一、奇跡之年與寒冬并至
2023年，我國新能源新增裝機達到了新的奇跡高度。光伏新增裝機達到216GW，風電新增裝機約為75GW，分別為2022年新增裝機的250%、200%，全年新增裝機總量超過2.9億千瓦，推動新能源總裝機達到10.5億千瓦。據統計，2023年全球可再生能源新增裝機5.1億千瓦，而我國的貢獻超過了50%。
但是高速增長仍無法改變行業內卷的事實，最新光伏組件價格已低于0.9元/W，過去一年內將近腰斬；風電機組價格也早已低于1.3元/W。高位倍增推遲了全行業寒冬的到來，但“凜冬將至”仍無法避免，高增長帶來更加嚴峻的電網接入、電量消納等問題，一旦裝機增長失速，產能過剩問題將更加猛烈地到來，當下光伏龍頭企業紛紛儲備資金以應對漫長的冬天，在行業大淘汰大出清中勉力生存下來。
2024年的命運之輪會轉向哪里？盡管新能源產業再難指望政策工具的漫灌，但整個行業都在窒息中等待新的曙光。3月22日，國家能源局印發的《2024年能源工作指導意見》，確定了今年能源工作的主基調和重點任務，是否能給新能源行業帶來新的希望呢？
二、《指導意見》重點內容
《指導意見》提出了2024年全年能源工作基本原則、目標和重點任務，新能源發展相關內容如下：
1.2024年新能源發展目標
全國能源生產總量達到49.8億噸標準煤左右。發電裝機達到31.7億千瓦左右，發電量達到9.96萬億千瓦時左右。能源結構持續優化。非化石能源發電裝機占比提高到55%左右。風電、太陽能發電量占全國發電量的比重達到17%以上。非化石能源占能源消費總量比重提高到18.9%左右，終端電力消費比重持續提高。
2.持續夯實能源保障基礎
優化抽水蓄能中長期發展規劃布局。推動新型儲能多元化發展，強化促進新型儲能并網和調度運行的政策措施。壓實地方、企業責任，推動電力需求側資源參與需求側響應和系統調節。
3.大力推進非化石能源高質量發展
鞏固擴大風電光伏良好發展態勢。穩步推進大型風電光伏基地建設，有序推動項目建成投產。統籌優化海上風電布局，推動海上風電基地建設，穩妥有序推動海上風電向深水遠岸發展。做好全國光熱發電規劃布局，持續推動光熱發電規模化發展。因地制宜加快推動分散式風電、分布式光伏發電開發，在條件具備地區組織實施“千鄉萬村馭風行動”和“千家萬戶沐光行動”。
持續完善綠色低碳轉型政策體系。科學優化新能源利用率目標，印發2024年可再生能源電力消納責任權重并落實到重點行業企業，以消納責任權重為底線，以合理利用率為上限，推動風電光伏高質量發展。持續推進綠證全覆蓋和應用拓展，加強綠證與國內碳市場的銜接和國際認可，進一步提高綠證影響力。修訂發布分布式光伏發電項目管理辦法，持續開展分布式光伏接入電網承載力提升試點工作。
4.深化能源利用方式變革
強化能源行業節能降碳提效。深入探索火電摻燒氫、氨技術，強化試點示范。編制加快推動氫能產業高質量發展的相關政策，有序推進氫能技術創新與產業發展，穩步推進穩步開展氫能試點示范，重點發展可再生能源制氫，拓展氫能應用場景。推動有條件的工業園區實施低碳零碳改造，推廣綜合能源站、源網荷儲一體化等綠色高效供用能模式。因地制宜探索實施新能源微電網、微能網、發供用高比例新能源應用等示范工程。
5.持續推進能源治理體系和能力現代化
健全完善能源法律法規。推動全國人大常委會審議通過《能源法》，加快修訂《可再生能源法》《電力法》《煤炭法》。
深化能源重點領域改革。出臺深化電力市場改革促進新能源高質量發展的意見。加強全國統一電力市場體系建設，推動落實電力現貨市場基本規則，制定《電力輔助服務市場基本規則》，落實煤電兩部制電價政策。指導推動山西、廣東、甘肅、山東、蒙西等先行先試地區持續深化電力市場化改革，穩步推進南方、京津冀、長三角區域電力市場建設。
三、“生死局”難解，2024年新能源發展展望
針對上述重點內容，筆者認為2024年新能源發展將呈現出以下幾個特點：
（一）高增長難持續，翹尾回歸風險大
2023年新能源的天量增長，很大程度得益于第一批大基地項目的密集投產。但隨著新能源總裝機超過10億千瓦級別，全國新能源裝機總占比達到36%，集中式及分布式新能源均面臨嚴峻的消納壓力，同時用地、用水、用海受限條件增加，新的資源獲取難度增大，預計2024年新能源高增長難持續，翹尾回歸的概率較大。
根據《指導意見》中非化石能源裝機和電量占比目標，2024年新能源裝機任務在2億千瓦左右。而今年全國能源工作會議上提出的全國風電、光伏新增裝機也為2億千瓦。而這顯然難以滿足產業發展需要，根據中國光伏行業協會的預測，2024年我國光伏新增裝機為190-220GW。而風電裝機則指望海上風電及大基地項目裝機的突破，以及老舊風場改造貢獻部分增量，相較光伏具有更大的不確定性，行業預計2024年風電新增裝機在50-75GW之間。
總體來看，2024年新能源裝機在240-290GW之間，可能低于2023年的裝機總量。一方面產能大幅提升，供給側競爭加劇；另一方面，需求增長遲滯甚至下降，行業內卷局面在2024年將迎來“大劫局”。
