（一）政策背景

2020年9月22日，習近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上的講話中提到：中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。同年12月12日， 在氣候雄心峰會上的講話中再次強調：到2030年，單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標。2023年碳中和、儲能、光伏和綠色建筑等領域的補貼政策陸續(xù)出臺，旨在推動雙碳工作進展，減少碳排放并促進綠色低碳產業(yè)的快速發(fā)展。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2023年中，我國已陸續(xù)出臺了200多項碳減排項目、儲能、光伏、綠色建筑四大領域的補貼政策，單項補貼金額最高已達到5000萬元。

（二）綠色能源發(fā)展情況

在各項獎補政策背景下，2023年我國新能源發(fā)電裝機規(guī)模實現(xiàn)大幅增長。截至2023年底，全國電力總裝機達到29.2億千瓦，同比增長13.9%。可再生能源累計裝機12.13億千瓦，占總裝機的比重51.9%。其中水電4.2億千瓦，并網風電4.4億千瓦，并網太陽能6.1億千瓦。可再生能源發(fā)電歷史性超過火電裝機，在全球可再生能源發(fā)電總裝機中的比重接近40%。2023年全國新增新能源裝機2.92億千瓦，其中風電7566萬千瓦，太陽能發(fā)電21602萬千瓦。

由上圖可見，風電、光伏的年新增裝機容量從2022年開始進入爆發(fā)式增長階段，特別是光伏新增裝機容量。光伏的爆發(fā)式增長主要得益于2022年國家能源局綜合司印發(fā)的《關于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》（下稱《通知》），提出了明確的量化指標，項目申報試點縣（市、區(qū)）的黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于50%；學校、醫(yī)院、村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于40%；工商業(yè)廠房屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于30%；農村居民屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于 20%。

經過幾年的發(fā)展，截至2023年底我國的電源裝機結構如上圖所示，基本達到傳統(tǒng)能源與綠色能源各占半壁江山的情況。

（三）綠色能源的區(qū)域性特征明顯

風電、水電和光伏項目建設時，受自然條件限制明顯，特別是水電項目，主要集中在黃河、長江的中上游區(qū)域；風電主要集中在內蒙古、新疆、河北、甘肅、山東、 山西、江蘇和河南。相較于水電和風電，光伏的區(qū)域性較弱。因此近年來光伏的發(fā)展遠超風電和水電。

2021年至2023年國家共推動三批風光大基地項目建設，總容量6.05億千瓦左右，其中3.5億千瓦要求在2025年全部前建成投運。截至2023年底：第一批大基地（9705 萬千瓦）全部開工，建成并網7300萬千瓦；第二批大基地 （“十四五”2 億千瓦），部分項目已開工；第三批大基地 （5268萬千瓦）清單已經公布，正在開展前期工作。第二批大基地大部分項目將在2024年建成投運。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2023 年度光伏新增并網規(guī)模21630萬千瓦，其中集中式12001.4萬千瓦、分布式9628.6萬千瓦 （其中戶用4348.3萬千瓦），分布式占比達到44.5%。截至2023年底，全國光伏累計裝機60892萬千瓦，其中集中式35448.1萬千瓦、分布式25443.8萬千瓦（其中戶用11579.7萬千瓦），分布式占比達到41.8%。

二、新能源發(fā)展下的儲能

在傳統(tǒng)能源時代，煤電、燃機的發(fā)電方式可以達成電網穩(wěn)定調節(jié)的需求。但是新能源發(fā)電具有間歇性，隨著風電、光伏項目的日益增多，電力系統(tǒng)對平滑輸出、調峰調頻等電力輔助服務的需求也快速增長。與世界其他國家和地區(qū)相比，我國儲能對新能源裝機容量的比例明顯偏低。

（一）國家政策2021年7月國家發(fā)改委發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確到2025年國內儲能裝機規(guī)模達到30GW以上。此后，國家能源局等多部委印發(fā)多條儲能相關政策，明確儲能市場配置比例，確定“十四五”期間新型儲能發(fā)展實施方案。隨著國家多部委的儲能政策出臺和持續(xù)細化，各地方政府也在積極響應和明確新增發(fā)電項目的強制性配儲要求，配儲比例在5%-10%，配儲時長為2-4小時。

2024年3月18日，國家發(fā)改委網站公布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，自2024年4月1日起施行。該辦法與2016年發(fā)布的《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》相比，不再要求電力企業(yè)全額收購綠電，而是將可再生能源發(fā)電項目上網電量分為保障性收購電量和市場交易電量。新《監(jiān)管辦法》除進一步規(guī)范了電力市場全額保障性收購綠電的行為。還從側面反映出國家要求綠電發(fā)電企業(yè)要加強建設可再生能源發(fā)電項目的配套建設。例如：對光伏和太陽能發(fā)電企業(yè)來說，發(fā)電高峰時間主要集中在上午11點至下午3點之間，如果沒有配套建設儲能設施，那么發(fā)電企業(yè)的市場交易電量電價有可能低于發(fā)電成本價。

