2024年新能源产业深度研究

2024年新能源产业深度研究DeepResearchReportontheNewEnergyIndustry(2024)摘要新能源产业重要性突出。发展可再生能源对于保证能源安全，实现碳达峰具有重要意义，“双碳”目标的提出进一步确立了新能源产业的重要性。经过多年的发展，中国的新能源产业在全球市场上已经极具竞争力，“十四五”时期是产业迈入更大的规模化与高质量发展阶段的重要时期。近两年来，风电和光伏成为电源端主要建设对象。新能源产业迎来了高速装机期，装机量与占比20248752354740324.06%15.16%。特别是光伏，近两年内装机容量增长了快一倍，是中国装机规模最大的可再生能源。国2027202325%以上的目标，风光电厂的改造升级是重点投资领域，预计未来三年我国新能源发电项目投资规模及装机容量将进一步扩张。国有企业优势突出，综合化发展成为共同选择。国有企业新能源发电装机规模和发电量规模持续扩大。然而随着，电力市场化改革不断深化，新能源发电平价上网交易电量占比持续提升，使得新能源电力价格下行，龙源电力及三峡能源等新能源企业面临利润收缩的挑战。在加快构建新型电力系统的背景下，企业积极探索多能互补、源网荷储、增量配电网、新能源制氢氨醇转化、供热转化等多种“新能源+”业务，推动企业扩围破局。健全新能源发展市场化发展机制。新能源发电要逐步发展成为主体电源，这就要求创新新能源发展机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。未来我国将加快推进电力市场建设，进一步提高新能源市场交易规模；同时通过全国统一的绿证交易市场、碳市场建设，丰富绿电环境价值兑现渠道，提升新能源项目投资收益空间。国家也将通过加强电网投资，加快构建新型电力系统，来提升电网系统对新能源的接纳、配置和调控能力。随着电力市场体制建设日益完善，新能源产业与传统能源之间的融合预计将会明显加速，各类型辅助服务的市场化交易将成为电网稳定运行、电力体制改革最为明显的润滑剂，独立储能、虚拟电厂等业态有望迎来高速发展期，智能化技术的应用也将显著加速。关键词：新能源产业；分布式光伏；海上风电；电网目录一、新能源产业发展前景广阔，多能融合助推行业发展 4（一）新能源产业发展前景广阔，高质量发展挑战依然艰巨 41、新能源产业内涵丰富，光伏、风电占据主导地位 42、经济性迅速提升“双碳”目标下产业重要性凸显 6（二）多能互补技术快速演进，分布式光伏成为主要增量 81、中国新能源产业优势显著，多能互补技术快速演进 82、分布式光伏优势显著，成为新能源主要增量 133、海上风电处于全面平价上网的过渡期，远期发展前景广阔 14二、国有企业优势突出，综合化发展成为共同选择 19（一）龙源电力：新能源平价上网背景下，企业营收和利润出现下滑 19（二）三峡能源：绿电龙头优势显著，企业规模持续扩张 23（三）韶能股份：生物质综合利用水平领先，一体化模式优势凸显 27三、国家政策强调健全绿色低碳发展机制，扩大新能源相关投资 31（一）国家推动经济社会发展全面绿色转型，健全绿色低碳发展机制 31（二）国家布局能源领域大规模设备更新，拉动新能源投资规模增长 32（三）加快构建新型电力系统，提升对新能源的接纳、配置、调控能力 33（四）开展配电网高质量发展行动，支持分布式新能源发展 34（五）健全绿色电力消费制度体系，完善绿电环境价值兑现渠道 35四、新能源市场热度不减，风光储一体化模式受瞩目 38（一）新能源投融资市场热度延续，燃料电池及氢源技术等成投资热点 38（二）新能源项目持续推进，风光储一体化等创新模式备受关注 40五、产能过剩与系统安全风险加剧，考验企业经营管理能力 43（一）光伏行业产能过剩风险加剧，面临供需错配风险 43（二）新能源电价下行，给发电企业带来了盈利风险 43（三）电网安全风险扩大，新型储能安全风险有待解决 44（四）商业模式变革加速，政策与管理风险逐步提升 45六、加速新型电力系统建设，创新新能源发展机制 46（一）电力系统改造加速“因地制宜”带来县域经济发展良机 46（三）创新新能源发展机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用 46（三）水电将成为调峰储能的核心，虚拟电厂前景广阔 48（四）煤电一体化加速发展，火电“压舱石”作用凸显 48一、新能源产业发展前景广阔，多能融合助推行业发展（一）新能源产业发展前景广阔，高质量发展挑战依然艰巨1、新能源产业内涵丰富，光伏、风电占据主导地位图1:新能源主要分类方式风能图1:新能源主要分类方式风能按能源形式太 生阳 物能 质能氢能源等新能源按利用形式供发 热 电 供 冷 按技术路线光 地伏/风太热光力阳发热发能电发电供供电热暖等资料来源：智研咨询整理光伏、风电占主导地位。由于各类型可再生能源利用的潜在资源量、基础技术准备与利用难度差异不同，各类型新能源产业发展具有较大的差异性，目前全球新能源产业发展主要以光伏、风电为核心，光热、生物质能为辅助。据IRENA2023年全球可再生能源累计装机量达到了3864522MW,1264742MW，其他非水可再生能源（新能源）达到了2599780MW，占全球装机比重上升至67.3%，2012-2023年GAGR达到了17.04%，增量贡献率达到了90.89%。图2：2014-2023年全球可再生能源装机量及新能源占比走势（单位：MW）450000080.0%400000070.0%350000060.0%300000050.0%250000040.0%200000030.0%1500000100000020.0%50000010.0%00.0%2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年非水可再生能源（新能源） 可再生水电 非水可再生能源占比：%资料来源：IRENA、智研咨询整理从新能源装机结构来看，风电、光伏位于主导地位，且由于经济技术成本下降更快，规模效益迅速释放，光伏装机容量增长更为迅猛。2023年全球光伏累计装机达到了1411139MW，是全球新能源中装机最大的一类；其次为风电，累计装机达到了1017390MW；光伏、风电的占比分别达到了54.28%、39.13%。而光热、生物质能等其他新能源由于技术与成本问题仍未完全解决，近五年来增长较为缓慢。图3：2014-2023年全球新能源装机累计装机结构走势（单位：MW）3000000250000020000001500000100000050000002014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年风电：MW 光伏：MW 生物质：MW 光热：MW 其他：MW资料来源：IRENA、智研咨询整理2、经济性迅速提升，“双碳”目标下产业重要性凸显全球风电、光伏经济性迅速提升。光伏和风电装机迅速增长主要驱动力主要来源由于技术进步、规模化效益凸显。2024年9月，IRENA发布的《2023年可再生能源发电成本》报告显示，2010至2023年，全球光伏、光热、陆风、海风的LCOE分别下降了90%、70%、70%和63%；但水电和地热成本则增长33%和31%，可便捷开发资源用尽是最为主要的因素。经过数十年的成本控制和技术改进，可再生能源的社会经济效益明显提升，以光伏和风电为主新能源产业与现有化石燃料之间的竞争力发生了明显逆转变化。2010年全球陆上风电加权平均LCOE比化石燃料发电加权平均LCOE高23%；2023年新建陆上风电项目的全球加权平均LCOE比化石燃料发电的加权平均LCOE低67%。2010年全球太阳能光伏发电加权平均LCOE比最便宜的化石燃料发电方案的加权平均LCOE高414%；然而，在成本大幅下降的推动下，2023年全球太阳能光伏发电的成本下降至4.4美分/千瓦时，比最便宜的化石燃料发电方案加权平均LCOE低56%。