我国新能源产业2023年看点回顾与2024年发展趋势展望！

　　2023年，我国全面推进新型能源体系建设，着力发展风电光伏，培育塑造储能、氢能产业，强化新型电力系统建设，为经济社会高质量发展提供了有力支撑和保障。新能源发展速度超预期创纪录，产品价格一路持续走低，融合发展创新活跃，绿氢氨醇打通下游市场，装备技术实现多点突破，试点示范应用全面开展，强制配储覆盖全部领域，新型电力系统加快构建，金融服务支撑力度加大，安全成为贯穿始终的主题。

　　2024年，预计新能源增速放缓但仍保持高位，大基地成主流开发模式，农村新增长极加快培育，“海上风电+”激活蓝色经济，储能商业模式更加多元，生物质能市场需求打开，产业竞争格局面临重塑，基础设施建设加快完善，循环利用要求趋于严格，装备出口继续增量提质。

　　2023产业回顾“十大看点”

　　发展速度超预期创纪录

　　据中国海油集团能源经济研究院统计，2023年全国可再生能源发电装机容量突破15亿千瓦，占全国发电装机容量的比例超过50%，其中风电光伏发电装机容量突破10亿千瓦;发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3。

　　光伏新增装机容量突破2.1亿千瓦，新增装机容量比2022年增长超250%，呈现集中式与分布式各占一半、分布式光伏中工商业和户用光伏各占一半的规模格局，户用光伏累计装机容量突破1亿千瓦。首批陆上大基地快速建设，风电新增装机容量7590万千瓦，海上风电增速筑底回升，新增装机容量600万千瓦左右。

　　氢能产业爆发，制储运用全链条发力，预计新开工和开标的绿氢年产能总量超过7万吨。

　　产品价格一路持续走低

　　技术进步、通胀下行、供应链矛盾缓解等因素推动新能源产品价格持续走低。

　　陆上风机(不含塔筒)中标均价震荡下行至1500元/千瓦，最低报价突破1000元/千瓦关口;海上风机(含塔筒)中标均价小幅下降至3600元/千瓦，最低报价低至2700元/千瓦。

　　光伏进入N型时代，TOPCon电池成为主流产品。受技术路线更迭、产能集中释放、库存较高等因素影响，光伏产品供大于需，价格全线下跌。硅料价格整体跌至6万元/吨，光伏组件价格突破1元/瓦关口，接近成本价。电池级碳酸锂价格从2023年初60万元/吨降至10万元/吨，叠加产能释放下结构性过剩，储能EPC(设计、采购、施工一体化承发包模式)价格突破1元/瓦时。

　　融合发展模式创新活跃

　　油气与新能源融合成为热点。“海油观澜号”浮式风电为油气平台供电项目投运，胜利油田、涠洲油田等源网荷储项目有序建设，长庆油田苏里格、青海油田格尔木等风光气储氢一体化示范项目启动，稠油热采、压裂等高能耗环节用能清洁替代加速推进。

　　新能源跨界农业、文旅、交通。“明渔1号”导管架风电+渔业、“国能共享号”浮式风光渔等农光互补、风渔一体示范项目建成，中国船舶发布首个蓝色海洋经济综合体总体方案，绿色公路、铁路、港口和机场建设卓有成效。

　　主要流域规划多能互补开发。《雅砻江流域水风光一体化基地规划》发布，我国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心成立。

　　绿氢氨醇打通下游市场

　　氢能突破危化品管制约束。广东、山东、吉林等省明确，电解水制氢等绿氢项目及其制氢加氢一体站不需在化工园区内建设，绿氢生产无须取得危险化学品安全生产许可。

　　“风光氢储氨醇一体化”成为创新典范。基于航运业对绿色动力燃料的需求，金风科技打造内蒙古兴安盟200万千瓦风电制绿色氢醇项目，年产56万吨绿色甲醇长期供应马士基。首个万吨级“光伏制氢+炼化”新疆库车绿氢示范项目建成，绿氢就近供应塔河炼化。新疆奇台风电制氢醇智慧能源装备产业园、中能建松原氢能产业园(绿色氢氨醇一体化)项目开工。首个甲醇制氢加氢一体站在大连建成投用。

　　装备技术实现多点突破

　　15兆瓦陆上风机发布，20兆瓦海上风机下线，大功率机组主轴轴承实现国产。新型光伏电池转换效率屡破纪录，晶硅-钙钛矿叠层电池以33.9%的效率刷新世界纪录，砷化镓薄膜柔性三结电池效率达到35.5%。钠离子电池推进大容量试点示范，300兆瓦级压缩空气储能工程建成投运。

