新能源装机增长迎来拐点，储能发展道路明朗

新能源装机增长迎来拐点，储能发展道路明朗 强于大市（维持评级） 136号文承接方案出台，新能源装机增长迎来拐点。2025年上半年，全国新增发电装机2.93亿千瓦，同比大增1.405亿千瓦。其中风电、太阳能发电新增5139万千瓦、21221万千瓦，同比分别增98.9%、107.1%，累计装机近乎翻倍，占去年全年新增量的64.4%、76.6%。受成本下降、政策退坡等影响，3—5月出现新能源抢装潮，呈现“二季度爆发，5月冲顶，6月回落”特征。国家能源局两政策以“430”“531”为节点，推动行业从“政策依赖”转向“市场驱动”。多省份已出台承接文件，明确存量与增量项目细则，未来风光装机增量取决于电力市场成熟度与消纳能力。 作者 分析师于 夕朦执业证书编号：S1070520030003邮箱：yuximeng@cgws.com 分析师何 郭香池执业证书编号：S1070523110002邮箱：hgxc@cgws.com 重视调节性电源价值，储能发展道路明朗。2025年成为储能行业价值重构元年，核心驱动力源于政策与市场双重变革。甘肃、广东率先推出差异化容量电价机制：甘肃首创省级容量电价，赋予煤电及电网侧储能（330元/千瓦/年）与火电同等主体地位；广东则上调煤电/气电容量电价（165-396元/千瓦/年），强化传统电源调节功能。两地政策共同凸显调节性电源价值，推动能源系统向“新能源与调节电源协同”转型。2024年底新型储能装机达7376万千瓦（较2023年增130%），2025年上半年增至9491万千瓦。同时，利用效率显著提升，2024年等效利用小时数达911小时（同比+300小时），独立/共享储能超995小时，印证储能从“政策依赖”迈向市场化竞争力阶段。 分析师范 杨春晓执业证书编号：S1070521050001邮箱：fycx@cgws.com 分析师杨 天放执业证书编号：S1070524080003邮箱：yangtianfang@cgws.com 分析师张 靖苗执业证书编号：S1070524070005邮箱：zhjingmiao@cgws.com 风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、来水/风不及预期、市场电价不及预期。 相关研究 1、《行业周报（7.21-7.27）：辽宁发布136号文承接方案，中国聚变能源公司成立》2025-07-282、《行业周报（7.14-7.20）：雅鲁藏布江下游水电工程开工，6月全国用电量同比+5.4%》2025-07-233、《甘肃首创“火储同补”容量电价机制？？，确立系统调节性电源价值》2025-07-17 内容目录 1.136号文承接方案出台，新能源装机增长迎来拐点.............................................................................................32.重视调节性电源价值，储能发展道路明朗..........................................................................................................5风险提示..............................................................................................................................................................7 图表目录 图表1：2024-2025年1-6月单月风电、光伏新增装机量（万千瓦）...................................................................3图表2：截至2025年7月31日，各省出台“136”号文承接文件汇总...............................................................4图表3：“十四五”以来我国新型储能装机规模情况...........................................................................................6图表4：2024年全国新型储能装机分布情况.......................................................................................................6图表5：重点省份新型储能利用情况（单位：小时）...........................................................................................6 1.136号文承接方案出台，新能源装机增长迎来拐点 2025年7月23日，国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据，新增发电装机量2.93亿千瓦，较去年同比增加1.405亿千瓦，其中，水电增加393万千瓦（yoy+106万千瓦）、火电新增2578万千瓦（yoy+753万千瓦）、风电新增5139万千瓦（yoy+2555万千瓦）、太阳能发电新增21221万千瓦（yoy+10973万千瓦）。受上游产业链成本下降、保障性政策退坡和市场化等多重因素影响，今年3-5月迎来新能源抢装潮，2025年上半年风电、光伏装机量分别同比增长98.9%、107.1%，累计装机量较去年同期基本翻倍，占2024年风电、光伏全年新增装机量的64.4%、76.6%。 