、組件各環節主力產品品類價格分別為44元/kg，1.35元/片、0.29元/W、0.685元/W，對比前期低點分別上漲25.7%、35%、26.1%、0.74%，從實際進展來看，目前光伏產業鏈各個環節雖然已「應聲漲價」，但終端組件與EPC側卻處於需求弱、成交少導致價格難以傳導的困境。因此，即便市場已經逐步形成政策端出清會加大力度的預期，但對於最終的實際效果仍有較大的複雜博弈：產業鏈的價格抬升是否會對裝機需求產生壓制、需求的不景氣又是否能讓原材料漲價順利傳導。我們以136號文指引下的山東新建光伏電站為例，參考機制電價的上下限區間、取機制電量上限等條件測算，即使考慮到組件的漲價幅度，當前組件在光伏項目的初始投資成本中佔比已下滑至約35%-40%的水平，而且從敏感性分析來看，組件價格在當前水平下變動對於電站收益率的影響較弱，機制電價、機制電量以及實際參與市場交易的電量才是影響業主方投資積極性的核心因素，上游價格的波動暫時不會對裝機需求有明顯的衝擊。2.2風電：海上風電景氣度高漲，大型化推動風機技術發展2024年高招標量奠定裝機基礎，海風裝機規模爆發式增長。2024年我國新增風電裝機容量再次突破新高，達到79.34GW。根據風電頭條統計，從核准數量看，2024年國內新增核准項目590個，規模總計約103.41GW，其中海上風電項目35個，規模總計14.62GW；陸上風電項目515個，規模總計87.55GW。從招標數量看，據金風科技統計，2024年國內風電設備新增公開招標量約164.1GW，遠超2023年的86.3GW，奠定2025年的裝機基礎。根據國家能源局數據，2025年上半年全國陸上風電新增裝機併網48.90GW，同比增長95.52%；海上風電新增裝機併網2.49GW，同比增長200%，海風新增裝機規模呈現爆發式增長。海風具備較大成長空間，多個項目取得明顯進展。我國海上風電可開發潛力巨大，且沿海省份的經濟更為活躍和發達，其電力消費大、佔比高，海上風電距離沿海省份電力負荷中心更近，消納空間充足，海上風電有望成為新型能源體系建設的重要支撐。近期青洲五、七，江蘇三峽大豐、國信大豐等多個項目均取得明顯進展，有望於2025年併網，國內海風景氣度持續走高。2.2.1大型化成為風機發展必然方向風機的平均容量逐年穩定增長，降本趨勢下大型化成為有效路徑。大容量機組能夠顯著提高低風速區域的發電效率，突破原有風資源條件的限制，同時在已規劃風場中通過替換老舊設備或優化佈局，大幅提升整體利用效率。同時，單機容量增大有助於減少風電場中機位的總數，節約土地使用與基礎設施投入，顯著降低單位容量的建設和運維成本。兼具大容量、高運行可靠性及更優全生命週期經濟效益的風電項目逐步受到開發商與市場的青睞，成為目前風電技術迭代和市場競爭的主要方向。深遠海驅動技術迭代，風機大型化優勢再次凸顯。面對複雜的深遠海環境，大型化機組憑藉其更高的發電效率以及度電成本，成為市場的主流選擇。但目前大型化趨勢雖為必然發展方向，其推進速度或將放緩。根據CWEA統計數據，2024年全國新增裝機風機平均單機容量為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%，目前推進速度呈現平穩態勢。風機大型化迭代步調放緩，大型化發展呈現分化格局。陸上大型化已然踩下「剎車」的情況下，海上仍朝着「超大型」的方向高歌猛進。截至2024年年底，已有6家整機企業完成對20MW及以上海上機組的佈局。根據CWEA數據，2024年新增陸風裝機中6-7MW（不含7MW）風機佔比最高，接近40%，新增海上裝機中10MW以上風機佔比超過58%。2.2.2塔筒環節技術變化風力發電主要包括風電機組、風電支撐基礎以及輸電控制系統三大部分，其中風機設備的支撐基礎包括塔筒、樁基和導管架。與陸上不同，海上塔筒主要由鋼材、法蘭、防腐塗料及其他零部件組成。