种类总装机成本(2023美元/千瓦)种类总装机成本(2023美元/千瓦)容量系数(%)平准化度电力成本(2023美元/千瓦时)20102023百分比变化（%）20102023百分比变化（%）20102023百分比变化（%）生物30102730-9727200.0840.072-14地热能30114589528782-60.0540.07131水力14592806924453200.0430.05733光伏5310758-861416140.4600.044-90光热104536589-373055830.3930.117-70陆上22721160-492736330.1110.033-70海上54092800-48384180.2030.075-63资料来源：IRENA《RenewablePowerGenerationCostsin2023》“双碳”目标下产业重要性凸显。大力发展可再生能源是促进能源转型，保证能源安全与降低碳排放的最重要的一环。2021年“双碳”目标的提出进一步确立了新能源产业在电力系统与整个能源产业升级转型中的关键性地位，对新能源产业的发展壮大也提出了更为迫切的需要，新能源产业将进一步向更大规模的发展。“十四五”期间是我国新能源产业迈向高质量发展新阶段的关键时期，政府出台了一系列相关规划明确了可再生能源发展目标。《2030年前碳达峰行动方案》中明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上；2022年6月发布的《“十四五”可再生能源发展规划》指出，到2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风光发电量实现翻倍，可再生能源发电量增量占全社会用电量增量占比超过50%，实现向电力消费增量主体转变，风、光发电占比要达到16.5%左右。 电力系统稳定性可靠性 大规模高比例消纳问题 新能源发展土地等要素保障不够 电力调度系统关键技术创新 行业标准化程度低 储能系统安全性与成本问题 新型新能源技术成熟度低 图4：中国新能源产业迈向高质量发展主要面临的问题资料来源：智研咨询整理（二）多能互补技术快速演进，分布式光伏成为主要增量1、中国新能源产业优势显著，多能互补技术快速演进中国新能源产业优势显著。2010年以来，全球新能源产业区域格局发生了天翻地覆的变化。有力的产业政策，庞大的国内一体化市场、完备基础产业体系与快速反应的供应链所形成的强大的规模化量产能力与快速增长的产能带来快速的技术进步，并形成了高度纵向一体化但又充分竞争协同的产业体系，使得中国逐步成为全球光伏、风电产业的主导者。图5图5：2017-2024年上半年中国光伏行业主要产品产量走势（单位：GW，万吨）8007006005004003002001000光伏组件产量:GW硅片产量:GW多晶硅产量:万吨电池片产量:GW 资料来源：CIPA、智研咨询整理中国新能源发电设备生产企业将先进技术规模化能力以及庞大的生产规模对全球可再生能源成本下降至关重要，同时中国企业也通过强化技术创新逐步成为全球新能源技术进步最为主要的贡献者。中国的新能源装机成本也居于全球最低水平，除海上风电低于资源优势极为显著的丹麦以外，其余技术路线平准化度电成本基本均处于全球最低水平。总体而言，在新能源产业中，中国企业已经极具竞争优势。新能源装机规模快速增长。近两年来，随着技术进步驱动风电、光伏度电成本快速下降，在水电装机资源基本用尽，增速大幅放缓背景下，风电和光伏成为电源端主要建设对象。新能源产业迎来了高速装机期，装机量与占比迅速上升。自2013年至23年底，光伏累计装机GAGR达到了44.01%，风电为19.15%，水电仅为4.2%。图6图6：2013-2024年8月中国发电累计装机容量走势（单位：万千瓦）350000300000250000200000150000100000500000水电火电核电风电光伏资料来源：中电联、国家能源局、智研咨询整理电力系统波动加剧，多能互补系统需求突出。由于风电、光伏出力曲线日间与季节性波动，新能源装机规模的迅速上升使得电力系统的出力曲线从日内到与季度级别的长周期内都有明显的波动加剧，其过高的渗透率与不断上升的发电量占比将对整个电力系统的电能质量、电网的稳定运行造成较为明显的影响。2019年以来，虽然行业装机规模占比迅速上升，但发电量占比提升较慢，原因在于发电利用率偏低。2024年1-8月，风电与太阳能发电量分别为5973.5、2695.1亿千瓦时，合计占比约为13.90%，利用率不及预期。图7：2013-2024年8月光伏、风电累计发电量及其合计占比（单位：亿千瓦时）10000018.00%9000016.00%8000014.00%7000012.00%60000500004000010.00%8.00%300006.00%200004.00%100002.00%00.00%发电量风电发电量太阳能发电光伏及太阳能发电合计占比：%资料来源：中电联、国家统计局、智研咨询整理但值得注意的是，光伏、风电其季节性也存在一定的互补性，在配置比例较为稳定的情况下，其长周期出力波动可以通过与水电、火电、抽水蓄能等机组配套与统一调度来聚合出更加稳定的出力曲线，从而在一定程度上解决跨周期波动问题。日内波动可以通过配置一定比例（1.5%~2%）的长时储能进行平滑，因此以储能为核心节点的具备“源荷储网”一体化特性的多能互补体系逐步成为了解决新能源产业大规模并网的发电的关键性因素。图8：2022-2024年8月光伏、风电发电量当月值走势（单位：亿千瓦时）10004509004008003507003006002505002004003001502001001005000产量:风电:当月值（左轴）产量:太阳能:当月值（右轴）资料来源：国家统计局、智研咨询整理多能互补技术快速演进。能源领域信息化技术的进步与应用以及新能源产业自身技术进步是多能互补技术体系快速发展且实现迅速落地的关键，能源互联网正逐步与新能源行业快速融合，成为驱动行业技术进步与应用落地的关键。整个能源体系逐步向着分布式、互联性、开放性、智能化多级电网体系发展。部分关键技术快速演进，并实现落地。如在电网方面，宁波供电公司全面推进配电网数字化、智能化升级，目前宁波配电网已实现配电自动化终端在全市范围内100%有效覆盖，全量中低压光伏、储能、充电站等新能源资源一图统览，分布式光伏发电全额消纳、设备运行状态实时监测，电网使用效率大幅提升；深圳市建成了国内首家网地一体虚拟电厂运营管理云平台，已接入运营商90余家；智能化技术在发电效率预测、集群控制、电力市场交易方面迅速落地；四川、云南地区以水电为核心的“水、风、光、储”一体化项目迅速增加；内蒙、山西地区煤电与新能源一体化加速发展。图9：以“多能互补”为核心理念的一体化微电网主要技术发展方向化、分析决策、集可再生能源的因地多级微电网成为各区域电网核心支点间信息、能量互联程度加深，电网形态更为多样复杂群控制等方面应用加速智能分布化式开放互联性性电网能够实现源、“与双向流动，能源流向更为丰富资料来源：智研咨询整理2、分布式光伏优势显著，成为新能源主要增量与集中光伏电站、分布式风电、小风、小水等清洁能源形式相比，分布式光伏开发受土地资源、地理条件约束小，开发灵活，现有可用资源丰富可就地消纳等优点。由于目前主要面向工商业用户，在工商业用电逐步上升的基础上，其自用+售电的模式相对光伏集中电站具有更好的盈利模式与更高的经济性，受到政策的鼓励的同时也受到下游客户认可。相关的研究显示，在2020年全国80%的省份的分布式光伏发电成本就已经低于或接近当地工商业电价，实现了用户侧的平价上网目标。我国工商业分布式光伏系统初始投资成本从2018年的4.18元/W下降到2023年的3.18元/W，2024年更是进一步下降至3元/W以下，分布式光伏经济性进一步凸显。一方面是由于光伏行业技术进步与大规模量产，另一方面则是由于2020年以来，工商业用电成本的上升。