2023年中国发电行业上下游产业链市场全景分析及市场盈利能力可行性研究预测

1、风力发电技术：我国风电并网装机总量及新增装机量连续多年位居全球第一，风力发电目前的技术主要体现在风机规模、机组技术和风机控制。

从风机规模方面，风电开发进入大型机组时代，机组功率、叶片大小、风塔高度均呈现不同程度的上升，中国风能协会统计数据显示，2021年我国新增装机的风电机组平均单机容量为3.51MW，相比2011年增长超过120%,其中新增陆上风电机组平均单机容量由1.5MW提升至3.1MW，海上风电机组平均单机容量由2.7MW提升至5.6MW。未来，风机规模将会进一步上升。

从机组技术方面，目前风电机组技术主要有三种，分别为双馈机组、直驱机组与半直驱机组。双馈机组技术难度小但故障点多需要经常维护；直驱机组技术难度大重量大，但无齿轮箱，故障少，维护较为容易；半直驱技术难度大，齿轮箱与发电机集成安装不可拆，可维护性差，维护量少，与双馈和直驱相比，半直驱是折中的方案，齿轮箱制造难度较双馈低，发电机制造难度较直驱低。直驱与半直驱技术将是未来风电机组发展的主流方向。

在风机控制方面，优化风电机组运行的关键在于风力发电控制技术和控制系统的发展。目前，先进的计算机技术与控制技术已逐渐在风电领域得到应用，风电控制技术因此发展迅速。控制方式从定桨距失速控制向变桨变速恒频控制方向发展，向智能型控制方向发展。

中金企信国际咨询公布的《2023-2029年风力发电市场发展战略研究及投资前景可行性评估预测报告》

2、太阳能光伏发电技术：我国太阳能光伏制造业处于世界领先水平，尤其是光伏组件制造成本方面在世界范围内竞争优势明显。太阳能光伏发电技术主要体现在以下4个方面：光伏硅片向大尺寸薄片化发展；电池技术从P型向N型发展；电池材料从多晶向单晶发展；电池组件从单面向双面发展。从硅片方面，主流硅片尺寸从158.75mm提升到166mm后，182mm和210mm产品也已经开始量产，且薄片化是硅片的另一发展趋势，硅片厚度对电池片的自动化、良率、转换效率均有影响，相同面积下，硅片越薄，每瓦硅耗越低。

从电池技术方面，虽然当前主流的电池技术为P型单晶硅PERC电池，但该电池理论转换效率极限为24.5%，未来很难再有大幅度的提升。根据中金企信研究数据显示，2030年N型电池理论转换效率将达到约26%，因此N型电池转换效率优势明显。N型电池包括TOP Con、HIT、HJT等类型，其中TOP Con与PERC电池设备兼容性大，不需要新建产线，从而可以快速替代PERC技术；HIT、HJT电池工艺流程更为简洁且理论转换效率较高，但其与PERC电池设备兼容性小，产线具有很大的独立性，因此发展更依赖产能的扩大。

从电池材料方面，单晶硅价格更高，但其光电转换效率更高且使用寿命更长，多晶硅虽然价格较为便宜但光电转换效率低且使用寿命短于单晶硅。综合来看，单晶硅的性价比更高。

从光伏电池组件方面，双面光伏板正反两面都是用透明原材料（夹层玻璃或是透明背板）封装而成，除去正面正常发电外，其反面也可以接受来源于自然环境的散射光和反射光用于发电，因而拥有更高的综合性发电效率。双面光伏板虽然价格更高，但发电效率的提升弥补了成本的增加，在性价比方面更有优势。

中金企信国际咨询公布的《太阳能光伏发电产业发展前景及供需格局预测报告（2023版）》

3、智能化运营管理技术：新能源发电场（站）朝着远程集中监控和智能化运营方向发展。通过新能源区域远程集控中心，借助人工智能、数据挖掘等技术，实现设备状态智能监测与感知、智能评价、设备故障智能诊断及预警远程专家支持等。随着无人值守运营管理的创新与运用，加大新技术、新设备运用于检修工作，充分利用无人机、机器人进行巡视、自动清扫等，未来智能化运营管理技术将减少成本提高运营效率。