與陸上塔筒相比，海上塔筒的成本及價值量顯著提升：1）海上塔筒固定在海水中，相較陸上塔筒需要新增樁基或導管架；2）海上塔筒固定在海水中需要具備抗腐蝕、抗鹽霧的能力。根據《中國海風管樁市場現狀深度調研與發展趨勢預測報告（2022-2029年）》，目前陸上塔筒的單瓦用量約6-7萬噸/GW，海上塔筒的用量普遍在20-30噸/GW，單GW用量是陸風的2-3倍。近年來在風機平均容量保持穩定增長的態勢下，新增風機的功率和葉輪直徑不斷增大，所需的塔架高度已普遍高於100m。2023年金風科技完成了185米鋼混塔架的吊裝，創造全球陸上風電塔架高度新紀錄，相同風資源條件下的年平均發電小時數相較160米高度塔架提高了8.38%。2025年3月，黑龍江七台河市勃利縣250MW風電項目76號機位成功完成全部吊裝，輪轂重心高度為185m，刷新了鋼製風電塔的全球新高度，也實現了預應力構架式鋼管風電塔架技術在高寒（零下33度）地區的首次成功應用。預計隨着海風逐步向深遠海開發推進，樁基的長度、直徑、重量也會再次隨之提升。2.2.3葉片環節技術變化葉片是決定風能利用率的關鍵因素，可直接影響風電機組的性能和使用效率。風電葉片技術壁壘相對較低，國產化率高，產業化程度高。與陸上風機相比，海上風機葉片為適應惡劣海洋環境並捕獲更大風能，其材料、工藝及防護要求顯著提升：1）海上葉片需應對高鹽霧、高濕度侵蝕，前緣需採用更強的抗腐蝕塗層與防護方案；2）為滿足大兆瓦機組需求，葉片長度急劇增加，其主體結構需大量應用碳纖維複合材料以兼顧輕量化與高強度。風機大型化帶動葉片尺寸和輕量化技術同步飛速發展，輕質的碳纖維應用佔比逐步提升。從材料方面看，葉片主要由符合材料組成，原材料包括熱固性集體樹脂、玻纖維或碳纖維等。目前長度在80-90米的玻纖葉片重量大約在25-40噸左右。碳纖維相較於玻纖維可減輕30%-50%的重量，但目前主要還受限於其價格較高無法大量替代玻纖葉片。從葉片尺寸來看，葉片方面的技術突破通常也體現在超長葉片上，如明陽風電於2024年2月推出了143米風電機組葉片；金風科技和中材葉片公司生產的147米葉片於2024年9月通過了靜載試驗。預計隨着海風向深遠海與大兆瓦方向發展，碳纖維的應用將成為降本增效的關鍵。2.2.4傳動鏈環節技術變化根據風機傳動鏈的不同結構，可以分為三種主要技術路線：雙饋、半直驅和直驅。目前雙饋機型佔據主流，受益於海風建設和大型化發展，半直驅機型滲透率或將快速增長。雙饋機型採用低速、中速、高速三級傳動，低速軸鏈接葉片，通過三級傳動加速帶動高速軸連接電機發電，轉速較高，在同樣的發電功率下發電機的體積更小、成本更低，早期歐美大多數風電企業選擇此路線；但其多級齒輪箱易過載、故障率高、可靠性差、運維成本高，限制其發展。基於機組大型化的背景下，直驅風機因為需要使用大型永磁發電機，其磁材、銅等成本無法得到控制，故障率低帶來的運行成本優勢逐漸被生產成本帶來的劣勢所掩蓋，喪失國內市場競爭力。半直驅風機採用中低速齒輪箱，在減少發電機的體積的同時，整體結構構架緊湊，降低風機成本，在度電成本逐步降低的驅使下，半直驅風機或將成為未來發展路線，尤其是海上風機的主流選擇。相較於傳統的三點或四點支撐結構，全集成傳動鏈憑藉高度集成化和高魯棒性展現出顯著優勢。據遠景能源分析，在風機單機容量提升至8-10MW，集成傳動鏈開始逐步超越傳統分體式設計的性能表現；提升至16MW時其優勢更為突出。傳統傳動鏈在大兆瓦應用中面臨明顯瓶頸，風機容量增至7-8MW時，主軸與齒輪箱連接中的鎖緊盤負載已達極限，同時對法蘭聯接、扭矩傳輸及機艙佈局提出更嚴苛要求。若沿用分體設計，不僅成本攀升，其尺寸與重量的大幅上升更給運輸與吊裝帶來巨大困難。以典型支撐結構為例，2MW機組傳統傳動鏈寬度約為2.5米，齒輪箱重量約20噸；而應用於8-10MW機組時，結構寬度將擴大至3-4米，運輸總重更增至原來的5-6倍，高達120-150噸。