行业与公司 * 行业聚焦中国新能源电力行业 特别是风电与光伏发电领域[1][2][4] * 内容基于专家交流 涉及"十五五"规划展望及近期市场动态 未特指具体上市公司[1][2] 核心观点与论据 * "十五五"装机目标与挑战 * 可再生能源装机目标为31亿千瓦 其中风电约13亿千瓦 光伏约19亿千瓦[1][2] * 实现此目标需电力负荷年增速保持5% 否则可能受影响[1][2] * 若目标顺利实现 2030年可再生能源电量占比有望达到40%[2] * 风电与光伏发展态势与比例变化 * "十四五"期间风电占比持续下降 2023年风光比最低至2:8 后期回升至3:7[1][4] * "十五五"规划需将风电比例提升至40%左右以实现总目标[1][4] * 2025年风电装机预计约1.5亿千瓦 占比10% 较2024年的8000万千瓦增长近一倍[8] * 2025年风电并网规模预计1500万千瓦 若仅1200万千瓦则实际比例下降[9] * 2026年风电增速预计放缓[1][8] * 近期装机展望与低谷预期 * 2026年可能是"十五五"期间的困难一年 受136号文影响及2025年抢装潮影响 新结转量较小[5] * 沙戈荒大基地项目预计2028年后才投产 2026-2027年整体情况或处于低点[1][5] * 2025年风电发展不及预期 因资源与资金偏向光伏 且核准项目释放量不足[6] * 项目经济性与收益率 * 各省竞价下 光伏项目综合结算电价在0.235-0.365元/度 风电更高[3][10] * 新决策光伏项目收益率约6%-6.5% 风电约7% 此评估已包含136号文影响[3][11] * 风电收益率近年下降明显 主因利用小时数每年下降约200小时[13][14] * 组件价格上涨 新投资项目边界条件放宽 如山东单位千瓦投资约2400元 全投资内部收益率勉强过6%[30] * 政策影响（136号文） * 取消强制配储 但新能源场站为满足接入要求仍有被动配储需求 为提升竞价能力亦有主动配储需求[3][16] * 储能受省调统一安排限制 增强竞价能力作用有限[16] * 具有多能互补和调峰能力的大型发电集团竞争优势更明显[18] * 不同类型项目发展 * 海上风电被视为优质资产 但国管海域项目进展难度大 造价高 经济性评价尚未明确[15] * 户用分布式光伏2025年上半年已停止新增决策 短期内不会参与竞价 主因政策模式受限及电费回收风险[21] * 工商业分布式仍受支持 因自发自用比例较高 综合结算电价水平相对较好[21] * 沙戈荒等大基地项目结算电价相对固定 不受市场波动影响 但关键在能否按预期全部送出[29] * 市场机制与价格 * 现货市场结算价格可能出现断崖式下降 如山东预计仅0.15元/度[25] * 综合结算电价将是一个平稳下降过程[25] * 中长期协议覆盖比例高对项目收益至关重要 如蒙东区域达到90%[32] * 各省机制电量 机制电价基本覆盖项目全生命周期 但结算电价水平会随成本下降[27] 其他重要内容 * 风机价格与供应链 * 风机价格自2024年四季度以来持续上涨 2025年新投资项目造价水平微升约1%[17] * 陆上风电平均单位造价约为4450元/千瓦[17] * 主机价格下降空间有限 更关注推大功率新型风机[17] * 核准与备案规模 * 2024年风电核准规模为2000万千瓦 2025年预计下降至1000多万千瓦[33] * 光伏备案规模2021年约2000万千瓦 2023年增长至3000多万千瓦 2022年与2024年基本维持在5000万千瓦左右[35] * 2025年1-7月光伏累计备案约3800多万千瓦 其中新能源部分约3000万千瓦（含1000万千瓦风电和2000万千瓦光伏）[35] * 竞争格局 * 单纯装机体量不大的新能源企业在市场竞争中将逐步失去优势 被大型企业吃掉市场份额[18] * 大型发电集团拥有多能互补和调峰资源 在电力市场报价中具有优势[19] * 专业新能源开发公司与区域公司在竞价过程中存在竞争关系 但整体竞价策略由区域公司主导[25]