　　3000标准立方米/小时大型电解槽研制成功，碱性电解水制氢能耗低至4千瓦时/标准立方米，海水直接电解制氢成功海试，5吨/日氢液化系统冷箱下线，以海水为原料制备氢气联产淡水的新技术完成25千瓦级装置测试验证。天然气管道掺氢输送占比提升至24%，首台大F重型在运燃机掺氢占比达到7%。

　　试点示范全面开展应用

　　国家组织开展可再生能源发展试点示范，包括深远海风电、海上光伏、海上能源岛、绿色能源示范园(区)、村镇新能源微能网等;组织开展新型储能试点示范，推动新型储能多元化、产业化发展;组织开展车用、船用生物柴油推广应用试点示范，探索建立可推广的政策体系、发展路径;组织开展农村能源革命试点县建设，探索建设多能互补的分布式低碳综合能源网络。此外，实施绿色低碳先进技术示范工程，布局源头减碳、过程降碳、末端固碳三大类项目。

　　强制配储覆盖全部领域

　　集中式新能源项目配建储能要求拓展至海上风电，广东、福建、浙江、江苏、山东在政策文件中明确配建储能要求，并鼓励存量项目增配。低压并网消纳问题突出，多地暂停分布式光伏备案、并网，国家能源局开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点，山东、河南、河北、湖南、浙江、江苏等省出台分布式光伏配储的相关措施与规范，配储要求为装机容量的8%~30%。《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》(征求意见稿)发布，是首个指导新能源储能配置规模的规划技术导则，考虑在输电通道送端按照布局及作用布置集中式与分散式新型储能电站。

　　新型电力系统加快构建

　　《新型电力系统发展蓝皮书》发布，明确了“三步走”发展路径。《电力现货市场基本规则(试行)》发布，山西电力现货市场正式运行，南方区域电力市场首次实现全区域电力现货市场结算，首例风储联合交易的电力现货市场日前申报完成。可再生能源电力绿证核发实现全覆盖，与电力市场衔接逐步推进。第三监管周期省级电网输配电价改革实施，需量电价与容量电价的比值提高至1.6倍。首批以开发大基地、输送新能源为主的宁夏—湖南、哈密—重庆±800千伏特高压输电工程开工。

　　金融服务支撑力度加大

　　信贷、债券、基金、保险持续发挥效用，风险投资、创业投资、科技贷款等推动技术创新。首批新能源基础设施公募REITs(不动产投资信托基金)上市，盘活企业存量资产，扩大再投资。绿色租赁深度融入新能源装备制造，华夏金融租赁、招商局融资租赁等参与海上风电安装船建造，增强产业链供应链韧性。

　　国家级绿色交易所启动建设，广州期货交易所建设电力期货市场，投融资创新模式助力项目提质增效。产融深度结合对清洁能源有效融通资金并降低负债具有积极的示范作用，也向资本市场提供了支持实体经济的绿色投资新渠道。

　　安全成为贯穿始终的主题

　　国家能源局在全国范围内开展海上风电施工安全专项监管，山东、上海等地出台了海上风电场交通安全管理规定，同时加强发电侧电网侧电化学储能电站安全运行风险监测。《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》要求加强电力系统全过程稳定管理。电力市场化交易聚焦不正当干预行为开展专项整治。

　　2024产业展望“十大研判”

　　增速放缓但仍保持高位

　　在国内利率走低的预期下，新能源产品制造和项目建设的资金成本下降，项目收益率有所提升，开发建设投资热情进一步激发。但受土地资源供给日趋紧张、电网并网消纳难度激增等约束，新能源项目建设速度预计将有所放缓，但仍保持高位。2024年风电光伏发电新增装机容量2亿千瓦以上，光伏发电新增装机容量大幅回调，风电新增装机容量预计可增至8000万千瓦，其中海上风电新增装机容量有望突破1000万千瓦。

　　新能源强制配储要求落地，预计储能新增规模将达到3000万千瓦。随着送端储能、电力输送通道的建设和高耗能产业向清洁能源丰富区部署，风电、光伏利用率将进一步提升，“‘十四五’可再生能源发电量3.3万亿千瓦时、电力总量消纳责任权重33%”的目标有望提前实现。

　　大基地成为主流开发模式

　　2024年，第一批陆上风光大基地推迟完工的项目将全部建成，第二批大基地项目进入投产高峰，第三批大基地项目开始并网，加之分布式光伏建设放缓、分散式风电增量不大，沙漠、戈壁、荒滩和三北地区集中式项目成为陆上风光新增装机容量的主导力量。

　　风光储氢氨醇、主要流域水风光一体化等基地化项目有序规划建设，白城绿色氢醇航油生产基地逐步落地，多能互补基地项目散点分布。海上风电大基地规划有望落地，部分省市延迟竞争配置的海上风电项目将集中释放，单体项目容量增大。