采用“BIPV+储能”的模式已经逐步成为下游工商业企业客户实现能源结构转型，降低用能成本的重要手段，其装机容量高速增长，近年来成为驱动光伏装机主要动力。据国家能源局公布的数据，2024上半年，我国光伏新增装机10248万千瓦，其中分布式光伏新增装机5288万千瓦，占比达51.60%。截至2024上半年，我国光伏累计装机71293万千瓦，其中分布式光伏累计装机量30951万千瓦，占比为43.41%。图10：2013-2024年上半年中国光伏新增装机量及其结构变化（单位：万千瓦）3500070.00%3000060.00%2500050.00%2000040.00%1500030.00%1000020.00%500010.00%00.00%光伏电站新增装机分布式光伏新增装机分布式装机占比：%资料来源：中国光伏行业协会、国家能源局、智研咨询整理分布式光伏产业的迅速发展，将对光伏及整个新能源产业造成较为深远的影响，对行业目前新能源商业模式也会带来一定的冲击，一是现有的组件生产商可能加速向分布式能源系统集成商转变，带来现有销售模式、组织体系的革新，二是虚拟电厂等聚合式代运营商有望加速发展，三是现有电力运维体系将会进一步分散，对城市配电网调度要求带来要求，也将孕育新的产业机会。3、海上风电处于全面平价上网的过渡期，远期发展前景广阔海上风电经济性仍显著不及陆上风电。实现相比于光伏行业，风电产业机械制造的属性更加突出，虽然风机技术进步带来度电成本的迅速下降，但由于运输、安装以及运维等环节的硬性成本下降缓慢，行业度电成本下降速度受到明显制约。相对于发展较为成熟的陆上风电，海上风电成本下降速度更为缓慢。2023年，全球海风LCOE约为0.075美元/千瓦时（约和0.529人民币/度），较陆上风电的0.033美元/千瓦时高出两倍左右。中国海风度电成本与全球基本接近。在中国新投产海风项目加权平均LCOE在2022年至2023年间下降了9%，从0.077美元/千瓦时降至0.070美元/千瓦时。全球陆风LCOE（2023年现货美元价）全球海风LCOE（2023年现货美元价）00.0360.0340.0330.040.050.0550.0480.0750.080.080.0690.0650.090.0860.0740.10.0930.1150.1080.0960.0970.1110.1060.1260.150.1860.153 0.1790.20.2030.2120.2511：2010-2023LOCE成本走势（2023年现货美元价）（单位：美元千瓦时）资料来源：IRENA、智研咨询整理海上风电处于全面平价上网的过渡期。2014年以前，我国海上风电产业处于发展初期阶段，当时的建设项目主要为示范性项目，通过特许权招标以核准电价上网。2014年国家出台了海上风电固定标杆电价政策，在0.85元/kW·h的高水平国家补贴电价支持下，我国海上风电进入快速建设期。2021年印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，从2022年起，中央财政将不再给予海上风电补贴，带来海上风电抢装潮。2021年海上风电2021年我国新增海上风电容量达到16.90GW，创历史新高。2022年国补退出后，我国海上风电正处于走向全面平价上网的过渡期。海上风电装机量显著回落。由于海上风电尚不具备实现全面平价上网的条件，2022年以后部分省份陆续出台了省级补贴政策。但是海上风电建设成本偏高；加之浅海区域适合建设风电场的空间资源趋于饱和，与军事、航道、环保等高层级的利益相关方的用海冲突使得近海风电项目用海审批政策趋严，这些因素对新项目开工形成压制，2022年以来我国海上风电新增装机量显著回落。2024年上半年中国海上风电新增装机仅为0.83GW，占风电装机比例回落至行业处于低景气区间。图12：2013-2024年上半年中国海上风电累计与新增装机容量（单位：GW）4540.00%4035.00%3530.00%3025.00%2520.00%201515.00%1010.00%55.00%00.00%累计装机新增装机海风新增装机占比：%资料来源：CWEA、国家能源局、智研咨询整理但行业也有众多利好因素支撑，一是海风蕴含的风能资源更加丰富，带来更高的利用小时也更加适合大型机组，中长期运维成本下降空间更大；二是海风建设更加接近我国用能负荷中心，在电力紧张，省间交易电力价格持续上升背景下东部海风度电成本在省内已经具有较高的经济性。远期深远海风电发展空间广阔。我国近海海上风电可开发量超过100GW，深远海风电理论可开发量约4500GW，近中期技术经济可开发量约300GW。目前我国海上风电装机容量仅占海风可供开发资源的1%左右。国内已建成的海上风电项目绝大多数位于省管近海海域，经过过去几年的快速发展，在我国近海适合开发风电的空间越来越少。相比于近海风电场，深远海风电场的建设对于海洋、渔业、军事、航道及城市居民等利益相关方的不利影响相对较小，有助于解决前述的海域使用冲突问题，并且风能资源更丰富，开发潜力巨大。加之在深远海区域，漂浮式海上风电基础与创新型半直驱大兆瓦机组结合，可有效提高海上风电开发的经济性。远期来看，深远海海上风电发展空间广阔，2025年后深远海漂浮式风电项目将成为主流。深远海漂浮式海上风电技术取得突破。2023年底中国有三峡“引领号”、中国海装“扶摇号”、“海油观澜号”、“国能共享号”四个漂浮式风电项目投运，总装机容量达到22.95MW，占全球总装机容量的10%。2024年9月，全球单体容量最大的漂浮式海上风电平台“明阳天成号”正式完成海上安装，调试完成后预计将于10月底实现并网发电。中国电建投资的海南万宁漂浮风电场是我国第一个商业化漂浮式风电项目，一期项目已于2023年1月开工，计划2025年底全部建成并网。从项目建设进展来看，我国漂浮式风电项目建设技术正逐渐走向成熟。2024年10月12日，国内自主研发的全球最大的26兆瓦级海上风力发电机组正式下线，标志着我国海上风电大型化技术又一次取得关键突破。表2：中国漂浮式风电项目建设情况项目名称装机容量（MW）风机生产商浮式类型开发商安装海域场址水深（米）项目进展三峡“引领号”5.5明阳智能半潜式三峡新能源广东阳江沙302018中国海装“扶摇号”6.2中国海装半潜式中国海装广东湛652018年底得到批复，2022年成功并网。“海油观澜号”7.25明阳智能半潜式海南文昌12020235“国能共享号”4上海电气风电半潜式龙源电力福建莆352022年11月开工，2023年10监控系统上线。“明阳天成号”16.6明阳智能半潜式明阳智能广东阳江4520249装中电建万宁漂浮式海上风电实验项目1000中车株洲所、东方电气、运达股份、上海电气风电/中国电建海南万宁100全球最大商业化漂浮式海上风电项目，一期200MW于202312025年并网。汕尾红海湾四海上风电示范项目22明阳智能/明阳智能汕尾红海湾34～432023年11月竞配结果出炉。资料来源：智研咨询整理大型化推动成本持续降低大型化推动成本持续降低本下降海风风电大规模化发展图13：海上风电规模“规模—成本”正循环示意图资料来源：智研咨询整理二、国有企业优势突出，综合化发展成为共同选择（一）龙源电力：新能源平价上网背景下，企业营收和利润出现下滑图14：2017-2024年上半年龙源电力控股装机容量走势（单位：兆瓦）40000.035000.030000.025000.020000.015000.010000.05000.00.0控股装机容量:风电控股装机容量:图14：2017-2024年上半年龙源电力控股装机容量走势（单位：兆瓦）40000.035000.030000.025000.020000.015000.010000.05000.00.0控股装机容量:风电控股装机容量:火电控股装机容量:其他可再生能源资料来源：公司公告、智研咨询整理2024年上半年营收及利润出现下滑。