（二）儲能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

根據(jù)能量存儲方式的不同，儲能可以分為機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能五大類。通常來說，新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能技術。傳統(tǒng)的抽水蓄能雖起步較早、技術較為成熟，但具有難以克服的劣勢：一方面，抽水蓄能受地理位置及自然條件約束較強，靈活性較低；另一方面，抽水蓄能的響應速度較慢，響應時間較長。因此，伴隨新能源裝機規(guī)模快速擴張，抽水蓄能難以完全滿足調峰調頻需求。在此背景下，以電化學儲能為主的新型儲能近年來快速發(fā)展，裝機占比不斷提高。全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時。2023年新增裝機規(guī)模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年底增長超過 260%，近10倍于“十三五”末裝機規(guī)模。其中新能源配建儲能裝機規(guī)模約1236萬千瓦，主要分布在內蒙古、新疆、甘肅；獨立儲能1539萬千瓦，主要分布在山東、湖南、寧夏；戶用主要分布在廣東、浙江。目前我國儲能市場主要以鋰電子電池儲能為主，約占到了97.4%，其他鉛炭電池儲能、壓縮空氣儲能等合計占2.6%。

三、電力交易市場

（一）國家政策

2017年8月28日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山東、福建、四川等7個地區(qū)作為首批電力現(xiàn)貨市場建設試點。通過試點加快開展電力現(xiàn)貨市場建設，逐步構建中長期交易與現(xiàn)貨交易有機結合、協(xié)調運作的電力市場體系。

2022年1月28日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，提出2025年全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成；2030年全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成的目標。

2023年10月12日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》，推動電力現(xiàn)貨市場正式運行，加快放開各類電源參與電力現(xiàn)貨市場。鼓勵儲能、虛擬電廠等新型主體發(fā)揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。

（二）發(fā)展概況

2017年，電力交易市場以廣東作為起步，以蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區(qū)作為第一批試點，該8個省（區(qū)）總用電量占全國總用電量的41%。計劃2018年底啟動運行，按照成熟一個，啟動一個的原則推進。

2019 年至2023年，新能源項目參與市場化交易比例逐年上升，截至2023年，該比例從11%上升至46%，參加現(xiàn)貨市場比例約10%，預計未來該比例仍會逐步增大。2030年，新能源將全面參與市場交易。

四、2024年新能源從規(guī)模化全面進入高質量發(fā)展階段

習近平總書記在今年中共中央政治局就新能源技術與我國的能源安全進行第十二次集體學習中強調，我國風電、光伏等資源豐富，發(fā)展新能源潛力巨大。經過持續(xù)攻關和積累，我國多項新能源技術和裝備制造水平已全球領先，建成了世界上最大的清潔電力供應體系，新能源汽車、鋰電池和光伏產品還在國際市場上形成了強大的競爭力，新能源發(fā)展已經具備了良好基礎，我國成為世界能源發(fā)展轉型和應對氣候變化的重要推動者。要統(tǒng)籌好

新能源發(fā)展和國家能源安全，堅持規(guī)劃先行、加強頂層設計、搞好統(tǒng)籌兼顧，注意處理好新能源與傳統(tǒng)能源、全局與局部、政府與市場、能源開發(fā)和節(jié)約利用等關系，推動新能源高質量發(fā)展。

（一）新能源行業(yè)增長整體放緩

經過幾年快速發(fā)展，未來新能源行業(yè)增速將放緩，主要體現(xiàn)在新增裝機容量及投資總額兩個方面。

1.新能源新增裝機規(guī)模較2023年小幅降低。

國家能源局2024年能源工作會議提出2024年將新增2億千瓦裝機規(guī)模。根據(jù)相關專業(yè)機構預測，2024年我國新增新能源裝機預計在220GW-260GW。新能源產業(yè)逐漸步入成熟期，市場競爭也更加激烈。

2.新能源新增投資總量較2023年大幅下降。

2023年，全國主要電力企業(yè)電力工程建設完成投資14950億元（2020-2022年，分別為9943億，10481億，12220億），電網投資5275億元（2020-2022年，分別為4699億，4951億，5012億）。電源工程完成投資9675億元，其中新能源完成投資6706億元（2020年-2022年，分別為3236億，3332億，4759億）。2023年由于風機設備、光伏組件設備成本的下降，2023年底相較2023年初，風光建設成本平均下降30%～40%，因此預計2024年，新能源總投資規(guī)模在5000億左右。

