近日，國家發改委、能源局聯合印發的《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）猶如一聲春雷，劃破了春節期間的沉寂，奏響了新能源電力市場化的隆隆戰鼓。這些年，我國光伏和風電發展可謂一路高歌猛進，五年實現了“五連跳”，取得了舉世矚目、彪炳史冊的歷史性成就。但在風光“無限好”背后也隱藏著不少隱憂，產能過剩勢頭加大，棄“風”拋“光”重新抬頭，“內卷”化競爭愈演愈烈，尤其是在我國新能源“全面入市”的大背景下，如何因地制宜謀劃好風光產業發展布局，打造符合市場需求和能源轉型要求的新能源產業結構才是高質量發展的題中之義。
我國風光開發規模五年實現“五連跳”
2020年9月22日，國家主席習近平在聯合國大會一般性辯論上正式提出了中國碳排放目標:“爭取于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和”，即“3060”雙碳目標。同年12月，我國在全球氣候雄心峰會上宣布，到2030年中國風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。在這些雄偉目標的引領和帶動下，在過去五年里我國的風電和太陽能行業取得了飛速發展，一年邁上一個新臺階，跨越了一個又一個里程碑。
2020年，我國風電、光伏發電新增裝機近1.2億千瓦，首次突破1億千瓦新增裝機規模大關，其中風電新增裝機7167萬千瓦、太陽能發電新增裝機4820萬千瓦，同比分別增長33.1%、24.1%，實現歷史性突破。截至當年底，全國風電累計裝機容量為2.81億千瓦、光伏發電累計裝機容量為2.53億千瓦，合計總裝機規模5.34億千瓦，首次突破5億千瓦裝機門檻，超過水電裝機規模規模，僅次于煤電裝機規模，躍升為第2位。
2021年，我國風電和光伏發電新增裝機規模達到1.01億千瓦，再次突破1億元千瓦，其中風電新增裝機4757萬千瓦、光伏發電新增裝機5297萬千瓦，同比分別增長16.6%、20.9%。截至當年底，我國風電和光伏發電的裝機容量分別達到了3.3億千瓦、3.1億千瓦，合計總裝機規模達6.4億千瓦，邁上6億千瓦裝機規模的門檻。這一年雖然風光裝機增長速度有所放緩，但創造了兩個“首次”：一是海上風電新增裝機1690萬千瓦，累計裝機規模首次躍居世界第一；二是分布式光伏年新增裝機規模約占光伏新增裝機的55%，首次超過地面集中式光伏。
2022年，我國風電和光伏發電新增裝機達到1.25億千瓦，連續三年突破1億千瓦，其中風電新增裝機3763萬千瓦、光伏發電新增裝機8741萬千瓦。截至當年底，風電和光伏裝機容量分別達到約3.7億千瓦、3.9億千瓦，合計總裝機規模達到7.6億千瓦，邁入7億千瓦級裝機規模的門檻。這一年，我國風電、光伏發電量首次突破1萬億千瓦時，達到1.19萬億千瓦時、同比增長21%，占全社會用電量的13.8%，接近全國城鄉居民生活的用電量。
2023年，我國風電和光伏發電新增裝機達到2.93億千瓦，創歷史新高，其中風電新增裝機7590萬千瓦、光伏發電新增裝機2.17億千瓦，分別同比增長20.7%、55.2%。截至當年底，風電和光伏裝機容量分別達到4.4億千瓦、6.1億千瓦，合計總裝機規模達到10.5億千瓦，邁入10億千瓦裝機“大關”。水電、風電、光伏發電等可再生能源裝機規模已占全國電力總裝機的一半以上（達50.4%），歷史性超過化石能源的裝機規模，成為我國能源清潔低碳轉型的重要里程碑。
