观澜 | 新能源全面入市背景下风光发展的深度思考

近日，国家发改委、能源局联合印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）犹如一声春雷，划破了春节期间的沉寂，奏响了新能源电力市场化的隆隆战鼓。这些年，我国光伏和风电发展可谓一路高歌猛进，五年实现了“五连跳”，取得了举世瞩目、彪炳史册的历史性成就。但在风光“无限好”背后也隐藏着不少隐忧，产能过剩势头加大，弃“风”抛“光”重新抬头，“内卷”化竞争愈演愈烈，尤其是在我国新能源“全面入市”的大背景下，如何因地制宜谋划好风光产业发展布局，打造符合市场需求和能源转型要求的新能源产业结构才是高质量发展的题中之义。

（来源：电联新媒 作者：徐进）

我国风光开发规模五年实现“五连跳”

2020年9月22日，国家主席习近平在联合国大会一般性辩论上正式提出了中国碳排放目标:“争取于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”，即“3060”双碳目标。同年12月，我国在全球气候雄心峰会上宣布，到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。在这些雄伟目标的引领和带动下，在过去五年里我国的风电和太阳能行业取得了飞速发展，一年迈上一个新台阶，跨越了一个又一个里程碑。

2020年，我国风电、光伏发电新增装机近1.2亿千瓦，首次突破1亿千瓦新增装机规模大关，其中风电新增装机7167万千瓦、太阳能发电新增装机4820万千瓦，同比分别增长33.1%、24.1%，实现历史性突破。截至当年底，全国风电累计装机容量为2.81亿千瓦、光伏发电累计装机容量为2.53亿千瓦，合计总装机规模5.34亿千瓦，首次突破5亿千瓦装机门槛，超过水电装机规模规模，仅次于煤电装机规模，跃升为第2位。

2021年，我国风电和光伏发电新增装机规模达到1.01亿千瓦，再次突破1亿元千瓦，其中风电新增装机4757万千瓦、光伏发电新增装机5297万千瓦，同比分别增长16.6%‌、20.9%‌。截至当年底，我国风电和光伏发电的装机容量分别达到了3.3亿千瓦、3.1亿千瓦，合计总装机规模达6.4亿千瓦，迈上6亿千瓦装机规模的门槛。这一年虽然风光装机增长速度有所放缓，但创造了两个“首次”：一是海上风电新增装机1690万千瓦，累计装机规模首次跃居世界第一；二是分布式光伏年新增装机规模约占光伏新增装机的55%‌，首次超过地面集中式光伏。

2022年，我国风电和光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，其中风电新增装机3763万千瓦、光伏发电新增装机8741万千瓦。截至当年底，风电和光伏装机容量分别达到约3.7亿千瓦、3.9亿千瓦，合计总装机规模达到7.6亿千瓦，迈入7亿千瓦级装机规模的门槛。这一年，我国风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时、同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，接近全国城乡居民生活的用电量。

2023年，我国风电和光伏发电新增装机达到2.93亿千瓦，创历史新高，其中风电新增装机7590万千瓦、光伏发电新增装机2.17亿千瓦，分别同比增长20.7%、55.2%。截至当年底，风电和光伏装机容量分别达到4.4亿千瓦、6.1亿千瓦，合计总装机规模达到10.5亿千瓦，迈入10亿千瓦装机“大关”。水电、风电、光伏发电等可再生能源装机规模已占全国电力总装机的一半以上（达50.4%），历史性超过化石能源的装机规模，成为我国能源清洁低碳转型的重要里程碑。

2024年，我国风电和光伏发电新增装机在3.56亿千瓦，再创历史新高，其中风电新增装机7934万千瓦、光伏发电新增装机27717亿千瓦，分别同比增长18%、45.47%。截至当年底，风电和光伏装机容量分别达5.2亿千瓦、8.9亿千瓦，合计总装机规模达14.1亿千瓦，迈入14亿千瓦装机“大关”，提前6.5年超额完成12亿千瓦装机目标的承诺，风光总装机规模在上半年就已超过煤电装机规模，成为我国电力战略转型的“分水岭”。

市场化模式下的我国风光开发逻辑已变

2024年底，在国家能源局的统筹组织下，中电联联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，进一步明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，即“三步走”战略：第一步，到2025年全国统一电力市场初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全国统一电力市场全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到2035年全国统一电力市场完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。