（二）大基地依然是集中式項目建設的“主戰(zhàn)場”

2024年1月召開的全國可再生能源建設形勢分析會中已明確指出今年要重點“抓好大型風電光伏發(fā)電基地建設，推動基地項目按期建成投產。”由于受制于“土地”政策的制約，中東部各省下達的保障性項目的落地率不高，山西、江西、湖南、廣西、四川、貴州、云南、陜西等省（區(qū)）累計下發(fā)保障性并網指標17894萬千瓦，但實際實行全容量并網的不超過50%。因此，2024年2億kW的剛性指標大部分還需依托于“沙、戈、荒”基地。

（三）太陽能熱發(fā)電市場挑戰(zhàn)與機遇并

1.市場規(guī)模繼續(xù)增長。截至2023年底，我國在建、擬建光熱發(fā)電項目43個，480萬千瓦（其中2023年新增12個、135萬千瓦），已完成招標項目27個，后續(xù)的16個170萬千瓦將在2024年陸續(xù)開展招標、2025年完成建設。

2.行業(yè)競爭日趨激烈。在2023年已完成招標的27個項目中，我公司僅中標4個EPC，1個設計，占比不到20%。短短一年，國內市場有業(yè)績的設計企業(yè)從原來的3～4家增加至12～13家。

3.利好政策持續(xù)釋放。2023年3月，國家能源局印發(fā)《關于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關事項的通知》，“‘十四五’期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦左右”，光熱發(fā)電迎來高光時刻。

4.應用場景不斷外延。鏡場集熱、熔鹽儲熱不斷擴大發(fā)電的技術外延，在供暖、蒸汽、火電機組靈活性改造等領域的競爭優(yōu)勢日益凸顯。2023年，已有多個利用光熱技術實現(xiàn)了蒸汽供應、稠油加熱，跨季節(jié)儲熱的案例。

（四）電化學儲能、電氫耦合實現(xiàn)大規(guī)模應用和示范

1.新能源高比例接入，加速電力系統(tǒng)轉型。2023年，全國新能源新增裝機293GW，占當年電力新增裝機的81%；新能源累計裝機規(guī)模占電力總裝機的36%。化儲、煤電、水電（含抽蓄）、太陽能熱發(fā)電、新能源制氫等“靈活性調節(jié)資源”成關鍵。

2.新能源消納壓力激增，進一步擴大市場儲能需求。2023年新能源裝機容量相當于2020-2022年裝機容量之和，從公布的2023年新能源利用率的數(shù)據(jù)看，各地區(qū)的風光利用率相比2022年都有不同程度的下降，特別是2023年12月，單月裝機容量超過了8000萬千瓦，疊加2024年預計新增的2億千瓦規(guī)模，勢必造成2024年新能源利用率大幅下降。

3.電池成本持續(xù)下降，為儲能項目上馬提供條件。

鋰電池成本：1200元/kWh

應用場景：價差套利、源側配儲（疊加風機、組件成本見底）

單體規(guī)模：GW級

短期市場：2024年、2025年70-80GWh，投資規(guī)模近千億

4.氫電耦合示范項目建設進程提速。有關機構預測，2024年電解槽招標需求將突破2GW，ALK+PEM趨勢下，PEM市占率將會同比2023年翻倍，但仍以ALK為主流模式。氫儲能領域將有典型項目示范。高能耗場景氫發(fā)電應用示范項目將多點開花（主要在氯堿、焦化領域）。

五、新型電力系統(tǒng)展望

2021年3月15日，習近平總書記在中央財經委員會第九次會議上提出構建新型電力系統(tǒng)，為新時代能源電力發(fā)展指明了科學方向，也為全球電力可持續(xù)發(fā)展提供了中國方案。新型電力系統(tǒng)的四大基本特征：以安全高效作為基本前提，將清潔低碳作為核心目標，柔性靈活作為重要支撐，智慧融合成為基礎保障。

同時新型電力系統(tǒng)要建立四大體系，形成三維支撐。四大體系建設是指電力供應保障支撐體系建設、新能源高效開發(fā)利用體系建設、儲能規(guī)模化布局應用體系建設和電力系統(tǒng)智慧化運行體系建設。形成新型電力系統(tǒng)標準與規(guī)范創(chuàng)新、核心技術與重大裝備應用創(chuàng)新和相關配套政策與體制機制創(chuàng)新的三維支撐。