4、行业利润水平分析：新能源发电行业利润水平主要受到上游设备制造及工程建设成本，下游上网电价、用电量的影响。

（1）上游设备制造及工程建设价格对行业利润的影响：新能源发电行业中风机设备、光伏电池和组件设备的采购成本占电场（站）全部投资比重最大，故风机设备、光伏电池和组件设备的价格变动将直接影响未来总建设成本，而新能源发电行业的营业成本主要为风电和太阳能光伏发电站的固定资产折旧费用，进而其价格变动将影响行业成本及利润水平。

近年来，风机和光伏组件设备制造技术不断提升，同时国家发展改革委和国家能源局出台了一系列促进风电和太阳能发电行业发展的配套政策，都有助于风电和太阳能发电行业持续降本提效，风机和光伏组件价格整体呈下降趋势。在过去近20年来，风电机组单位价格下降幅度约为70%，风电场造价降幅达到50%；根据Wind数据显示，晶硅光伏组件现货价格（周平均）由2012年初的0.95美元/瓦下降至2022年末的0.20美元/瓦，降幅达78.95%。风机和光伏组件设备的价格下降有利于降低新建项目的建设成本，提升行业整体利润水平。

（2）上网电价对行业利润的影响：根据国家发展改革委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）规定，2020年陆上风电Ⅰ-Ⅳ类风资源区、海上风电指导价分别为0.34元/千瓦时（含税、下同）、0.39元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.52元/千瓦时、0.75元/千瓦时，较2019年指导价基础均下调0.05元/千瓦时。

根据国家发展改革委《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号）规定，2020年将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元、0.40元、0.49元，较2019年指导价分别下调0.05元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.06元/千瓦时。

根据国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）规定，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现风力发电、太阳能发电的绿色电力价值。随着风电和太阳能光伏上网指导电价调低，以及新能源新项目平价上网，新能源发电行业未来新建项目的收入会有所降低。

（3）用电量对行业利润的影响：电力是国民经济的重要基础产业，自“十三五”以来，新常态经济结构调整效益逐步显现，使得改革红利、发展动力不断释放，我国整体GDP亦呈现逐年稳步上升的态势，电力需求与之同步实现稳定增长。2022年，国家能源局发布数据显示，我国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。根据中电联预测，2025年我国全社会用电量预计为9.5万亿千瓦时，2030年为11.3万亿千瓦时。结合国家电网及南方电网发布的规划，预计“十四五”期间我国年均电能替代量保持在1,500-2,000亿千瓦时左右，将持续抬高电力消费，推升我国2025年终端电气化率至30-31%。全社会用电量需求的增加有利于提升电力行业整体收入和利润水平。

（4）发电量对行业利润的影响：自“双碳”政策宣布以来，深入贯彻习近平总书记关于能源安全新战略的重要论述并构建新型电力系统成为能源工作重点，2022年我国风电、太阳能光伏发电量占全社会用电量13.8%。2021年，国家能源局发布《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号），从强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制、建立并网多元保障机制等各方面持续推动风电、太阳能光伏发电高质量发展，坚持落实“双碳”目标，要求全国风电、太阳能光伏发电发电量占全社会用电量的比重逐年提高，确保2025年非化石能源消费比重达到20%左右。新能源发电量占全部电源发电量比重的提升空间广阔，有利于提升新能源发电行业整体收入和利润水平。

中金企信国际咨询公布的《2023-2029年新型电力系统行业专项深度调研及投资规划指导可行性预测报告》

5、电力行业现状分析：电力行业是现代经济发展的基础，为国民经济的发展提供能源供给和动力支持。工业生产和居民日常生活均离不开电力，电力行业在我国国民经济中属于关乎国计民生的重要支柱产业，也是我国经济发展战略优先发展的重点领域。

