经历了2023年的奇迹之年，行业对2024年新能源装机能否持续增长倍感忧心，行业加剧内卷的“大劫局”几乎不可避免。3月22日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，通过电力市场交易等措施促进新能源的发展，避免2024年装机出现较大翘尾回落，是今年新能源发展的主要思路。

一、奇迹之年与寒冬并至

2023年，我国新能源新增装机达到了新的奇迹高度。光伏新增装机达到216GW，风电新增装机约为75GW，分别为2022年新增装机的250%、200%，全年新增装机总量超过2.9亿千瓦，推动新能源总装机达到10.5亿千瓦。据统计，2023年全球可再生能源新增装机5.1亿千瓦，而我国的贡献超过了50%。

但是高速增长仍无法改变行业内卷的事实，最新光伏组件价格已低于0.9元/W，过去一年内将近腰斩;风电机组价格也早已低于1.3元/W。高位倍增推迟了全行业寒冬的到来，但“凛冬将至”仍无法避免，高增长带来更加严峻的电网接入、电量消纳等问题，一旦装机增长失速，产能过剩问题将更加猛烈地到来，当下光伏龙头企业纷纷储备资金以应对漫长的冬天，在行业大淘汰大出清中勉力生存下来。

2024年的命运之轮会转向哪里?尽管新能源产业再难指望政策工具的漫灌，但整个行业都在窒息中等待新的曙光。3月22日，国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》，确定了今年能源工作的主基调和重点任务，是否能给新能源行业带来新的希望呢?

二、《指导意见》重点内容

《指导意见》提出了2024年全年能源工作基本原则、目标和重点任务，新能源发展相关内容如下：

1.2024年新能源发展目标

全国能源生产总量达到49.8亿吨标准煤左右。发电装机达到31.7亿千瓦左右，发电量达到9.96万亿千瓦时左右。能源结构持续优化。非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。

2.持续夯实能源保障基础

优化抽水蓄能中长期发展规划布局。推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。压实地方、企业责任，推动电力需求侧资源参与需求侧响应和系统调节。

3.大力推进非化石能源高质量发展

巩固扩大风电光伏良好发展态势。稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展。因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发，在条件具备地区组织实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。

持续完善绿色低碳转型政策体系。科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。

4.深化能源利用方式变革

强化能源行业节能降碳提效。深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范。编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步推进稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。推动有条件的工业园区实施低碳零碳改造，推广综合能源站、源网荷储一体化等绿色高效供用能模式。因地制宜探索实施新能源微电网、微能网、发供用高比例新能源应用等示范工程。

5.持续推进能源治理体系和能力现代化

健全完善能源法律法规。推动全国人大常委会审议通过《能源法》，加快修订《可再生能源法》《电力法》《煤炭法》。

深化能源重点领域改革。出台深化电力市场改革促进新能源高质量发展的意见。加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，制定《电力辅助服务市场基本规则》，落实煤电两部制电价政策。指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革，稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。

三、“生死局”难解，2024年新能源发展展望

针对上述重点内容，笔者认为2024年新能源发展将呈现出以下几个特点：

(一)高增长难持续，翘尾回归风险大

2023年新能源的天量增长，很大程度得益于第一批大基地项目的密集投产。但随着新能源总装机超过10亿千瓦级别，全国新能源装机总占比达到36%，集中式及分布式新能源均面临严峻的消纳压力，同时用地、用水、用海受限条件增加，新的资源获取难度增大，预计2024年新能源高增长难持续，翘尾回归的概率较大。

根据《指导意见》中非化石能源装机和电量占比目标，2024年新能源装机任务在2亿千瓦左右。而今年全国能源工作会议上提出的全国风电、光伏新增装机也为2亿千瓦。而这显然难以满足产业发展需要，根据中国光伏行业协会的预测，2024年我国光伏新增装机为190-220GW。而风电装机则指望海上风电及大基地项目装机的突破，以及老旧风场改造贡献部分增量，相较光伏具有更大的不确定性，行业预计2024年风电新增装机在50-75GW之间。

总体来看，2024年新能源装机在240-290GW之间，可能低于2023年的装机总量。一方面产能大幅提升，供给侧竞争加剧;另一方面，需求增长迟滞甚至下降，行业内卷局面在2024年将迎来“大劫局”。

(二)以价换量，市场化交易已成趋势

《指导意见》提出：出台深化电力市场改革促进新能源高质量发展的意见，结合近期国家发改委发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，新能源尤其是增量部分进入电力市场交易已成趋势。