2024年，我國風電和光伏發電新增裝機在3.56億千瓦，再創歷史新高，其中風電新增裝機7934萬千瓦、光伏發電新增裝機27717億千瓦，分別同比增長18%、45.47%。截至當年底，風電和光伏裝機容量分別達5.2億千瓦、8.9億千瓦，合計總裝機規模達14.1億千瓦，邁入14億千瓦裝機“大關”，提前6.5年超額完成12億千瓦裝機目標的承諾，風光總裝機規模在上半年就已超過煤電裝機規模，成為我國電力戰略轉型的“分水嶺”。
市場化模式下的我國風光開發邏輯已變
2024年底，在國家能源局的統籌組織下，中電聯聯合多家單位共同發布《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》，進一步明確了全國統一電力市場發展的“路線圖”和“時間表”，即“三步走”戰略：第一步，到2025年全國統一電力市場初步建成，實現跨省跨區市場與省內市場有序銜接；第二步，到2029年全國統一電力市場全面建成，實現新能源在市場中的全面參與；第三步，到2035年全國統一電力市場完善提升，支持新能源大規模接入，形成市場、價格和技術全面協調的市場機制。
市場化一直是我國電力體制改革的重中之重。經過多年改革實踐，尤其是2015年新電改方案出臺以后，我國電力體制朝著政企分開、政監分開、廠網分離、主輔分離的方向逐步深化，現已初步形成“管住中間、放開兩頭”的交易管理體制，基本建成“統一市場、協同運作”的電力市場總體框架，搭建了覆蓋省間、省內的交易體系和覆蓋多年、年度、月度、月內和日前、日內的期現貨交易品種以及涵蓋電能量、輔助服務等不同交易類型。
本質上講，電力市場化亦是新型電力系統在電力價值層面的有機聯系體。根據國家能源局2023年6月發布的《新型電力系統發展藍皮書》規劃，我國新型電力系統建設將分為三個階段：加速轉型期（當前至2030年）、總體形成期（2030年至2045年）和鞏固完善期（2045年至2060年）。按照此規劃，我國將于2035年基本建成新型電力系統。由此可見，我國新型電力系統建成時間要明顯落后于我國電力市場全面建成時間。
在風光迅猛發展態勢的當下，其過快的裝機增長速度已遠超電網的規劃與建設進程與承受能力，這種超常規的發展模式并不符合事物發展的客觀規律，有可能會適得其反、欲速則不達，這種發展模式是難以持續為繼的。據權威機構測算，由于以風光為代表的新能源存在波動、隨機、間歇的特性，當新能源上網電量滲透率超過15%時，就會對電力系統的可靠性、穩定性、可調節性帶來沖擊，造成整個系統調節運行等成本顯著上升。因此，在新型電力系統還沒有真正建成之前，新能源尚難脫離傳統能源而獨自運行，其上網會受到電源特性、負荷特征、網架結構等多種因素制約。當新能源裝機占比過高、電力供應超過負荷需求時，為保障電力系統實時平衡，必然會隨之產生新能源消納受限的“副作用”。
還有風光等新能源邁向市場化過程中諸多問題凸顯、矛盾待解，突出表現在新能源由保障性收購向市場化消納機制的過渡中如何選擇合適的路徑，新能源與傳統火電如何更好實現利益上的“再平衡”，現行傳統電網能否盛得下新能源的“這鍋大燴菜”，交易品種和政策工具的有限性能否滿足不同電力交易主體需求的多樣化等現實問題。另外，氣候變化帶來的極端天氣事件愈發頻繁，高比例風光發電裝機的電力系統如何應對其影響，以及大規模風光裝機如何減少對當地生態系統的破壞等，這些新能源高速發展中帶來的新問題，也是必須要破解的難點堵點。