2025年1月，国家能源局陆续印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》、《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》，明确政策节点“430”和“531”为工商业分布式光伏消纳保障及全部进入市场的截止时点，直接促进发电企业在5月前抢装并网，呈现“二季度增长爆发，5月冲顶、6月回落”的特征：光伏装机1-2月同比增长7.5%、5月同比增长388%、6月增速骤降为-38.4%；风电1-3月同比增速为负，4-5月同比增速暴涨299%→800.2%，6月增速回落为-15.9%。 资料来源：国家能源局，长城证券产业金融研究院 从政策逻辑看，两个政策都将新能源收益锚定市场供需而非行政定价，通过“430”和“531”节点加速存量项目并网，又为增量项目监理市场化缓冲带—136号文明确的“机制电价”与现货市场联动，既避免价格无序波动，又倒逼企业提升技术竞争力，虽然可以为项目收益提供托底，但也通过限制溢价空间重塑行业利润模型，本质是将行业从“政策依赖”推向“市场驱动”，迫使企业从“规模扩张”转向“效率提升”，未来风光装机增量将更多取决于电力市场成熟度与用户侧消纳能力。 截至2025年7月31日，多省份出台“136号文”承接文件，围绕存量与增量项目机制电价、电量比例及执行期限等明确细则。针对存量项目，山东、广西、内蒙古、新疆、湖南、陕西、辽宁、宁夏地区的机制电价与当地燃煤标杆水平保持一致，基本延续2022年平价入市政策；在机制电量规模部分，针对不同类型的存量项目设定不同的纳入比例标准。针对增量项目，部分省份给出较为明确的2025年竞价区，且竞价上限并不一定为省燃煤标杆电价，其中湖南新增项目机制电价竞价区间在0.26~0.37元/千瓦时，低于湖南0.45元/千瓦时的燃煤标杆电价。机制电价和电量规模每年会通过竞价形成以及动 态调整，电力市场成熟且新能源渗透率高的地区，例如蒙东、蒙西，暂不安排机制电量，后续视消纳责任权重等因素动态调整。 2.重视调节性电源价值，储能发展道路明朗 各省持续落实136号文政策，叠加2025年6月新能源装机量环比骤降以及上游设备成本下降放缓的现状，促使光伏产业链在反内卷进程中加速产能更新，这一系列变化共同昭示着新能源行业正迎来关键拐点。2025年7月，甘肃与广东两地率先出台了针对燃煤、燃气（广东）及储能（甘肃）的差异化容量电价政策，从制度层面为能源结构转型注入强劲动力。这些政策的核心在于明确赋予调节性电源容量价值，以满足新能源渗透率持续提升所必需的消纳保障需求，从而进一步强化其在电力系统中的关键支撑作用。 7月15日，甘肃省发改委发布的《建立发电侧容量电价机制的通知》，开创性地成为国内首个省级容量电价机制。该政策对煤电机组及电网侧新型储能提供容量电价支持，标准暂定为330元/千瓦/年，执行期限为2年，自2026年1月1日起实施；执行期满后将依据市场运行和机组成本等因素重新测算并动态调整。此举标志着储能首次获得与火电同等的系统容量补偿和市场主体地位。 7月29日，广东省发改委发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》，提升了煤电与燃气机组的容量电价标准：广东省煤电机组容量电价从110元/千瓦/年上调至165元/千瓦/年，自2026年1月1日起执行；燃气机组则依据机组类型分级，容量电价范围设定为165~396元/千瓦/年，并自2025年8月1日起实施。随着新能源项目全面参与电力市场交易，煤电和气电机组正加速向基础保障性与系统调节性电源并重转型，其支撑调节作用愈发凸显。 两地政策目标一致，均为重视调节性电源的价值，但具体侧重与覆盖范围各有特色。甘肃依托其风光资源禀赋，政策中对燃煤机组和电网侧新型储能的容量电价设置更强调与新能源基地的配套协同，鼓励煤电灵活性改造并赋予储能主体地位以匹配风光发电的间歇性特征。广东则结合其负荷中心特性，政策聚焦于提升煤电和燃气机组的容量电价，旨在强化其在电力系统中的基础保障与调节能力。这种差异化的实践殊途同归：既为传统电源转型提供了清晰的可持续盈利导向，也为新型调节资源（如甘肃的储能）开辟了明确的收益路径。两地“保障新能源消纳+激活调节资源价值”的双重政策导向，不仅将推动区域电力系统由“新能源主导”向“新能源与调节性电源协同共治”升级，更有望为全国容量电价政策的完善提供可复制的宝贵样本，从而加速新能源行业整体从单纯规模扩张向规模与质量效益并重的新阶段跨越。 7月31日，国家能源局新闻发布会上发布《中国新型储能发展报告（2025）》。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%，全年新增新型储能装机4237万千瓦/1.01亿千瓦时。全国新型储能平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时，“十四五”以来储能时长呈上升趋势。 华北、西北为新型储能装机规模较大地区，装机规模分别为2224万千瓦/4942万千瓦时、1871万千瓦/5201万千瓦时，装机合计约占全国55.5%。华东、华中、南方、东北地区装机占比分别为16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，华东地区占比较2023年底提升8.6个百分点。 从主要场景看，独立储能、共享储能主要分布在华东、华中地区，占比分别约68%、60%，发挥支撑电力供应和提升电力系统调节能力作用。新能源配建储能主要分布在西北、华北地区，装机占比均超过50%，有效促进大规模新能源开发消纳。 资料来源：《中国新型储能发展报告2025》，长城证券产业金融研究院 调用情况来看，2024年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，年均等效利用小时数911小时，比2023年提升约300小时；年均等效充放电次数221次，比2023年提升约59次。浙江、江苏、重庆、新疆、广东、西藏、湖北、宁夏等省（区）年均等效利用小时数达到1000小时以上。独立储能和共享储能发挥重要调节作用，年均等效利用小时数995小时，比2023年提高约315小时；年均等效充放电次数248次，比2023年提高约76次。 资料来源：《中国新型储能发展报告2025》，长城证券产业金融研究院 根据国