近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场。全面入市，是否标志着，内卷是否已成过去式？
政策驱动：市场化改革重塑行业格局
此次政策的核心在于通过价格信号引导资源优化配置，同时建立“多退少补”的差价结算机制，为新能源企业提供收益托底。具体来看：
①电价形成机制转型：新能源上网电价由固定补贴转向市场交易，通过现货与中长期市场“双轨并行”，允许电价在工商业尖峰电价与成本收益之间浮动。例如，光伏午间出力高峰时段可能面临电价低谷，而晚高峰电价较高时段则需依赖储能或需求侧响应优化收益。
②分类施策保障平稳过渡：存量项目（2025年6月1日前投产）维持现行电价机制，新增项目通过竞价确定机制电价，既保障存量收益稳定，又促进增量项目充分竞争。
③系统成本分摊合理化：新能源需公平承担电力系统调节成本，推动火电灵活性改造、储能及虚拟电厂等灵活性资源发展。
这一系列政策被视为新能源行业从“政策温室”迈向市场化竞争的关键转折，但同时也引发市场对行业“内卷”是否终结的讨论。
行业发展：从量变到质变的转型阵痛
当前新能源行业呈现“装机高增与收益承压”并存的矛盾局面：
①装机规模跨越式增长：截至2024年底，我国新能源装机达14.1亿千瓦，占电力总装机的40%以上，超越煤电成为第一大电源。然而，传统计划定价模式难以适应高比例新能源消纳需求，部分区域弃风弃光率反弹。
②市场化倒逼技术升级：低价竞争倒逼企业降本增效。以光伏为例，2024年组件价格同比下跌超50%，PERC电池效率逼近理论极限，N型TOPCon、HJT等高效技术加速渗透。风电领域，15MW大型机组商业化推动海上风电成本下降30%。
③商业模式创新涌现：绿电交易分离电能量与绿证价格，推动新能源企业从“度电补贴”转向“环境溢价+市场收益”双轮驱动。例如，三峡能源2024年绿电交易占比提升至25%，度电溢价达0.03-0.05元。
然而，行业仍面临两大隐忧：一是产能过剩导致价格战，2024年光伏行业亏损企业占比达35%，储能电芯价格跌破0.3元/Wh；二是系统成本显性化，新能源需分摊的调节成本占总成本比例从15%升至30%。
企业诉求：龙头公司的战略分化
从财报数据看，新能源企业正通过差异化策略应对市场化挑战：
①三峡能源（600905）：规模化优势与绿氢布局
核心数据：2024年前三季度营收101.66亿元，净利润14.13亿元，毛利率31.67%。风电、光伏贡献近80%毛利，但电价下行导致营收同比降7.77%。
战略亮点：依托长江电力协同消纳，加码大安风光制绿氨项目，年制绿氢3.2万吨，探索“绿电-绿氢-绿氨”全链条商业化。
②龙源电力（001289）：海陆并举与海外突围
核心数据：2024年净利润51亿元，同比降12%，海上风电毛利率达55%，陆上风电因竞价压力降至48%。
战略亮点：重点布局欧洲海上风电，中标英国1.2GW项目，通过“设备+EPC”模式规避贸易壁垒。
③吉电股份（000875）：火电转型与氢能突围
核心数据：清洁能源装机占比75%，2024年定增募资加码绿氢，投建3.2万吨/年制氢项目。
战略亮点：依托国电投集团资源，探索“风光储氢”一体化，氢能业务2025年预计贡献营收20%。
④阳光电源（300274）：储能与数字化破局
核心数据：2024年储能系统出货量35GWh，市占率全球第一，但毛利率受价格战拖累降至18%。
战略亮点：推出“光储充”智能微电网解决方案，AI预测算法提升运维效率30%。
市场反馈：价格机制与资本流向的博弈
市场化改革对产业链各环节产生深远影响：
①价格信号引导投资：现货市场限价放宽后，山西、蒙西等区域峰谷价差扩大至0.8元/kWh，刺激工商业储能装机同比增长136%。
②资本向头部集中：2024年新能源行业私募融资额同比增长40%，但70%资金流向TOP10企业，钙钛矿、氢能等前沿领域受青睐。
③用户侧成本分化：工商业用户电价与新能源市场价格联动，山东、江苏等供需宽松区域电价下降5%，而广东、浙江因调节成本增加面临涨价压力。