　　农村新增长极加快培育

　　农村分布式新能源发展前景广阔，农村能源建设是社会可持续发展的重要内容，农光互补、渔光一体等新型能源产销模式加快探索。随着农村电网巩固提升、盈利模式更加清晰、收益分配合理共赢，“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”将推动风电、光伏与乡村振兴融合发展。2024年，农村能源革命试点县建设稳妥推进，整县屋顶分布式光伏开发逐步规范，渔光比例等技术标准建立健全，农业电能替代加快推进，新能源电力就地消纳能力将明显提升。

　　“海上风电+”激活蓝色经济

　　中央经济工作会议强调，大力发展海洋经济，建设海洋强国。2024年，海洋油气与海上风电融合发展有望取得实质性进展，海上光伏探索规模化发展，大唐浮式风电与波浪能融合技术研发启动，潮流能、温差能等海洋能技术持续攻关，“海上风电+海洋牧场”“海上风电+氢能”“风光波联合”等模式创新将保持活跃，海上风电与文旅、航运跨产业协同更加深入，海洋能源资源综合高效开发利用形成共识，向海经济贯通海陆，“海上风电+”将成为海洋经济的亮丽名片。

　　储能商业模式更加多元

　　光伏、风电行业企业布局延展进入储能行业，叠加当前低端产能过剩，行业将向高端化、定制化发展，风光储系统集成方案服务逐步成熟。在电力市场建设和电价改革下，储能辅助服务价值进一步得到体现，负荷管理需求上升，用户侧储能迎来发展机遇。2024年，新型储能新增装机容量预计保持2000万千瓦以上，在2500万千瓦左右;抽水蓄能新建与常规水电改建同步推进，累计装机容量或超6000万千瓦;技术路线百花齐放，长时储能更受青睐，飞轮火储、“飞轮+锂电”等技术应用增多，液流电池、钠离子电池等技术持续研发探索应用。

　　生物质能市场需求打开

　　2023年，生物质能政策市场联动，生物质热电联产技术标准发布，国家电投完成首例生物质发电现货交易;推进大型燃煤发电锅炉耦合生物质燃烧技术改造，首例百万千瓦机组掺烧试运项目完成;开展生物柴油推广应用试点示范，计划纳入国家核证自愿减排量(CCER)机制，首船国际航行船舶燃料油加注完成。

　　2024年，生物质清洁供暖因地制宜发展，生物质发电装机容量有望超过5000万千瓦，生物柴油、甲醇、航煤在绿色交通领域的市场需求集中释放，推动生物燃料与生物化工融合发展，绿色认证多点推进，行业或迎来提速发展阶段。

　　产业竞争格局面临重塑

　　风电、光伏、锂电产能逐步过剩，价格屡创新低，利润逼近成本价的市场局面蔓延到风电、锂电，盈利下降影响技术研发再投入，优胜劣汰、破产兼并周期开启。汕头海上风电产业集群、安徽光伏产业集群、三大氢城市群等产业链建设加快推进，企业布局更加合理。融合发展等模式创新对跨产业装备技术转化共用提出新要求，产业协同逐步深入。国家鼓励大基地牵头企业和受端组建联合体，广西、贵州等地的地方政府密集组建省级能源集团参与新能源项目投资开发，项目合作开发模式将更加多样。

　　基础设施建设加速完善

　　新型电力系统建设进入实质阶段，以新能源为主的西电东送通道加快建成，有效满足大基地可再生能源电力大规模、远距离、高效率的输送需求。电力体制改革加速推进，电力现货市场建设全面推进，中长期、现货、辅助服务市场统筹衔接的多层次电力市场进一步完善，绿证和CCER机制更加协调。中国石化纯氢长输管道示范工程纳入“全国一张网”，江苏大丰港国内首个综合性海上风电运维服务基地项目一期逐步建设，产业发展硬件基础更加坚实。

　　循环利用要求趋于严格

　　新能源产业将迎来首次大规模退役潮，废弃处置和废物循环利用成为产业政策重点。2023年，《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》出台，《风电场改造升级和退役管理办法》正式实施。2024年，新能源产业再生资源回收利用体系建设将加快推进，项目开发投资的生命周期后半程因素的决策权重增大。

　　装备出口继续增量提质

　　2023年，光伏产品出口量保持高速增长;东南亚、“一带一路”的风电EPC总包、整机出口增长，大金重工单桩基础、明阳智能风机等开始规模化进入欧美日高端市场，全球超过50%的陆上风电、超过60%的海上风电和超过80%的光伏设备来自中国。

　　2024年，美欧加速本土产业链建设，关税等政策提高出口壁垒，产地销和单打独斗模式难以奏效，国内外利率差较大致使项目投资开发盈利能力增强，装备制造、设计建设、投资开发企业抱团出海有望打开市场并实现进一步增长，其中海上风电或将成为新的增长极。(中国海油集团能源经济研究院研究员 李楠)

　　转自：中国石化报