2019-2021年随着公司控股装机容量的持续扩大，公司的营收、利润总体保持稳定的较为稳定的上升态势。2023年以来，在风电/光伏平价项目增加、结构性因素以及电力供需情况等影响下，风电和光伏平均上网电价下滑，使得企业营收出现下滑。2024年上半年营收下降4.94%，为188.83亿元。2024年上半年企业利润总额为55.06亿元，同比下滑图15：图15：2019-2024年上半年龙源电力营业收入、利润总额走势及预测450.00400.00350.00300.00250.00200.00150.00100.0050.000.002019年2020年 年2022年2023年2024年上半年营业收入：亿元利润总额：亿元资料来源：公司公告、智研咨询整理发电量规模整体呈现上升态势，光伏引领发电量新增长。随着装机容量的扩大，公司发、售电量总体呈现上升态势。2024年前三季度，公司完成发电量56846592兆瓦时，较2023年同期同比增长2.42%。其中，风电发电量下降1.82%，火电发电量下降6.32%，其他可再生能源发电量增长82.76%。风电发电量下降的主要原因为风资源水平下降；火电发电量下降的主要原因为江苏地区新能源装机容量快速增长，挤占火电发电空间及配送通道；2024年上半年企业新增投产光伏项目40个，带动企业其他可再生能源（主要是光伏）发电量高增长。2017-2024年9月，其他可再生能源发电量虽然增长迅猛，但由于初始基数较小，风电仍是公司最为主要的发电量增长环节。风电业务发电量其他可再生能源业务发电量风电业务发电量其他可再生能源业务发电量火电业务发电量800000070000006000000500000040000003000000200000010000000图16：2017-2024年9月龙源电力各类型电源发电量当期值走势（单位：兆瓦时）Jan-17May-17Sep-17Jan-18May-18Sep-18Jan-19May-19Sep-19Jan-20May-20Sep-20Jan-21May-21Sep-21Jan-22May-22Sep-22Jan-23May-23Sep-23Jan-24May-24Sep-24新能源上网电价下行。公司发电业务平均上网电价在2918-2022年呈现上涨态势，2023年以来风电及光伏平价上网项目增加，使得公司发电业务平均上网电价出现下降，从2022年的468元/兆瓦时（不含增值税，同下）下降到2024年上半年的423元/兆瓦时。其中光伏上网电价跌幅最大，从2022年的403元/兆瓦时下降到2024年上半年的283元/兆瓦时。火电平均上网电价整体呈现上升态势，从2018年的337元/兆瓦时上涨到2024年上半年的415元/兆瓦时。总的来看，在电力市场化改革及全国风电、光伏装机容量大幅上升的背景下，火电在我国电力安全保障中发挥着“压舱石”作用，因此其价格逐渐上扬。图17：2018-2024年上半年龙源电力发电业务平均上网电价走势（单位：元/兆瓦时）6005004003002001000 风电光伏火电综合资料来源：公司公告、智研咨询整理盈利能力提升空间较大，资产注入可期。相对于一般的以风电、光伏为主的新能源发电的企业，公司的销售毛利率相对较低，近几年来保持在35%左右的水平，销售净利率保持在20%左右增长缓慢。主要是由于公司的火电业务发电量占比仍相对较大，同时公司风电装机布局较早，度电成本较高，折旧费用较大。图18：2017-2024年上半年龙源电力销售毛利率与销售净利率走势4035302520151050 销售毛利率(%)销售净利率(%)资料来源：公司公告、WIND、智研咨询整理新能源平价上网背景下，以龙源电力为代表的新能源企业面临市场洗牌机遇风险并存。一方面，上网电价下降对企业营收和利润产生压力。另一方面，在加快构建新型电力系统的背景下，多能互补、源网荷储、增量配电网、新能源制氢氨醇转化、供热转化等多种“新能源+”业务形态的兴起，推动企业扩围破局，也使得新能源产业热点持续飙升。龙源电力正在积极开展“新能源+”新业态探索，推动新能源业务提质增效。同时，积极探索利用储能促进消纳，扩大绿电、绿证交易份额，提高企业盈利能力。（二）三峡能源：绿电龙头优势显著，企业规模持续扩张新能源装机规模持续提升。中国三峡新能源(集团)股份有限公司（以下简称“三峡能源”）主营业务为风能、太阳能的投资开发与运营，公司是三峡集团下属的新能源业务实施主体平台，最终控制人为国务院国资委，2021年6月，公司正式在上交所主板上市。2017-2023截止2023年底企业累计发电装机达到40.04GW。2024年上半年企业新增装机规模1.33GW,累计装机达到了41.37GW；其中风电累计装机容量达到19.62GW,光伏累计装机20.58GW。值得一提的事，公司在海上风电领域处于领先地位，截止2024年6月末企业海上风电装机累计容量达5.6864GW,占全国市场份额的14.90%；更是投运了我国首个漂浮式风电项目“三峡引领号”。预计2024、2025年企业发电装机容量依然保持高增长，据企业公布的数据，2024年6月末企业在建项目计划装机容量达23.47GW。图19：2017-2024年上半年三峡能源累计装机规模走势（单位：GW）45400.2035302520151050 风电光伏水电0.2019.8220.580.2210.280.228.410.230.2019.8220.580.2210.280.228.410.2319.4219.620.236.5114.2715.920.193.34.328.882.524.865.266.12发电量高速上升。这主要是由于公司发展新能源业务的历史较长，项目管理经验丰富，建设项目投产较快，并网装机容量增长驱动公司发电量营收高速增长。2023年，公司各类型设备累计发电量达到了550.81亿千瓦时，同比增长14.02%；截止至2024年前三季度，公司累计总发电量526.05亿千瓦时，较上年同期增长31.40%；风力发电量322.35亿千瓦时，同比增长15.22%；其中海上风电发电量108.13亿千瓦时，同比增长25.73%；光伏发电量193.93亿千瓦时，同比上升69.43%，发电量持续保持高速增长态势，市场份额逐步上升，集中连片规模化开发优势逐步显现。图20：2017-2024年前三季度三峡能源风、光发电量及其同比走势（单位：亿千瓦时）45080.00%40070.00%35060.00%30050.00%25040.00%20015030.00%10020.00%5010.00%0 0.00%风电光伏风电同比：%光伏同比：%注：2020年数据为按同比计算数据资料来源：公司公告、智研咨询整理业绩高速增长，2024年以来利润下滑。公司风光发展较为均衡，海风与光伏逐步成为驱动公司营收增长的主要动力。得益于新项目投产带动发、售电量规模的提升，2024年上半年实现营业收入150.59亿元，同比增长9.89%；2024年上半年公司利润总额规模为53.94亿元，同下滑3.0%；原因有三方面：电力交易市场化的背景下，平价上网电量增加及上网电量结构变化，使得公司发电业务平均上网电价同比下降；同时受电源分布和各地区消纳情况综合影响，企业发电收入增幅放缓，加之参股企业盈利投资收益同比下降18.59%。图21：2017-2024年上半年三峡能源营业收入、利润总额走势（单位：亿元）300.00250.00200.00150.00100.0050.000.00 营业收入利润总额资料来源：公司公告、智研咨询整理相对于同行业可比公司，三峡能源营业利润率相对更高，这主要是由于公司风电和光伏协同运营，业务布局相对合理，公司管理层业务经验丰富，在各关键环节运行效率极高，综合一体化优势明显。同时集团自有资金优势显著，在高速扩张阶段，财务费用保持在较低水平。近年来，国家推进新能源上网电价市场化改革，可再生能源平价上网政策推进，企业市场化交易电量与售电价格有所下降，可再生能源电价附加回收同比减少，使得公司的销售毛利率和销售净利润下所下滑。