内卷是否终结？
综合政策、行业与企业表现，新能源行业的“内卷”呈现三大趋势：
①从无序价格战转向技术竞争：低价倾销空间被差价结算机制压缩，企业转向钙钛矿、固态电池等下一代技术研发。例如，隆基绿能2024年研发投入占比升至7%，较2021年提升3pct。
②从单一产品竞争转向生态协同：“新能源+储能+氢能”模式成为主流，阳光电源与宁德时代合资建设50GWh储能产业园，实现产业链垂直整合。
③从国内市场转向全球规则博弈：欧盟《强迫劳动产品条例》、美国《通胀削减法案》倒逼企业构建“法域适配型”合规体系，天元律所协助龙源电力建立跨国合规框架。
然而，完全告别“内卷”仍需时间。当前行业仍处产能出清阶段，预计2025-2027年光伏、风电产能利用率将回升至75%以上，具备技术、资金、合规优势的龙头企业将主导新一轮整合。
市场化是解药，但非万能药
新能源发电全面入市标志着行业从政策驱动转向市场驱动，但市场化并非消除内卷的终极答案。真正的破局之道在于：
政策协同：绿证、碳市场与电力市场机制需打通，避免新能源企业重复承担环境成本。
技术创新：2025-2030年钙钛矿、海上风电制氢等颠覆性技术商业化将重塑竞争格局。
全球化布局：东南亚、中东等新兴市场贡献2024年海外装机增量的60%，成为缓解国内内卷的新蓝海。
唯有通过“政策引导+技术突破+生态重构”的组合拳，新能源行业才能真正跨越内卷，迈向高质量发展。
参考：经济日报：《新能源发电全面入市，将带来这些变化→》；中国环境：《新能源发电全面入市会带来哪些深远影响？》；久紫文化：《新能源发电全面入市》；售电阿董：《发改136号文，对新能源及电力市场的影响》；中国银河证券研究：《公司深度丨吉电股份 (000875)：国电投绿色氢基能源平台，绿电绿氢协同发展》；华夏能源网：《新能源行业拐点来临，反“内卷”还需全产业链同频共振》；中国电力企业管理：《【纵横】新形势下新能源如何迎战电力市场》
原文标题 : 资本 | 新能源发电全面入市，内卷是否已成过去式？
近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场。全面入市，是否标志着，内卷是否已成过去式？
政策驱动：市场化改革重塑行业格局
此次政策的核心在于通过价格信号引导资源优化配置，同时建立“多退少补”的差价结算机制，为新能源企业提供收益托底。具体来看：
①电价形成机制转型：新能源上网电价由固定补贴转向市场交易，通过现货与中长期市场“双轨并行”，允许电价在工商业尖峰电价与成本收益之间浮动。例如，光伏午间出力高峰时段可能面临电价低谷，而晚高峰电价较高时段则需依赖储能或需求侧响应优化收益。
②分类施策保障平稳过渡：存量项目（2025年6月1日前投产）维持现行电价机制，新增项目通过竞价确定机制电价，既保障存量收益稳定，又促进增量项目充分竞争。
③系统成本分摊合理化：新能源需公平承担电力系统调节成本，推动火电灵活性改造、储能及虚拟电厂等灵活性资源发展。
这一系列政策被视为新能源行业从“政策温室”迈向市场化竞争的关键转折，但同时也引发市场对行业“内卷”是否终结的讨论。
行业发展：从量变到质变的转型阵痛
当前新能源行业呈现“装机高增与收益承压”并存的矛盾局面：
①装机规模跨越式增长：截至2024年底，我国新能源装机达14.1亿千瓦，占电力总装机的40%以上，超越煤电成为第一大电源。然而，传统计划定价模式难以适应高比例新能源消纳需求，部分区域弃风弃光率反弹。
②市场化倒逼技术升级：低价竞争倒逼企业降本增效。以光伏为例，2024年组件价格同比下跌超50%，PERC电池效率逼近理论极限，N型TOPCon、HJT等高效技术加速渗透。风电领域，15MW大型机组商业化推动海上风电成本下降30%。
③商业模式创新涌现：绿电交易分离电能量与绿证价格，推动新能源企业从“度电补贴”转向“环境溢价+市场收益”双轮驱动。例如，三峡能源2024年绿电交易占比提升至25%，度电溢价达0.03-0.05元。