總體而言，新能源告別“旱澇保收”的政府定價、全面走上市場化是大勢所勢，136號文出臺還是比預計要來得早一些，其改革的重點主要體現在三方面：一是風光等新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成；二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制，對納入機制的電量，按機制電價結算；三是以2025年6月1日為節點區分存量和增量項目分類施策，老項目老辦法，新項目新辦法。這種改革模式的設計既妥善處理了新老政策的有效銜接，又在一定程度上穩定行業發展預期；既是電力市場化的客觀需要和必然產物，也意味著傳統的新能源發展模式已逐漸走到了“盡頭”。
一言以蔽之，伴隨著電力市場化的到來，風光等新能源的開發邏輯已發生了顯著變化，原有開發模式的“市場端”是確定的，也就是新能源的上網電量和上網電價基本上是有保證的，項目開發主體只要控制好項目建設和運營成本就可“萬事大吉”；現在的開發模式變成“開發端”和“市場端”都是不確定的，“量價皆不保”，既要控制好項目建成和運營成本，又要想方設法爭取更多上網電量和更高上網電價，尤其是上網電價的不確定性極有可能成為投資者最大的“夢魘”。因此，面對新形勢新挑戰新要求，只有從全社會購電成本最小的角度出發，以消納責任權重為底線，以合理利用率為上限，通過有效的市場調節盡可能實現可再生能源電量的優化配置，才能有序推動風電光伏穩步、健康與可持續發展，才是更好實現新能源行業高質量發展的應對之道。
存增并重將成為風光未來發展的主旋律
伴隨著“雙碳”目標的腳步越來越近，尤其是距離“碳達峰”目標僅不到6年時間，我國的降碳減排任務依然十分艱巨，傳統高耗能的能源電力行業減排壓力大、時間緊，已進入關鍵的攻堅期。
因此，作為碳排放大戶的煤電，在我國實現“碳達峰”后，將逐步從基荷電源向調節性電源過渡，預計到2035年左右，煤電作為電力系統靈活性調節資源的角色更為明顯，純發電利用小時數可能會降低；到2050年前后，煤電將主要承擔電力系統的應急和備用電源的角色，在緊急情況下發揮著調節保障性的作用，裝機規模占比會大幅度直線下降。
2024年，我國水電、風電和光伏等可再生能源發電量的增長顯著，同比分別增長10%、11%和28%左右，以風光為主的新能源快速增長對煤炭消費產生了較明顯的替代效應，但單位裝機發電量相比2023年呈下降趨勢。2025年，我國新增風電光伏裝機預計在2~2.5億千瓦之間，可再生能源消費量超過11億噸標準煤。另一方面，2024年全國參與市場化交易的新能源發電量占比超過50%，2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定，這標志著新能源電量正式邁入市場化交易的時代。
大規模、海量的風電光伏發電裝機并網，在電網承受能力沒有明顯改善、電力外送渠道沒有顯著提升的前提下和在市場化全面推行、上網電價持續下降、限電卷土重來、政府要價起來越高大背景下，風光電以往那種單純的規模擴張型的外延式發展路子顯然是行不通的，企業將更加注重盤活存量資產的內涵式發展模式，存量盤活與增量投資將半分天下，“做優做強增量、做精做活存量”的投運并重模式將成為我國新能源發展主旋律。
對于“做優做強增量”來說，因電力市場化引發的電價風險而帶來的投資結構變局正在顯現：
一是因受到電力消納、電價下降、土地出讓等因素疊加的影響，過去每年新增風光裝機3億千瓦超常規發展態勢是難以持續的。“十五五”相比于“十四五”期間風光裝機增速會有所放緩并步入平穩增長階段，既便每年新增裝機規模2億千瓦，到2030年我國風光總裝機規模預計超過25億千瓦，也在12億千瓦目標的基礎上翻了一番多；