图22：2017-2024年上半年三峡能源销售毛利率、销售净利率走势706050403020100 销售毛利率(%)销售净利率(%)资料来源：公司公告、wind、智研咨询整理持续优化新能源产业区域布局，因地制宜谋划“新能源+”业务。未来企业将按照国家新能源产业战略部署，紧新能源规模化、集约化发展趋势，不断优化发展布局，开展陆上新能源项目、海上风电项目、抽水蓄能等项目建设。同时，企业将因地制宜谋划“新能源+”新型储能、光热、制氢、生态环保等创新融合项目，打造绿色能源基地。在提高发电相关业务营收方面，企业一方面将积极拓展新能源环境权益销路，积极参与绿电、CCER交易；同时，通过推广电力交易长周期协议合作机制、开展跨省跨区交易、探索多电源类型曲线打捆的交易模式，优化电力市场供需环境，带动新能源业务效益提升。（三）韶能股份：生物质综合利用水平领先，一体化模式优势凸显生物质综合利用水平领先。韶能股份成立于1993年，96年完成上市。经过多年发展已经成为一家以可再生能源发电业务为主，兼有环保、智能制造等业务为一体综合性集团企业。公司在生物质综合利用上出于较为领先的地位，形成了生物质发电与供热、植物纤维环保纸制品业务布局；同时公司还是国内相对领先的中小水电运营企业，具备丰富且领先的小水电运营经验。近几年来，公司聚焦主业，积极发展新能源发电、环保与植物纤维、精密制造业务，业务结构取得了明显的改善，电力行业 生态植物纤维制品 精密电力行业 生态植物纤维制品 精密(智能）制造 贸易 其他业务100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%图23：2017-2024年上半年韶能股份主要业务收入占比走势资料来源：公司公告、智研咨询整理2024年上半年企业营收趋稳，利润总额大幅提升。2023年受公司水电站所在地区降雨量同比大幅下降等因素影响，公司经营业绩受到重大影响，2023年出现大幅亏损。2024年企业实现营业收入21.83亿元，同比下降0.12024年上半年企业利润总额达2.54亿元，扭亏为盈。推动企业利润大幅提升的原因有两方面：一是水电站所在地区来水量同比大幅增加，促使水电业务营业收入及利润总额大增，其中利润总额增长了157.32%；二是植物纤维制品领域经营改善。利润总额（右轴）营业收入（左轴）-40.00-210.00020.00230.00440.00650.00860.00图24：2017-2024年上半年韶能股份营业收入、利润总额走势（单位：亿元）资料来源：公司公告、智研咨询整理企业的新能源业务可分为三大版块：一是水电业务，水电站分布在广东省、湖南省地区，全部在2010年以前建成投产，目前装机容量为68万千瓦。2024年上半年水电售电收入规模达63363.44万元，同比增长62.04%，占企业新能源（电力）业务收入的比重为72.31%。其次为生物质能发电业务，该业务集中在广东省，装机容量为36万千瓦。2024年上半年生物质能企业售电收入规模为20487.69万元，同比下降59.81%；占企业新能源（电力）业务收入的比重为23.29%。第三块收入来自光伏及储能业务，目前光伏装机容量为2.5万千瓦。图25：2024年上半年韶能股份新能源业务收入结构其他4.68%生物质能发电23.29%水电72.03%资料来源：公司公告、智研咨询整理聚焦主业，积极发力可再生能源业务。韶能股份在广东、湖南的水电、生物质发电业务布局完善，是国内少有的大规模的以二三线城市与县域为主主战场的能源运营商。公司水电业务区域竞争优势稳固，生物质能发电业务也已形成一定的产业规模，在县域可再生能源业务方面具有显著的优势。综合看来，在“双碳”目标政策推进中，公司的可再生能源主业将迎来更为广阔的提升空间。三、国家政策强调健全绿色低碳发展机制，扩大新能源相关投资（一）国家推动经济社会发展全面绿色转型，健全绿色低碳发展机制包括新能源产业在内的绿色经济产业的发展受到国家的高度重视。国家从战略层面重视其发展。2024年7月18日，中国共产党第二十届中央委员会第三次全体会议通过《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》（下称《决定》）强调要“健全绿色低碳发展机制”。实施支持绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格政策和标准体系，以及优化政府绿色采购政策；同时还强调要加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。此外，还强调要健全碳市场交易制度、温室气体自愿减排交易制度、产品碳足迹管理体系等。健全绿色低碳发展机制为我国新能源产业提供了明确的发展导向和强有力的支持。通过对新能源产业制定战略性规划，为我国新能源产业发展指明了方向，有利于促进我国新能源产业规模进一步扩大。同时，完善新能源消纳和调控政策有利于提高新能源发电利用效率，提升新能源企业盈利能力。通过财税、金融、投资、价格等支持性政策，有助于降低新能源项目融资成本和企业的运营成本。健全我国碳市场机制，也是促进电力企业绿色转型的重要手段。绿色低碳发展机制的建立，有利于可再生能源的开发利用，推动我国能源结构清洁化转型，增强我国的能源安全保障。2024年8月11日，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》（下称《意见》），这是中央层面首次对加快经济社会发展全面绿色转型进行系统部署。《意见》为我国加快经济社会全面绿色转型、实现高质量发展提供了行之有效的政策“路线图”。《意见》提出经济社会发展全面绿色转型10大重点任务，其中包括“稳妥推进能源绿色低碳转型”。“稳妥推进能源绿色低碳转型”章节，着重强调要大力发展非化石能源，到2030年，我国非化石能源消费比重提高到25%左右。未来十年我国将加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，积极发展分布式光伏、分散式风电，因地制宜开发生物质能、地热能、海洋能等新能源，推进氢能“制储输用”全链条发展。此外，《意见》还提到要通过深化电力体制改革，加快布局储能、智能电网等产业，来构建与新能源产业相适应的新型电力系统。一方面，针对我国发展新能源等战略新兴产业的挑战，《意见》提出要以科技创新支撑全面绿色转型，强化绿色低碳关键核心技术攻关，同时以数字技术赋能绿色转型，突破各类技术难点，构建有利于绿色低碳新产业新业态发展的商业模式，激发全社会经济活力。另一方面，绿色低碳转型相关项目具有投资周期长、效益较低、风险不确定等特征，因此就需要长期和稳定的转型规划、政策干预，来帮助市场和行业形成稳定的预期。针对这一问题，《意见》从财税、融资、投资、价格、市场化、标准体系等方面作了部署。《意见》的出台，有利于进一步巩固和塑造我国新能源产业发展新优势，打造更有全球竞争力的新能源产业经济体系。（二）国家布局能源领域大规模设备更新，拉动新能源投资规模增长2024年8月21日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》明确，到2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25%以上。为此，《实施方案》部署了七大重点任务：推进火电设备更新和技术改造、推进输配电设备更新和技术改造、推进风电设备更新和循环利用、推进光伏设备更新和循环利用、稳妥推进水电设备更新改造、推进清洁取暖设备更新改造、以标准提升促进设备更新和技术改造。在推进风电设备更新和循环利用方面，政策提出鼓励老的风电场和单机容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，装备单机容量大、技术先进的风机，提高我国风电行业整体单位土地面积的发电量；此外，对于退役的风机要积极开展循环利用，壮大大风电产业循环利用新业态。