市场化一直是我国电力体制改革的重中之重。经过多年改革实践，尤其是2015年新电改方案出台以后，我国电力体制朝着政企分开、政监分开、厂网分离、主辅分离的方向逐步深化，现已初步形成“管住中间、放开两头”的交易管理体制，基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架，搭建了覆盖省间、省内的交易体系和覆盖多年、年度、月度、月内和日前、日内的期现货交易品种以及涵盖电能量、辅助服务等不同交易类型。

本质上讲，电力市场化亦是新型电力系统在电力价值层面的有机联系体。根据国家能源局2023年6月发布的《新型电力系统发展蓝皮书》规划，我国新型电力系统建设将分为三个阶段：加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）和巩固完善期（2045年至2060年）。按照此规划，我国将于2035年基本建成新型电力系统。由此可见，我国新型电力系统建成时间要明显落后于我国电力市场全面建成时间。

在风光迅猛发展态势的当下，其过快的装机增长速度已远超电网的规划与建设进程与承受能力，这种超常规的发展模式并不符合事物发展的客观规律，有可能会适得其反、欲速则不达，这种发展模式是难以持续为继的。据权威机构测算，由于以风光为代表的新能源存在波动、随机、间歇的特性，当新能源上网电量渗透率超过15%时，就会对电力系统的可靠性、稳定性、可调节性带来冲击，造成整个系统调节运行等成本显著上升。因此，在新型电力系统还没有真正建成之前，新能源尚难脱离传统能源而独自运行，其上网会受到电源特性、负荷特征、网架结构等多种因素制约。当新能源装机占比过高、电力供应超过负荷需求时，为保障电力系统实时平衡，必然会随之产生新能源消纳受限的“副作用”。

还有风光等新能源迈向市场化过程中诸多问题凸显、矛盾待解，突出表现在新能源由保障性收购向市场化消纳机制的过渡中如何选择合适的路径，新能源与传统火电如何更好实现利益上的“再平衡”，现行传统电网能否盛得下新能源的“这锅大烩菜”，交易品种和政策工具的有限性能否满足不同电力交易主体需求的多样化等现实问题。另外，气候变化带来的极端天气事件愈发频繁，高比例风光发电装机的电力系统如何应对其影响，以及大规模风光装机如何减少对当地生态系统的破坏等，这些新能源高速发展中带来的新问题，也是必须要破解的难点堵点。‌

总体而言，新能源告别“旱涝保收”的政府定价、全面走上市场化是大势所势，136号文出台还是比预计要来得早一些，其改革的重点主要体现在三方面：一是风光等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算；三是以2025年6月1日为节点区分存量和增量项目分类施策，老项目老办法，新项目新办法。这种改革模式的设计既妥善处理了新老政策的有效衔接，又在一定程度上稳定行业发展预期；既是电力市场化的客观需要和必然产物，也意味着传统的新能源发展模式已逐渐走到了“尽头”。

一言以蔽之，伴随着电力市场化的到来，风光等新能源的开发逻辑已发生了显著变化，原有开发模式的“市场端”是确定的，也就是新能源的上网电量和上网电价基本上是有保证的，项目开发主体只要控制好项目建设和运营成本就可“万事大吉”；现在的开发模式变成“开发端”和“市场端”都是不确定的，“量价皆不保”，既要控制好项目建成和运营成本，又要想方设法争取更多上网电量和更高上网电价，尤其是上网电价的不确定性极有可能成为投资者最大的“梦魇”。因此，面对新形势新挑战新要求，只有从全社会购电成本最小的角度出发，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，通过有效的市场调节尽可能实现可再生能源电量的优化配置，才能有序推动风电光伏稳步、健康与可持续发展，才是更好实现新能源行业高质量发展的应对之道。

存增并重将成为风光未来发展的主旋律

伴随着“双碳”目标的脚步越来越近，尤其是距离“碳达峰”目标仅不到6年时间，我国的降碳减排任务依然十分艰巨，传统高耗能的能源电力行业减排压力大、时间紧，已进入关键的攻坚期。

因此，作为碳排放大户的煤电，在我国实现“碳达峰”后，将逐步从基荷电源向调节性电源过渡，预计到2035年左右，煤电作为电力系统灵活性调节资源的角色更为明显，纯发电利用小时数可能会降低；到2050年前后，煤电将主要承担电力系统的应急和备用电源的角色，在紧急情况下发挥着调节保障性的作用，装机规模占比会大幅度直线下降。