（1）电力需求方面，新兴产业以及“两新一重”建设带来用电需求持续增加：2011-2022年，我国全社会用电量从46,928亿千瓦时增长到86,372亿千瓦时，年均复合增长率为5.70%，增长主要原因一方面系我国经济的稳步发展，另一方面系经济结构转型升级下以高技术装备制造业、信息传输和互联网服务业为代表的新兴产业快速发展对用电量需求的增加。

随着经济从“高速发展阶段”转向“高质量发展阶段”，新兴产业的产值规模持续增加，以5G应用，充电桩，新能源汽车等在内的“新型基础设施建设”和“新型城镇化建设”以及“加强交通、水利等重大工程建设”（即“两新一重”）将带来用电量的持续需求。同时，半导体行业的蓬勃发展，钢铁行业的产能转型，都将在未来对我国全社会用电量增长形成强有力的支撑与带动。

根据中电联预测，2025年我国全社会用电量预计为9.5万亿千瓦时，2030年为11.3万亿千瓦时，预计“十四五”“十五五”期间，我国全社会用电量年均增速分别为4.8%、3.6%。

2011-2022年中国全社会用电量现状分析

          数据整理：中金企信国际咨询

（2）电力供给方面，新能源装机规模增长迅速：2011-2022年，我国发电量从47,306亿千瓦时增长到83,886亿千瓦时，年均复合增长率为5.35%，其中2011年至2021年新能源发电量从1,980亿千瓦时增长到12,319亿千瓦时，年均复合增长率为20.06%，我国风电发电量从740.55亿千瓦时增长到6,556亿千瓦时，年均复合增长率为24.37%，太阳能发电量从6.05亿千瓦时增长到3,270亿千瓦时，年均复合增长率为87.62%。

从电力供给结构看，虽然我国目前以火电和水电为主，但新能源装机规模增长迅速，我国风电发电装机容量从2011年的4,623万千瓦增长到2022年的36,544万千瓦，太阳能发电装机容量从2011年的212万千瓦增长到2022年的39,261万千瓦，预计到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，年复合增长率为7.33%。

（3）全球碳中和浪潮下，新能源将是能源供给的主力军：根据国际能源署（IEA）《世界能源展望2022》，新能源仍将是未来发电装机容量增长最快的电源类型，全球新能源发电市场将保持快速发展，并逐渐取代燃煤机组成为主体发电电源，预计2021-2050年风电、光伏发电装机容量年均增速分别为8%、5%，2030年、2040年及2050年新能源装机容量分别为4,850GW、8,426GW及11,028GW，2050年全球新能源装机容量占比将达到56%，发电量占比将达到46%。

根据我国“双碳”目标，2060年我国非化石能源消费比重预计将达到80%，较2021年底的16.52%有飞跃式提高，新能源将成为能源供给的主力军。新能源是我国实现能源转型和“双碳”目标的重要力量，未来将以更快速度、更大规模实现跨越式发展。

（4）新型电力系统特点：新型电力系统需提供灵活调节能力高效消纳新能源，保障能源和电力供应安全，五大基本特征是清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动。新型电力系统的“新”主要表现为以下四个方面：

第一、电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控性出力的新能源发电装机占主导转变；第二、负荷特性由传统的刚性，纯消费性向柔性、生产与消费兼具型改变；第三、电网形态方面，传统电力系统是单向逐级输电为主，新型的包括交直流混联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网；第四、运行特性的转变，传统电网是由“源随荷动”的实时平衡模式，大电网一体化控制模式。新型电力系统是向“源网荷储”协同互动的非完全实时平衡模式，大电网与微电网协同控制模式转变。

因此，新型电力系统实际上是我国传统电力系统在供给侧、用电侧、电网侧以及全系统的全面升级。新型电力系统是要建立“源网荷储”的运作模式，即电源、电网、负荷、储能各环节协调互动，实现安全稳定的运行。

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