（二）以價換量，市場化交易已成趨勢
《指導意見》提出：出臺深化電力市場改革促進新能源高質量發展的意見，結合近期國家發改委發布的《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》，新能源尤其是增量部分進入電力市場交易已成趨勢。
一方面市場化增加了新能源運營商的風險。與以往“保量保價”的保障性電量相比，通過“報量報價”進入市場競爭的收益風險明顯增加。新能源的波動性、間歇性、低邊際成本等特性，使其在電力市場競爭中往往成為低電價的制造者和承受者，使其電量價值不斷低于火電等具備調節能力的電源，而光伏面臨的價格風險則更加突出。
但另一方面市場化能進一步深挖新能源的裝機潛力。《監管辦法》提出：可再生能源發電項目的上網電量包括保障性收購電量和市場交易電量，而因市場報價等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍。摘掉全額消納的緊箍咒，還原新能源發電的商品屬性，不再不計代價地促進綠電的消納，預計將成為《可再生能源法》修改的主要內容。而“制定《電力輔助服務市場基本規則》”，將進一步明確電力調峰輔助服務價格不得高于當地平價新能源項目的上網電價的原則。至于綠電的環境價值則通過綠證來體現，所以需配套“持續推進綠證全覆蓋和應用拓展，加強綠證與國內碳市場的銜接和國際認可，進一步提高綠證影響力”等措施。
隨著新能源發電成本的快速下降，通過市場化等手段促進低價新能源的消納甚至引導棄掉尖峰電量，有利于電網調節資源的優化配置，促進新能源更大的消納空間，這一點也成為更大新能源裝機增量的主要來源。
（三）消納難題滲透至分布式光伏側
集中式新能源的電網接入和電量消納問題早就是老大難，但近年來分布式光伏也難以獨善其身。由于分布式光伏“自發自用”模式抵消的是凈負荷，帶來更加嚴峻的發用電平衡問題，在現貨市場運行省份引發電價的急降急升。山東、河南等地分布式光伏的急劇發展，類似加州的“鴨形曲線”正在向“峽谷曲線”蛻變。去年以來，原來擁有便利接入條件的分布式光伏，突然感受到來自各方的“圍追堵截”。
一是越來越多的地市、縣的配電網可接入容量見頂，紛紛限制分布式光伏的快速擴張。二是山東、河南、河北等光伏大省，調整用戶側峰谷電價區間，用價格手段優化分布式光伏發展。分布式光伏的“生死螺旋”越箍越緊。《指導意見》提出：修訂發布分布式光伏發電項目管理辦法，持續開展分布式光伏接入電網承載力提升試點工作。表明電網承載力成為了分布式光伏發展的瓶頸，也努力挖掘電網接入潛力，促進分布式光伏的健康發展。
（四）儲能和制氫迎來新的命運
新能源裝機的快速發展，使新型儲能和新能源發電制氫迎來新的機遇，但前路絕非坦途，儲能和制氫將迎來各自的命運。
1.新型儲能亟需技術與商業模式革新
鋰電池儲能主導的第一輪儲能發展熱潮，在經歷2023年快速增長的“元年”之后，即陷入安全信任危機、質量參差不齊、運行性能差、行業產能過剩等“一地雞毛”的局面。《指導意見》提出：推動新型儲能多元化發展，強化促進新型儲能并網和調度運行的政策措施。新型儲能為自己正名，必須發展本質安全、具備穩定長時特性、滿足電力系統轉動慣量等需求的新型儲能技術。
除了技術革新外，新型儲能也亟需商業模式革新。隨著新能源市場化棄電規則的放開，新能源強制配儲能的基礎邏輯已基本不成立，新型儲能需要商業模式的閉環。發展具有良好運行能力的儲能，并不斷推動成本下降，在電量市場交易中體現其調節價值，并爭取容量價值的認可，是未來新型儲能發展的主要商業模式。
2.新能源制氫尋求破局
新能源制氫旨在降低電網調峰與備用壓力，最終實現脫離電網制約的離網制氫，就能完成新能源發展與電網接入基本脫鉤，《指導意見》提出：“穩步推進穩步開展氫能試點示范，重點發展可再生能源制氫，拓展氫能應用場景”，正是基于該愿景。但新能源制氫的核心問題在于打通制氫后的下游應用，波動的新能源制出來綠也具有一定波動特性，需要對下游配套的化工、大工業進行較大的工藝改進，其代價和技術難題是巨大的。而當前技術和實踐表明，新能源制氫后合成氨是可行的路線，同時每噸綠氨替代煤化工合成氨的減排效果達到3-4噸二氧化碳，減排效果明顯。
以前合成氨的主要應用為農業、化工，而《指導意見》中提出，“深入探索火電摻燒氫、氨技術，強化試點示范”，希望在發電領域引入氨使用需求，可能為新能源制氫合成氨帶來更大的發展機遇，也能有效降低我國發電的二氧化碳排放。但整體而言，新能源制氫合成氨產業鏈條較長，成本可能高于煤化工，當前存在較大的場景限制。充分發揮資源優勢，在內蒙古、新疆等新能源富集區推動新能源制氫合成氨項目，是產業破局的重點方向。
來源：零點能源智庫
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