一方面市场化增加了新能源运营商的风险。与以往“保量保价”的保障性电量相比，通过“报量报价”进入市场竞争的收益风险明显增加。新能源的波动性、间歇性、低边际成本等特性，使其在电力市场竞争中往往成为低电价的制造者和承受者，使其电量价值不断低于火电等具备调节能力的电源，而光伏面临的价格风险则更加突出。

但另一方面市场化能进一步深挖新能源的装机潜力。《监管办法》提出：可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量，而因市场报价等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。摘掉全额消纳的紧箍咒，还原新能源发电的商品属性，不再不计代价地促进绿电的消纳，预计将成为《可再生能源法》修改的主要内容。而“制定《电力辅助服务市场基本规则》”，将进一步明确电力调峰辅助服务价格不得高于当地平价新能源项目的上网电价的原则。至于绿电的环境价值则通过绿证来体现，所以需配套“持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力”等措施。

随着新能源发电成本的快速下降，通过市场化等手段促进低价新能源的消纳甚至引导弃掉尖峰电量，有利于电网调节资源的优化配置，促进新能源更大的消纳空间，这一点也成为更大新能源装机增量的主要来源。

(三)消纳难题渗透至分布式光伏侧

集中式新能源的电网接入和电量消纳问题早就是老大难，但近年来分布式光伏也难以独善其身。由于分布式光伏“自发自用”模式抵消的是净负荷，带来更加严峻的发用电平衡问题，在现货市场运行省份引发电价的急降急升。山东、河南等地分布式光伏的急剧发展，类似加州的“鸭形曲线”正在向“峡谷曲线”蜕变。去年以来，原来拥有便利接入条件的分布式光伏，突然感受到来自各方的“围追堵截”。

一是越来越多的地市、县的配电网可接入容量见顶，纷纷限制分布式光伏的快速扩张。二是山东、河南、河北等光伏大省，调整用户侧峰谷电价区间，用价格手段优化分布式光伏发展。分布式光伏的“生死螺旋”越箍越紧。《指导意见》提出：修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。表明电网承载力成为了分布式光伏发展的瓶颈，也努力挖掘电网接入潜力，促进分布式光伏的健康发展。

(四)储能和制氢迎来新的命运

新能源装机的快速发展，使新型储能和新能源发电制氢迎来新的机遇，但前路绝非坦途，储能和制氢将迎来各自的命运。

1.新型储能亟需技术与商业模式革新

锂电池储能主导的第一轮储能发展热潮，在经历2023年快速增长的“元年”之后，即陷入安全信任危机、质量参差不齐、运行性能差、行业产能过剩等“一地鸡毛”的局面。《指导意见》提出：推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。新型储能为自己正名，必须发展本质安全、具备稳定长时特性、满足电力系统转动惯量等需求的新型储能技术。

除了技术革新外，新型储能也亟需商业模式革新。随着新能源市场化弃电规则的放开，新能源强制配储能的基础逻辑已基本不成立，新型储能需要商业模式的闭环。发展具有良好运行能力的储能，并不断推动成本下降，在电量市场交易中体现其调节价值，并争取容量价值的认可，是未来新型储能发展的主要商业模式。

2.新能源制氢寻求破局

新能源制氢旨在降低电网调峰与备用压力，最终实现脱离电网制约的离网制氢，就能完成新能源发展与电网接入基本脱钩，《指导意见》提出：“稳步推进稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景”，正是基于该愿景。但新能源制氢的核心问题在于打通制氢后的下游应用，波动的新能源制出来绿也具有一定波动特性，需要对下游配套的化工、大工业进行较大的工艺改进，其代价和技术难题是巨大的。而当前技术和实践表明，新能源制氢后合成氨是可行的路线，同时每吨绿氨替代煤化工合成氨的减排效果达到3-4吨二氧化碳，减排效果明显。

以前合成氨的主要应用为农业、化工，而《指导意见》中提出，“深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范”，希望在发电领域引入氨使用需求，可能为新能源制氢合成氨带来更大的发展机遇，也能有效降低我国发电的二氧化碳排放。但整体而言，新能源制氢合成氨产业链条较长，成本可能高于煤化工，当前存在较大的场景限制。充分发挥资源优势，在内蒙古、新疆等新能源富集区推动新能源制氢合成氨项目，是产业破局的重点方向。