新型電力系統(tǒng)終極目標是形成發(fā)電、用電及儲能三個維度之間的動態(tài)平衡。發(fā)電端形成多種能源方式并存，協(xié)同互補；通過建立多類型儲能電站，使得用電端達到柔性調節(jié)，綠電優(yōu)先的效果。
綜上，我國能源行業(yè)的未來趨勢主要為“穩(wěn)中求進、以進促穩(wěn)、先立后破”。“穩(wěn)中求進”主要是指保障能源安全和優(yōu)化能源結構。

保障能源安全：在維持現(xiàn)有能源供應穩(wěn)定的基礎上，逐步推進能源結構的優(yōu)化。確保化石能源與非化石能源的協(xié)調互補，保持能源供應的多樣性和穩(wěn)定性，為經濟社會發(fā)展提供堅實的能源保障。2024年計劃新增煤電項目3個，化石能源仍將是未來能源結構中的基礎能源。

優(yōu)化能源結構：在穩(wěn)定傳統(tǒng)能源供應的同時，大力發(fā)展風電、光伏等新能源，推動能源結構從以煤炭為主向清潔低碳方向轉變，提高新能源在能源消費總量中的比重。煤電作為我國最重要、成本較低的支撐調節(jié)電源，國家通過各類政策制度的制定實施（煤電兩部制電價）逐步將煤電從主力向輔助引導。“以進促穩(wěn)”要求以技術創(chuàng)新為驅動，帶動產業(yè)升級轉型。

技術創(chuàng)新驅動：通過技術創(chuàng)新提升能源產業(yè)的整體效率和競爭力，如智能電網、儲能技術、分布式能源等，增強能源系統(tǒng)的靈活性和調節(jié)能力，提高新能源的消納水平。

產業(yè)升級轉型：鼓勵和支持能源企業(yè)進行技術改造和產業(yè)升級，發(fā)展高端裝備制造、新能源材料等新興產業(yè)，推動能源產業(yè)鏈向高端化、智能化、綠色化方向發(fā)展。“先立后破”要求新能源發(fā)展先行，逐步改革傳統(tǒng)能源體系。

新能源發(fā)展先行：在逐步減少對傳統(tǒng)高碳能源依賴的同時，優(yōu)先發(fā)展和布局新能源項目，如大型風電光伏基地、分布式能源、海上風電等，確保新能源的穩(wěn)定供應和有效接入電網。

改革傳統(tǒng)能源體系：在新能源逐步成熟并形成一定規(guī)模后，逐步對傳統(tǒng)能源體系進行改革，如淘汰落后產能、推動煤電機組升級改造、優(yōu)化能源開發(fā)利用模式等，實現(xiàn)能源產業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。

六、租賃公司在新能源領域的業(yè)務方向探討

電力降碳節(jié)能主要通過發(fā)電側、電網側及用戶側來實現(xiàn)。發(fā)電側主要是指大型電力公司建設的光伏電站和儲能項目，電網側是指國家電網、南方電網等國有電網企業(yè)建設的儲能項目。用戶側，是指分布式光伏項目及自用小型儲能項目。光伏電站和儲能項目都是重資產項目，由于前期投資額度比較大，因此需要有很好的融資渠道配合，這就催生了融資租賃的業(yè)務需求，以緩解投資商或運營商的前期資金投入壓力。

自2021年開始，光伏、風電、儲能等新能源租賃項目受到融資租賃公司的熱捧，不少融資租賃公司不斷加大新能源租賃業(yè)務的比重。同時，新能源租賃行業(yè)已經出現(xiàn)了加速分化的趨勢。特別是國有電力企業(yè)旗下的融資租賃公司，已經深耕發(fā)電側及電網側的相關業(yè)務，因此，其他融資租賃企業(yè)想要進入這一領域存在一定難度（不論從規(guī)模還是期限、價格方面都存在較大差距）。

我司作為新入局新能源租賃市場的融資租賃公司，可以從用戶側的分布式光伏和儲能項目入手。光伏項目、儲能項目回收期較長，其中儲能設備的電池壽命在6-8年，光伏電站的壽命可達25年。因此，除了常規(guī)的資產或股權抵質押、第三方擔保等風控手段外，融資租賃公司需設計周密的風險收益測算模型，對投放企業(yè)進行綜合評估。

考慮到我司不可能實時跟進項目，如果出現(xiàn)限電、補貼不及時或突發(fā)政策等極端情況時，原有的風險收益測算模型未必能充分體現(xiàn)整個項目的收益情況。因此我司可以考慮在EPC光伏項目的建設期對電站組件開展直租業(yè)務。光伏電站的建設周期相對較短，建設完成后交付時租賃公司即可退出。儲能項目單個設備投入約為600萬元，且用戶側儲能多為小微企業(yè)，因此若布局該行業(yè)，需配套相應的政策（準入門檻及價格）及測算模型。