对推进光伏设备更新和循环利用方面，政策鼓励光伏发电设备更新、支持光伏电站构网型改造，从而提升我国光伏发电系统单位面积能量密度和光伏电站土地使用效率，提高光伏电站发电效率；同时政策还支持光伏组件回收处理与再利用。在以标准提升促进设备更新和技术改造方面，政策明确要建立健全新型储能、氢能、电力装备等领域标准体系，以标准建设促进能源设备效率和可靠性提供。政策还强调通过电力电子技术、数字化技术、智慧化技术对电站进行升级，建设智能电厂，这有助于提高新能源电站发电效率。《实施方案》是着眼于我国能源领域高质量发展大局作出的重大决策。推动能源重点领域大规模设备更新，有利于促进技术进步、拉动有效投资、提升新能源产业发展质效、增强能源安全，对于实现可持续发展目标具有重要意义。《实施方案》明确将通过加大财税金融等政策支持力度、加强用地用能要素保障、强化创新支撑来确保能源领域大规模设备更新，这些措施将为投资者提供更加有利的投资环境和政策支持，进一步激发市场活力。根据方案，到2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25%以上。2023年我国主要电力企业合计完成投资15502亿元，同比增长24.7%；其中电源工程建设完成投资10225亿元，电网工程建设完成投资5277亿元；电源工程建设投资中的风电及光伏工程建设完成投资7069亿元，占2023年电力投资总额的45.6%。考虑到以电力为主的能源领域的庞大基数和当前的投资规模，这一增长比例意味着将带来显著的投资增量。若以2023年能源领域设备投资规模为基础进行估算，即使是一个相对保守的基数，25%的增长也将直接拉动数千亿乃至上万亿的投资。（三）加快构建新型电力系统，提升对新能源的接纳、配置、调控能力在“双碳”和能源安全保障战略目标的指引下，近年来我国电力系统生产结构、运行机理、功能形态等发生深刻复杂变化。一方面，风电、光伏等强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机规模占比已提升至我国发电装机总量的四成，发电和负荷随机性、波动性增强；另一方面，随着经济的发展以及电动汽车等电力电子设备保有量的增长，未来较长一段时期内我国电力消费仍将刚性增长，使得我国电力供需形势日趋复杂，供应安全面临长期压力。2024年8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》对2024-2027年我国电网系统建设提出了9大重点任务，意在提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。《行动方案》聚焦我国新型电力系统建设亟待突破的关键领域，选取典型性、代表性的方向开展探索，以“小切口”解决“大问题”。9大重点任务包括：一是电力系统稳定保障行动。二是大规模高比例新能源外送攻坚行动。三是配电网高质量发展行动。四是智慧化调度体系建设行动。五是新能源系统友好性能提升行动。六是新一代煤电升级行动。七是电力系统调节能力优化行动。八是电动汽车充电设施网络拓展行动。九是需求侧协同能力提升行动。《行动方案》聚焦我国电力系统转型时期亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，统筹推进电力系统协调发展。在优化电源配置方面，政策明确支持推进大型新能源基地建设、打造一批系统友好型新能源电站、推进输电通道开发建设、加强智慧化电力调度体系建设；在优化电网调节能力方面，政策明确要求加快提高配电网承载力和灵活性，提升配电网对分布式新能源、新型储能、智能微电网、虚拟电厂等新业态的接纳、配置和调控能力，更好满足即插即用、灵活互动需求。此外，政策还提出要对电网系统的薄弱环节开展补强工作，提高配电网建设改造和防灾抗灾设防标准，以应对越来越高的安全保供需求。《行动方案》对加快推动新型电力系统稳定保障工作作出了系统部署，提出的各项行动举措务实有力，为实现我国能源加速转型背景下电力系统安全稳定运行奠定了坚实基础。（四）开展配电网高质量发展行动，支持分布式新能源发展2024年8月13日，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》。其中提出，围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，结合各地实际，重点推进四个一批建设改造任务。一是加快推动一批供电薄弱区域配电网升级改造项目；二是针对性实施一批防灾抗灾能力提升项目；三是建设一批满足新型主体接入的项目；四是创新探索一批分布式智能电网项目。分布式新能源是其中的重点投资领域。国家能源局发布《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》，要求各省（区、市）能源主管部门因地制宜、问题导向，制定本地区配电网建设工作计划、安排好资金用于配电网提升改造，标志着我国配电网将迎来一场为期四年的全面升级与高质量发展浪潮。《配电网高质量发展行动实施方案》中明确提出了“建设一批满足新型主体接入的项目”，旨在提升配电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力。这一举措有效解决了分布式新能源并网难题，为分布式新能源项目提供了更加稳定可靠的并网环境。《配电网高质量发展行动实施方案》要求完善配电网与分布式新能源协调发展机制，研究并规范配电网可承载分布式新能源规模计算方法。这将有助于引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳，避免盲目建设和资源浪费。《配电网高质量发展行动实施方案》鼓励创新探索分布式智能电网项目，面向大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等区域进行建设。这将促进分布式光伏与智能电网的融合发展，推动技术创新和产业升级。《配电网高质量发展行动实施方案》强调加强配电网规划统筹和全过程管理，国家能源局开展配电网发展指标评价体系与评估，确保实施方案的有效落地。这将有助于加快配电网建设改造进度，提升配电网的安全可靠供电和应对极端灾害能力，为分布式光伏的接入和稳定运行提供有力保障。（五）健全绿色电力消费制度体系，完善绿电环境价值兑现渠道绿证即绿色电力证书（GEC），是可再生能源绿色电力的电子“身份证”，是消费绿色电力、支持绿色电力发展的证明。绿证可以交易、能够兑现为货币收益的凭证，一张绿证对应1000度可再生能源绿电。2017年1月18日，国家发展改革委、财政部、能源局发布《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，标志着我国绿色电力证书制度正式试行。截至2024年8全国累计核发绿证18.41亿个，交易绿证3.14亿个。绿证交易规模稳步扩大，推动可再生能源消费比例不断提升。2024年9月5日，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》的通知，明确了绿证核发和交易机制的职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方面的具体要求。规则自印发之日起实施，有效期5年。《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》明确中国绿证扩容相关要求和有效期限，回应了市场上对中国绿证的相关疑问，对不同绿证进行了有效的区分，不但避免市场无序竞争，同时也对绿证市场提出了更高的要求，确保了国内市场的统一和透明。