集成式傳動鏈技術通過結構減量化顯著提高了系統安全性與承載性能。低速集成設計可有效抑制振動、增強整體剛性，同時優化吊裝與運輸流程，減少維護需求，並改善運輸可行性。全集成方案還突破了高速電機關鍵技術瓶頸，有助於降低發電機起火風險。目前該技術已成為行業主流，新產品不斷迭代，2025年2月，遠景能源首款適用於14-18MW風機的全集成傳動鏈樣機在江陰下線；南高齒也於2024年推出20MW全集成傳動齒輪箱，其低速端與電機端均採用集成設計，顯著提升密封可靠性，推動海上大兆瓦風機發展。據德力佳披露，2023年其集成式產品尚未形成銷售規模，而2024年該類產品收入預計佔總營收30%，再次印證技術趨勢的變化。2.2.5風電成本趨勢：陸風成本呈小幅波動回升，海風成本於較低區間震盪風電項目招標及開標逐步增長，累計的招標體量加速釋放兑現。風機招投標容量方面，國內風電整機2024年招標/開標容量為164.67/175.20GW，2025年1-7月招標/開標容量為75.56/95.12GW。分陸上和海上來看，陸上方面，2024年招標/開標容量為143.99/158.76GW，2025年1-7月招標/開標容量為58.59/87.82GW；海上方面，2024年招標/開標容量為10.68/16.44GW，2025年1-7月招標/開標容量為3.97/7.3GW。自2022年起，我國曆年風電招標規模均超過吊裝規模，並且完成吊裝的節奏滯後於招標節奏，但2025年4月以來，我們發現國內風電市場併網加速，單月新增併網容量同比接近翻三番。吊裝容量相較併網更高，可以認為旺盛的招投標已逐步體現到併網端的增長。預計隨着此前的招標體量逐步釋放，2025年風電併網節奏較往年有望提前，全年實現新增裝機超過100GW，此後將維持穩定增長的態勢。行業自律重塑競爭規則，風機價值迴歸性能。根據金風科技統計，全市場風電整機商風電機組投標均價自2021年以來波動下行，幾乎被「腰斬」，於2024年8月達到低點後呈現回升態勢。從行業龍頭金風科技層面看，其風機產品銷售單價由2019年的3500元/kW左右，於2022年降至2350元/kW。為獲取訂單的「內卷式」競爭無益於全產業鏈的利潤和發展，2024年10月，中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖組織12家風電整機商簽署《中國風電行業維護市場公平競爭環境自律公約》，低價中標有望成為歷史，風電行業將從單純的價格競爭轉向高質量、高技術含量的服務競爭。風機銷售價格正緩慢回暖，以金風科技為代表的部分整機商在2024年底已實現扭虧，2025年上半年陸上風機在收入規模增加以及有效降本的雙重作用下盈利能力提升。陸上風電成本：2024年以來陸上風機成本小幅波動上升，含塔筒風機價格回升相對顯著。風機開標價格方面，根據風電頭條數據統計，2024-2025年1-7月含塔筒中標均價區間為1757-2144元/kW，月度不含塔筒中標均價區間為1342-1684元/kW。2025年7月，國內不含塔筒陸上風機採購單價基本維持穩定，含塔筒陸上風機採購單機略有上行。海上風電成本：市場升温項目可觀，年初以來價格緩慢回暖，海風成本仍徘徊於較低區間。2024年全年，含塔筒海上風電項目中標均價為3307.29元/kW，同比2023年下降10.83%。進入2025年，1月開標的海風項目單價不到3000元/kW，而4月開標的項目均價約3177元/kW，同比2024年同期小幅下降，海風項目價格仍較低。各沿海省市紛紛公佈2025年重點海上風電項目清單，合計裝機容量約41GW。結合項目規劃以及當前建設進度，我們預計2025年全國完成吊裝海風項目規模約11GW，產業鏈出貨同比有望顯著增長，長期來看海上風電成本可能有進一步回升趨勢。","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"}}}