2024年以来随着光伏发电占比的提高，全国已经有近20个省份将光伏发点的中午时段调整为谷段，频频出现的新能源限发限电现象也都出现在光伏大发的中午时段。这在某种程度上预示着很多地区的光伏已然浮现供大于求，由此带来的消纳矛盾日益凸显。

  西北几省中，在2024年下半年以来下发的新能源指标中，陕西光伏指标占比不足22%，甘肃的光伏指标占比更是低至仅10%左右；宁夏则更是决绝，仅是下发了风电指标，暂无光伏指标。

  光伏指标断崖式下跌的趋势，不仅仅出现在风光资源丰富的西北省份，河北、山西、广西、湖南、湖北、贵州以及内蒙古等7省，光伏指标占比较风电风电大幅走低，这一趋势正在慢慢的变多的省份中蔓延开来。

  西北几省中，在2024年下半年以来下发的新能源指标中，陕西光伏指标占比不足22%，甘肃的光伏指标占比更是低至仅10%左右；宁夏则更是决绝，仅是下发了风电指标，暂无光伏指标。

  在这样的情境下，尽管地方政府仍在不遗余力推动本地光伏项目的上马建设，但是相关各方尤其是光伏电站开发的业主方，还是会根据现实去理性调整光伏电站的开发节奏。

  某电力央企在2024年年中工作会议上分析称，近年来新增新能源项目有近40%没办法实现承诺收益率，部分项目持续亏损，甚至投产即亏损，新能源已呈现出“增量不增利”局面。针对后续新能源开发，该央企称“将大力推进新能源生产管控体系优化，算好投入产出经济账”。

  新能源的现货电价与中长协电价两部分电价都不容乐观。进入2024年年底，新能源现货全国均价在光伏大发的午间已经低于0.15元，西部省份也已经跑出了0.15元的超低价。

  2024年上半年，新疆风电结算均价0.21元/度，光伏结算均价0.16元/度，光伏电价比风电电价低近23%；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度，光伏电价比风电电价低了三成。新疆和甘肃的情况很有代表性，在全国范围内，风电在电力市场中获得的电价几乎都要高于光伏。

  上述电价趋势，在光伏装机超6000万千瓦的山东也得到了验证：2023年五一期间，山东电力现货市场又出现46次负电价。最低价格会出现在5月2日17时，为-0.085元/kWh，相当于每发一度电就要倒贴付费8.5分钱。

  电量方面，光伏出力大多分布在在午间三四个小时，也是全网用电需求最少的时段，该时段光伏电站频频接电网通知要弃光弃电。

  正是在这一背景下，光伏电站指标才出现了大幅度下滑，同时指标还正在向风电倾斜。

  国内方面，海上风电的建设筹备工作已就绪，预计2025年吊装、招标、竞配等流程将全面提速，深远海开发也初见曙光。陆上风电方面，招标情况超出预期，分散式风电与老旧机组改造的潜力巨大。海外市场方面，欧美日韩等地区的海上风电装机需求呈现爆发式增长。供给方面，海缆与整机市场格局稳固，中国风电整机企业出海势头强劲，漂浮式技术的商业化进程也在显著加快。

  新增装机增速放缓，步入平稳增长阶段。户用、工商业、集中式电站等不一样电站的发展形态趋势各异，受到政策与成本因素的双重影响。海外市场方面，美国政策支撑强劲，但贸易风险较高；欧洲需求增速下滑；而新兴市场如印度、巴西、中东等地需求旺盛。供给方面，多晶硅、硅片等领域存在过剩现象，尽管政策有所调控，但整体市场格局依然宽松。BC电池技术异军突起，头部企业积极扩产布局，引领产业变革新趋势。

  全球新型储能需求激增，地域上中欧美占据主导地位，应用场景包括大型储能、户用储能、工商业储能等。大型储能方面，国内市场受政策驱动，但商业模式尚不成熟，市场之间的竞争激烈；海外市场则格局更优、回报更佳，中国企业出海成果显著。户用储能需求呈现分化态势，欧洲传统市场降温，新兴市场崛起。工商业储能方面，国内市场受峰谷套利驱动增长迅速，但盈利持续性存疑；海外市场尚处探索阶段，市场空间广阔。

  欧盟《氢能法案》明确绿氢认证标准，2030年绿氢目标提升至2000万吨/年。

  该产业链涵盖绿氢制备、储运及氢车应用等多个环节，目前尚处早期阶段。绿氢在化工场景的应用前景广阔，项目进展迅速且得到政策强力支持。供给端方面，电解槽市场之间的竞争激烈，新玩家不断涌入，碱性电解槽价格逼近成本底线。氢车方面，商用车尤其是重卡成为主力推广车型，多地出台氢能高速政策。燃料电池系统市场格局集中，企业与整车厂紧密合作，政策扶持对行业发展具备极其重大意义。

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