《规则》明确要求绿电生产方必须承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证，旨在强化本土能源管理的自主权，减少国际标准对国内市场的干预和影响。政府通过“统一绿证”的方式，确保本土企业和市场的管理权集中在国家层面，也意味着中国能够更好地控制可再生能源的生产和消费数据，避免重复计量和监管漏洞。《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》的印发实施有助于充分体现可再生能源项目绿色环境价值，培育绿证绿电交易市场，营造绿色电力消费环境，对促进绿色能源消费、鼓励绿色能源生产、助力经济社会绿色发展具有重要的现实意义。2024年9月11日，国家能源局综合司生态环境部办公厅联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》，(以下简称《通知》)，自2024年10月1日起生效。通知提出，避免可再生能源发电项目从绿证和CCER(中国核证自愿减排量)重复获益。设立两年过渡期。过渡期内，适用于并网海上风力发电》《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电》的项目有关企业，可自主选择核发交易绿证或申请CCER；光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，综合绿证和自愿减排市场运行等情况，适时调整绿证与自愿减排市场对于深远海海上风电、光热发电项目的衔接要求。《通知》指出，对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。绿证和全国温室气体自愿减排交易（CCER）均是国家设立用来支持绿色低碳产业发展的市场机制。按照目前的制度，并网海上风电与光热发电项目既可以参与绿证交易，也可参与CCER交易。由于我国绿证和CCER市场分别归属不同的主管部门，且分别建立不同的交易平台，这使得并网海上风电与光热发电项目可能存在重复获益的问题。《通知》明确并网海上风电与光热发电项目可自主选择核发交易绿证或申请中国核证自愿减排量（CCER），丰富了这两类项目的环境价值兑现渠道，项目开发企业可衡量收益预期，自主选择价格更高的兑现渠道，提升了项目投资收益空间。同时《通知》强调绿证与CCER中“二选一”，并明确对申请CCER的绿电对应绿证进行冻结、核销和信息公开，避免重复获益，确保绿电环境价值的唯一性，助力提升绿电环境价值国际互认。《通知》以深远海海上风电与光热发电为对象，建立绿证和全国温室气体自愿减排交易（CCER）衔接机制，为我国可再生能源高质量发展以及能源领域多市场耦合机制完善奠定政策基础。四、新能源市场热度不减，风光储一体化模式受瞩目（一）新能源投融资市场热度延续，燃料电池及氢源技术等成投资热点在“双碳”战略目标下，新能源行业的发展已成为社会各界瞩目的焦点。我国作为能源消费大国，正积极推进新能源产业发展。据IT桔子统计，2018-2023年我国新能源行业的投融资活动呈现出一派繁荣景象，行业投融资事件数量和投资金额均呈上升态势。其中，新能源行业的投资热度在2021年实现了显著跃升，这一趋势在随后的2023年达到了历史性的高峰。据统计，2023年全年新能源行业共发生了452起投融资事件，涉及投资金额高达1456.22亿元。进入2024年，中国政府继续深化绿色低碳转型的政策体系，通过科学优化新能源利用率目标、有序推动清洁能源产业链合作等一系列有力措施，进一步激发了新能源投融资市场的活力。在此背景下，新能源行业的投融资热度延续。据统计，仅2024年前9个月，新能源行业就发生了300起投融资事件，涉及金额约500亿元，新能源行业投融资市场的持续繁荣。图26：2018-2024年9月新能源产业投融资规模（单位：起，亿元）5001800450160040014003501200300100025080020060015010040050200002018年2019年2020年 2021年2022年 2023年2024年1-9月投资数量（左轴）投资金额（右轴）资料来源：IT桔子、智研咨询整理从2024年三季度投融资事件看，7-9月新能源产业融资事件较多，融资热点主要集中在太阳能电池、燃料电池、新型固态锂电池、氢能开发与利用、以及电池材料等关键领域，涉及理谷新能源、金石能源、鸿新新能源、太蓝新能源、众能光储、氢纯能源、天钠科技和眸迪智慧等多家领先企业。值得注意的是，中氢新能在这一时期内获得了最大规模的融资——布什基金于2024年8月8日向其注资十亿美元。作为一家专注于燃料电池及氢源技术研发的企业，中氢新能业务范围广泛，包括装备制造、技术研究院的建设、以及材料测试研发中心的运营等。凭借其在甲醇重整制氢技术、氢能源存储、以及氢燃料发电系统等多个方面的深厚积累，中氢新能已累计取得超过120项技术专利。据了解，布什基金之所以选择中氢新能作为其全球氢能领域的独家战略合作伙伴，关键在于中氢新能所拥有的“分布式甲醇重整制氢技术”。这一技术与其现有的储氢、加氢一体化低成本解决方案相辅相成，共同为解决氢能源在城市商业化应用中所面临的挑战提供了创新思路。通过在用户侧构建氢能源生产供应系统，中氢新能不仅展现出了其独特的创意，还凭借成熟的技术体系，成功破解了氢能在城市大规模商业化应用中的最后一道难题。此次融资不仅为中氢新能的业务扩展提供了充足的资金支持，更将有力推动其在燃料电池及氢源技术领域的研发进程，进一步加速“分布式甲醇重整制氢技术”的创新与推广，为新能源产业的未来发展注入新的活力。光伏行业作为新能源产业中的核心发展板块，吸引了众多企业的关注与投入。2024年三季度，金石能源、鼎能光电、日御光伏、众能光储、益恒光伏以及浙江晶科能源等多家光伏企业纷纷加大融资力度，旨在推动光伏行业的持续创新与发展。其中，2024年9月，益恒光伏宣布成功完成了约亿元人民币的天使轮融资，此次融资由桉树资本领投。益恒光伏是一家集研发、生产、销售于一体的高新技术企业，专注于异质结及异质结钙钛矿叠层新型高效电池与电池组件的技术研发与创新。这一细分领域被视为光伏行业未来的重要增长点，因其具备转换效率高、成本降低潜力巨大等显著优势，正日益成为市场瞩目的焦点。此次融资的成功，不仅充分展示了资本市场对益恒光伏在异质结及异质结钙钛矿叠层新型高效电池领域技术实力的高度认可，更为公司后续的快速发展与扩张提供了强有力的资金支持。这将有助于益恒光伏进一步加大研发投入，加速技术创新与成果转化，从而在激烈的市场竞争中占据有利地位，推动光伏行业向更高水平迈进。表3:2024年7-9月新能源行业投融资事件时间企业事件2024年7月理谷新能源氢能储运及可再生能源开发商理谷新能源完成数千万元Pre-A轮融资。2024年7月金石能源HDT高效太阳电池企业金石能源获得B+轮投资。2024年8月鸿新新能源75002024年8月中氢新能102024年8月鼎能光电钙钛矿装备研发企业鼎能光电完成近亿元天使轮融资。2024年8月日御光伏B2024年8月太蓝新能源新能源科技企业太蓝新能源完成数亿元B轮融资。2024年8月众能光储众能光储完成亿元A轮融资。2024年9月翌晶能源可再生能源制氢系统开发商翌晶能源完成数千万元天使轮融资。2024年9月益恒光伏光伏电池与组件研发生产商益恒光伏完成亿元级融资。2024年9月浙江晶科能源光伏设备及元器件制造商浙江晶科能源获得数亿元战略投资。2024年9月国瑞协创国瑞协创完成1060万人民币的Pre-A轮融资。2024年9月氢纯能源氢纯能源获得数百万人民币天使轮融资。2024年9月天钠科技Pre-A2024年9月眸迪智慧光储充运一体化经营商眸迪智慧获得A轮投资。资料来源：IT桔子、智研咨询整理（二）新能源项目持续推进，风光储一体化等创新模式备受关注近年来，随着可再生能源的大量并网，新能源消纳问题日益突出。为解决这一问题，新能源行业积极探索通过风电、光伏项目与储能充电设施的结合，发展风光储一体化等创新模式，旨在提高风电发电效率，优化能源结构。