二是光伏發電和風電的投資結構正發生“逆轉”，由風光“明媚”逐漸向風“高”光“淡”。自2024年下半年開始，從不少省市下發的新能源指標中來看，風電指標要遠高于同期的光伏指標，有些省區的某些地市甚至是“清一色”的風電指標，這一趨勢預計未來幾年不會有大的改觀；
三是分布式光伏發展的“最佳期”或許已過。這幾年，在“千家萬戶沐光行動”政策驅動下，分布式光伏迎來發展“黃金期”，到2024年底，分布式并網光伏占比達到42%，但分布式新能源并網難題已席卷全國10多個省區，大型工商分布式光伏原則上選擇全部自發自模式，可能帶來收入與利潤銳減甚至轉入虧損邊緣，分布式能源由“投資不過山海關”變成“投資不過南宋朝”。
對于“做精做活存量”而言，隨著市場化交易比例不斷上升，如何盤活現有新能源資產并最大挖掘其價值，關鍵在于做好“開源節流”和提升交易策略這“兩大法寶”：
一方面要千方百計做好“開源節流”。重點圍繞“降本節支、挖潛增效”做好文章：一是降本，即通過優化管理采購流程、減少單位能耗、精減組織架構等措施，降低生產成本；二是節支，即樹立過“緊日子”思想，先算后用、能省則省，從嚴審核把關各類開支，盡量減少非生產性、不必要的支出，“省出來的就是賺到的”；三是挖潛，即“見縫插針”安排消缺和巡檢，最大程度減少停機，做到度電必爭，不遺余力增加發電量；四是增效，即想方設法增加收入來源，主動參與綠證、綠電和碳交易，不斷擴大收入水平。
另一方面要千思萬想提升交易策略。風光等新能源加速入市已板上釘釘，唯有主動應戰、早作準備，方能贏得主動、掌握先機：首先，培養一支高素質、專業化、能打硬仗的交易團體是前提，電力交易作為高智力活動，人是最寶貴和最核心的資源；其次，建立健全新能源市場交易和定價考核機制是保障，吃透摸清交易規則，做好市場交易頂層設計，研究探索適應企業實情的市場交易體系；再者，打造敏捷高效的數智化交易平臺是基礎，因為在海量的交易數據當中和瞬息萬變的市場行情面前，如果缺乏AI等現代數智技術的支持是寸步難行的，是不可能尋求到最優化的量價耦合。
新能源全面入市背景下風光發展策略分析
主動把握好新能源發展節奏。近一段時間，部分央國企紛紛調整其新能源發展策略，開始甩賣新能源項目，對風光項目越來越精挑細選，新能源好似“風光”不再。個人認為，事實并非如此，在未來相當長的一段時間內，風光等新能源投資仍是我國能源開發的重點領域，但不會像以前那樣“撿到籃子里都是菜”，前期拿項目更加審慎，項目開發將從追求高速度向高質量轉變：一是把握好新能源和傳統能源協調平衡，推動“火水核風光生儲”融合發展，實現不同能源品種互補互濟有序相融，在保障新能源可靠供應的同時推動能源轉型；二是按照送出消納為先的要求，以大基地為依托、以“源網荷儲”和多能互補兩個一體化為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體，結合企業融資成本、資產負債和現金流量等情況充分評估項目收益和償債能力，在做好項目風險預防的同時確保有穩定收益來源；三是重點圍繞五大海上風電基地建設，著力加強漂浮式和大型化機組風電開發，穩步推進海上光伏基地開發，不斷降低海上新能源開發成本，助力海洋強國和能源強國建設。