然而，行业仍面临两大隐忧：一是产能过剩导致价格战，2024年光伏行业亏损企业占比达35%，储能电芯价格跌破0.3元/Wh；二是系统成本显性化，新能源需分摊的调节成本占总成本比例从15%升至30%。
企业诉求：龙头公司的战略分化
从财报数据看，新能源企业正通过差异化策略应对市场化挑战：
①三峡能源（600905）：规模化优势与绿氢布局
核心数据：2024年前三季度营收101.66亿元，净利润14.13亿元，毛利率31.67%。风电、光伏贡献近80%毛利，但电价下行导致营收同比降7.77%。
战略亮点：依托长江电力协同消纳，加码大安风光制绿氨项目，年制绿氢3.2万吨，探索“绿电-绿氢-绿氨”全链条商业化。
②龙源电力（001289）：海陆并举与海外突围
核心数据：2024年净利润51亿元，同比降12%，海上风电毛利率达55%，陆上风电因竞价压力降至48%。
战略亮点：重点布局欧洲海上风电，中标英国1.2GW项目，通过“设备+EPC”模式规避贸易壁垒。
③吉电股份（000875）：火电转型与氢能突围
核心数据：清洁能源装机占比75%，2024年定增募资加码绿氢，投建3.2万吨/年制氢项目。
战略亮点：依托国电投集团资源，探索“风光储氢”一体化，氢能业务2025年预计贡献营收20%。
④阳光电源（300274）：储能与数字化破局
核心数据：2024年储能系统出货量35GWh，市占率全球第一，但毛利率受价格战拖累降至18%。
战略亮点：推出“光储充”智能微电网解决方案，AI预测算法提升运维效率30%。
市场反馈：价格机制与资本流向的博弈
市场化改革对产业链各环节产生深远影响：
①价格信号引导投资：现货市场限价放宽后，山西、蒙西等区域峰谷价差扩大至0.8元/kWh，刺激工商业储能装机同比增长136%。
②资本向头部集中：2024年新能源行业私募融资额同比增长40%，但70%资金流向TOP10企业，钙钛矿、氢能等前沿领域受青睐。
③用户侧成本分化：工商业用户电价与新能源市场价格联动，山东、江苏等供需宽松区域电价下降5%，而广东、浙江因调节成本增加面临涨价压力。
内卷是否终结？
综合政策、行业与企业表现，新能源行业的“内卷”呈现三大趋势：
①从无序价格战转向技术竞争：低价倾销空间被差价结算机制压缩，企业转向钙钛矿、固态电池等下一代技术研发。例如，隆基绿能2024年研发投入占比升至7%，较2021年提升3pct。
②从单一产品竞争转向生态协同：“新能源+储能+氢能”模式成为主流，阳光电源与宁德时代合资建设50GWh储能产业园，实现产业链垂直整合。
③从国内市场转向全球规则博弈：欧盟《强迫劳动产品条例》、美国《通胀削减法案》倒逼企业构建“法域适配型”合规体系，天元律所协助龙源电力建立跨国合规框架。
然而，完全告别“内卷”仍需时间。当前行业仍处产能出清阶段，预计2025-2027年光伏、风电产能利用率将回升至75%以上，具备技术、资金、合规优势的龙头企业将主导新一轮整合。
市场化是解药，但非万能药
新能源发电全面入市标志着行业从政策驱动转向市场驱动，但市场化并非消除内卷的终极答案。真正的破局之道在于：
政策协同：绿证、碳市场与电力市场机制需打通，避免新能源企业重复承担环境成本。
技术创新：2025-2030年钙钛矿、海上风电制氢等颠覆性技术商业化将重塑竞争格局。
全球化布局：东南亚、中东等新兴市场贡献2024年海外装机增量的60%，成为缓解国内内卷的新蓝海。
唯有通过“政策引导+技术突破+生态重构”的组合拳，新能源行业才能真正跨越内卷，迈向高质量发展。
参考：经济日报：《新能源发电全面入市，将带来这些变化→》；中国环境：《新能源发电全面入市会带来哪些深远影响？》；久紫文化：《新能源发电全面入市》；售电阿董：《发改136号文，对新能源及电力市场的影响》；中国银河证券研究：《公司深度丨吉电股份 (000875)：国电投绿色氢基能源平台，绿电绿氢协同发展》；华夏能源网：《新能源行业拐点来临，反“内卷”还需全产业链同频共振》；中国电力企业管理：《【纵横】新形势下新能源如何迎战电力市场》
原文标题 : 资本 | 新能源发电全面入市，内卷是否已成过去式？