进入2024年第三季度，国内新能源项目投资呈现出蓬勃发展的态势。众多风电、光伏、氢能以及风光储一体化等创新项目纷纷签约或开工建设，为新能源产业的持续健康发展注入了新的活力。在风光储一体化项目方面，9月份广东白云区成功签署了包含风光绿能源网荷储一体化项目在内的三大新能源项目，总投资额高达36亿元。其中，风光绿能源网荷储一体化项目作为重头戏，计划总投资30亿元，将在茂名电白区域内建设一系列新能源设施，包括200MW分布式风电项目、80MW分布式工商业光伏项目以及150MW/300MWh共享储能电站项目。这一项目的实施，不仅将进一步补强电白区新能源和新型储能产业链条，推动当地新能源产业的快速发展，还将助力白电“1+4+8+N”产业园格局的形成，为当地产业升级和经济发展提供强有力的支撑和动力。表4：2024年7-9月国内新能源项目投资情况项目名称开发单位省份装机规模投资额项目进展450MW中国电建水电三局青海450MW/项目开工130东方希望新疆130万千瓦/项目开工新疆乌鲁木齐市米东区沙漠光伏项目蜀清、国电圣瑞、新疆新华水电、吐哈油田、新疆国富氢能等新疆9.35GW/项目开工广西宾阳王灵150MW光伏项目北投能源广西150MW8.5亿元项目开工光伏项目华润海原宁夏90MW4亿元项目开工河南郑州巩义100兆瓦山地光伏及绿电制氢项目北京国电河南100兆瓦/项目签约风光制氢一体化及运力平台项目内蒙古300MW风电+9600吨/年氢气产能25亿元项目签约广东茂名市电白区风光绿能源网荷储一体化项目中核汇能重庆能源广东200MW分布式风电+80MW分布式工商业光伏+150MW/300MWH共享储能30亿元项目签约防沙治沙和风电光伏一体化工程风电项目内蒙古56万千瓦22.53亿元项目开工资料来源：智研咨询整理五、产能过剩与系统安全风险加剧，考验企业经营管理能力（一）光伏行业产能过剩风险加剧，面临供需错配风险近年来，随着全球光伏需求持续向好，产业链各环节龙头企业依靠资金、技术、成本和渠道优势，不断扩大规模，纷纷进行扩产或围绕行业上下游延伸产业链，导致市场新增及潜在新增产能大幅增加。光伏产能利用率呈现出高速下降态势，如我国光伏组件产能利用率从2019年的65.2%下降至了2023年的56.3%。与此同时，光伏行业资源向少数光伏企业进一步集中，使得光伏行业的竞争愈发激烈。随着光伏行业产能的扩张，光伏产品市场价格持续下滑，整个行业陷入了非理性竞争的恶性循环中，光伏企业在成本管控及产品性能上面临更加激烈的竞争。国际市场中，欧盟、美国、印度等国家和地区曾对中国光伏电池类产品采取贸易调查，这类国际贸易政策给我国光伏企业的经营环境及海外市场拓展带来了一定的负面影响。近年来部分中国光伏企业纷纷在以东南亚为代表的海外区域新建产能并加大海外市场的开拓力度，加剧了海外市场的竞争程度。此外，随着光伏产业从P型向N型快速转变，行业内现有企业面临的产能过剩，资产减值风险也迅速扩大。国家对可再生能源的政策选择、投入力度及各种可再生能源之间的竞争情况，均将影响新能源行业在我国的发展。若未来下游应用市场增速低于扩产预期甚至出现下降，上述光伏行业产能扩张将进一步加剧行业内的无序竞争，从而导致产品价格不合理下跌、企业盈利下降，因此，光伏行业可能面临竞争性扩产所带来的供需错配风险。（二）新能源电价下行，给发电企业带来了盈利风险随着电力市场化改革的深入推进，我国电力市场价值体系加快重构。2021年起，国家对新建的光伏发电、风电等发电项目财政将不再给予补贴，实行平价上网，仅获得“煤电基准价”。由于风光电无法像火电一样为电力系统提供容量、辅助服务价值，因而在电力市场中只能获得电能量部分的收入。这导致新能源参与电力市场后面临电价持续下行的压力。近年来我国电力现货市场建设进一步加速，新能源市场化交易比例持续扩大，煤电容量电价机制的实施带动新能源交易价格下降。同时，分时电价政策引入日间谷段、峰谷价差显著拉大，也使得新能源电价继续下行风险进一步加大。2024年5月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，提出部分资源条件较好的地区可适当放宽利用率目标，原则上不低于90%。部分地区在政策执行过程中可能只关注利用率适当放宽，不能充分统筹相关因素确定利用率目标的要求，从而导致出现新能源发展规划不合理加剧、消纳形势发生一定程度恶化的风险。若新能源消纳形势恶化，将使得发电利用率降低，对新能源企业盈利产生一定负面影响。此外，各地的政策变化进一步加剧了电价的不确定性。例如，甘肃、广西等地对光伏电站的限电率和市场化交易电价进行了调整，导致项目收益大幅缩水。在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务费用分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡下行风险。新能源发电企业面临着成本增加的问题。一方面，随着技术不断进步和产业升级，新能源设备的成本虽然有所下降，但土地、政府路条费用等隐形成本却在增加。另一方面，为了保障电力系统的稳定运行，新能源发电企业还需要承担一定的辅助服务费用和系统偏差考核费用。这些成本的增加进一步压缩了发电企业的利润空间。（三）电网安全风险扩大，新型储能安全风险有待解决虽然“源荷储网”的一体化加速推进，但依然不能很好的满足由于新能源大规模并网对电网带来的冲击问题，电网波动持续增强，电网安全性风险凸显。2021年欧洲电网先后两次发生故障,导致电网解列，显示出大型互联电网运行中的稳定风险及其防控的复杂性，也体现了能源转型过程中，极端天气对新能源发电以及电网运行的巨大挑战。如何通过技术、管理体制的创新，有效的应对可能的大规模电网安全风险，成为发展新能源产业必须要解决的一个重大问题。同时新型电力系统对储能系统依赖性逐步增强，抽水蓄能电站建设受限于地理条件，长期增量空间有效，电化学等新型储能的规模化发展是构建新型电力系统关键。但由于锂元素性质活跃，锂电池天然存在易燃与爆炸风险。锂电池储能系统火灾隐患是全球难题，如2024年9月全球发生了多起储能中心火灾事故，如美国圣地亚哥天然气和电力公司（SDG&E）电池存储设施火灾、阿里云新加坡数据中心的锂电池爆炸起火等，对行业的发展造成了较大的不利影响。储能行业因为应用领域多样，以及长投资成本回收期和新能源电站的配套，业主方对易燃隐患的容忍度更低。同时部分大型储能电站装机容量更大，一旦发生事故对电网冲击与周围环境的安全影响极大，政府与相关管理部门对储能安全也极为看重。随着我国储能电池项目大规模铺开，相关项目事故可能呈现出多点散发态势，未来行业的安全风险仍是新型储能行业面临的最大挑战。（四）商业模式变革加速，政策与管理风险逐步提升随着我国能源与电力系统市场化改革加速推进，电力系统的复杂度迅速提升，传统的市场监管体制已经不太符合行业发展的需要。新能源发电行业商业模式的变革正在加速推进，多能互补、源网荷储一体化、增量配电网、供热转化、新能源制氢氨醇转化等多种“新能源+”业务形态的兴起，要求新能源发电企业的管理体制与组织体系做出相适应的调整。如虚拟电厂、独立储能系统的发展对电网企业售电价格，交易模式将形成一定的冲击，带来更多的变革要求，对于发电企业而言，系统性价格机制的形成将对其发售电各环节的敏捷快速反映能力提出更高的要求。光伏设备厂商将更加贴近工商业终端客户，新能源发电企业运营向一体化发展。随着行业商业模式逐步改变，企业的核心竞争力也将出现一定的变化，可能从硬件与技术为主逐步向软硬件并重，客户服务能力要求持续提升转变，这将持续提升现有企业管理水平要求，对现有企业带来一定的管理风险。同时由于我国电力系统仍处于改革期，未来行业管理体制，电价形成机制仍将持续变化，政策的出台可能对现有企业生产经营带来一定的不利影响，企业需要积极研判政策变化方向，做好相关的应对准备。六、加速新型电力系统建设，创新新能源发展机制（一）电力系统改造加速