以技術創新引領新質生產力。我國新能源正經歷自其誕生以來最大技術變革，并且從量變向質變過渡：光伏技術迭代加速推進，TOPCon、HJT、BC等電池技術“你方唱罷我登場”，技術路線之爭愈演愈烈，電池轉化效率愈來愈高；風電技術向大型化+深遠海化趨勢加速，陸上風電單機容量基本在8~12MW，海上風電單機容量普遍在16~18MW，葉片長度不斷刷新紀錄，構網型與漂浮式技術研發持續推進，并且AI模型已經全面應用到從零部件的設計制造、電場的規劃設計到項目的施工建設、運維管理等全產業鏈的各個環節當中，顯示我國在風光產業中強大技術引領能力。科技創新是發展新質生產力的核心要素，未來我國風光技術創新將會重點圍繞以下三大領域持續發力：一是以提升基礎制造業工藝水平和材料制造水平為主攻方向，開發新工藝、研發新材料，加大加快國產品牌替代應用；二是以提高電力電子芯片基礎設計與制造工藝為著力點，進一步推進新能源智能化發展，破解“卡脖子”技術難題；三是以推動“風光+”的融合發展模式為牽引，實施產業鏈融通發展共鏈行動，打造產業集群效應，推動行業公共驗證平臺建設，實現新能源與其他產業深度融合。
努力構建差異化競爭策略。企業在市場競爭中，不但要低頭看路，還要抬頭看天。新能源作為當前我國最內卷的行業之一，同質化競爭使企業缺乏差異化優勢，這種情況在風電、光伏領域體現得淋漓盡致，“差異化”才是當下打破內卷的最有效武器。實際上，差異化并不意味著要完全顛覆傳統的新能源開發模式，而是在充分結合自身的特點和優勢的基礎上，通過不斷的創新和組合，主動挖掘市場的潛在需求，實現跨界融合、專業細分、模式創新，打造出獨特、與眾不同的經營模式，以避免陷入同質競爭的泥潭。對新能源企業而言，差異化不僅體現在不同能源業態的組合、不同業務的布局上，還存在于企業管理模式創新、文化特質修以及服務品質提升等多個方面，既包括技術路徑的差異化、資本經營的差異化，也包括商業模式的差異化、競爭格局的差異化，通過與眾不同、不隨大流的經營策略，打造“專精特新”經營模式，做比別人有更好的新能源業務，最終實現“人無我有，人有我優，人優我特，人特我精”的目標。
全面提高數字化管理水平。在當今全球能源轉型浪潮中，數字化智能化已成為推動新能源高質量發展的重要“引擎”。隨著分布式電源、可調節負荷、智能微電網、虛擬電廠等新電力業態的興起，以電力數字化為核心，極大地推動新能源跨越式發展：一是借助大數據與云計算等技術，通過搭建云邊協同平臺，實現新能源故障線路快速診斷和導線載流量智能分析，打造智慧電廠、智能運維的新模式；二是借助物聯網、移動互聯網等技術，積極推行云網融合、算網一體化，實現“全維算、全景看、全息判、全程控”的新能源功率預測；三是充分利用人工智能大模型技術，積極開展能源電力預測、設備監控和電力運行的創新應用，實現在智能客服、輸配電巡檢、安全生產等多個應用場景落地。總之，新能源數智化建設不僅有利于促進實體經濟和數字經濟深度融合，而且能夠培育壯大電力數字化領域先進制造業集群，在推動能源電力向高端化、智能化、綠色化發展上不可或缺。
切實提升資產整體運營效率。新能源項目建成后，往往因參與市場化交易時價格偏低，加上發電曲線波動性大，還需承擔額外的調峰輔助服務等多項考核費用，導致項目實際收益率要低于預期測得水平。如何有效提升資產整體運營效率顯得迫在眉睫：要結合風光新能源項目數量多、規模小、分布廣、電站環境差等特點，切實加強業務的戰略性重組與專業化整合，借助規模優勢降低運營成本；要以智慧運維平臺為載體，全方位、全鏈條信息化數字化智能化管理，通過智慧化手段做好“交易全周期電電預測”，提高售電收益，降低交易成本；要全力打好交易的“組合拳”，通過“新能源+火電”“新能源+水電”“新能源+核電”等打捆銷售的方式，全面提升風光等新能源電量消納保障和售電價格，借助多管齊下的措施形成齊抓共管的格局，努力實現新能源資產經營管理從單個協調型向整體推動型轉變、從分散式管理向精益化管理轉變、從單兵突進運作向共享共贏運作轉變、從規模擴張型經營向集約效益型經營轉變。
聯系地址：陜西省西安市北關正街35號方興大廈8樓
