新能源装机增长迎来拐点，储能发展道路明朗

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，同比增1.405亿千瓦，其中风电、光伏新增装机量分别同比增长98.9%（5139万千瓦）和107.1%（21221万千瓦），累计装机量近乎翻倍，占2024年新增量的64.4%和76.6%。
• 3-5月新能源抢装潮呈现“二季度爆发、5月冲顶、6月回落”特征，受政策退坡（“430”和“531”节点）及成本下降影响。国家能源局政策推动行业从“政策依赖”转向“市场驱动”。
• 多省份出台承接文件，明确存量项目机制电价与当地燃煤标杆电价一致，增量项目通过竞价形成机制电价，电力市场成熟度与消纳能力成为未来装机增量的关键。

重视调节性电源价值，储能发展道路明朗

• 甘肃首创省级容量电价机制，赋予煤电及电网侧储能（330元/千瓦/年）与火电同等主体地位；广东上调煤电/气电容量电价（165-396元/千瓦/年），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（同比增长130%），2025年上半年增至9491万千瓦，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。
• 华北、西北地区储能装机规模占比超55%，独立/共享储能主要分布在华东、华中，新能源配建储能集中在西北、华北。

研究结论

• 新能源装机增长进入拐点，未来增量取决于电力市场成熟度与消纳能力，行业从“规模扩张”转向“效率提升”。
• 储能行业价值重构元年，政策与市场双重变革推动调节性电源价值凸显，储能装机与调用效率显著提升，迈向市场化竞争阶段。
• 两地差异化容量电价政策为全国容量电价机制完善提供样本，加速新能源行业从规模扩张向规模与质量效益并重转型。

风险提示
宏观经济下行、政策执行不及预期、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。