2024年，我国水电、风电和光伏等可再生能源发电量的增长显著，同比分别增长10%、11%和28%左右，以风光为主的新能源快速增长对煤炭消费产生了较明显的替代效应，但单位装机发电量相比2023年呈下降趋势。2025年，我国新增风电光伏装机预计在2~2.5亿千瓦之间，可再生能源消费量超过11亿吨标准煤。另一方面，2024年全国参与市场化交易的新能源发电量占比超过50%，2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定，这标志着新能源电量正式迈入市场化交易的时代‌。

大规模、海量的风电光伏发电装机并网，在电网承受能力没有明显改善、电力外送渠道没有显著提升的前提下和在市场化全面推行、上网电价持续下降、限电卷土重来、政府要价起来越高大背景下，风光电以往那种单纯的规模扩张型的外延式发展路子显然是行不通的，企业将更加注重盘活存量资产的内涵式发展模式，存量盘活与增量投资将半分天下，“做优做强增量、做精做活存量”的投运并重模式将成为我国新能源发展主旋律。

对于“做优做强增量”来说，因电力市场化引发的电价风险而带来的投资结构变局正在显现：

一是因受到电力消纳、电价下降、土地出让等因素叠加的影响，过去每年新增风光装机3亿千瓦超常规发展态势是难以持续的。“十五五”相比于“十四五”期间风光装机增速会有所放缓并步入平稳增长阶段，既便每年新增装机规模2亿千瓦，到2030年我国风光总装机规模预计超过25亿千瓦，也在12亿千瓦目标的基础上翻了一番多；

二是光伏发电和风电的投资结构正发生“逆转”，由风光“明媚”逐渐向风“高”光“淡”。自2024年下半年开始，从不少省市下发的新能源指标中来看，风电指标要远高于同期的光伏指标，有些省区的某些地市甚至是“清一色”的风电指标，这一趋势预计未来几年不会有大的改观；

三是分布式光伏发展的“最佳期”或许已过。这几年，在“千家万户沐光行动”政策驱动下，分布式光伏迎来发展“黄金期”，到2024年底，分布式并网光伏占比达到42%，但分布式新能源并网难题已席卷全国10多个省区，大型工商分布式光伏原则上选择全部自发自模式，可能带来收入与利润锐减甚至转入亏损边缘，分布式能源由“投资不过山海关”变成“投资不过南宋朝”。

对于“做精做活存量”而言，随着市场化交易比例不断上升，如何盘活现有新能源资产并最大挖掘其价值，关键在于做好“开源节流”和提升交易策略这“两大法宝”：

一方面要千方百计做好“开源节流”。重点围绕“降本节支、挖潜增效”做好文章：一是降本，即通过优化管理采购流程、减少单位能耗、精减组织架构等措施，降低生产成本；二是节支，即树立过“紧日子”思想，先算后用、能省则省，从严审核把关各类开支，尽量减少非生产性、不必要的支出，“省出来的就是赚到的”；三是挖潜，即“见缝插针”安排消缺和巡检，最大程度减少停机，做到度电必争，不遗余力增加发电量；四是增效，即想方设法增加收入来源，主动参与绿证、绿电和碳交易，不断扩大收入水平。

另一方面要千思万想提升交易策略。风光等新能源加速入市已板上钉钉，唯有主动应战、早作准备，方能赢得主动、掌握先机：首先，培养一支高素质、专业化、能打硬仗的交易团体是前提，电力交易作为高智力活动，人是最宝贵和最核心的资源；其次，建立健全新能源市场交易和定价考核机制是保障，吃透摸清交易规则，做好市场交易顶层设计，研究探索适应企业实情的市场交易体系；再者，打造敏捷高效的数智化交易平台是基础，因为在海量的交易数据当中和瞬息万变的市场行情面前，如果缺乏AI等现代数智技术的支持是寸步难行的，是不可能寻求到最优化的量价耦合。

新能源全面入市背景下风光发展策略分析

主动把握好新能源发展节奏。近一段时间，部分央国企纷纷调整其新能源发展策略，开始甩卖新能源项目，对风光项目越来越精挑细选，新能源好似“风光”不再。个人认为，事实并非如此，在未来相当长的一段时间内，风光等新能源投资仍是我国能源开发的重点领域，但不会像以前那样“捡到篮子里都是菜”，前期拿项目更加审慎，项目开发将从追求高速度向高质量转变：一是把握好新能源和传统能源协调平衡，推动“火水核风光生储”融合发展，实现不同能源品种互补互济有序相融，在保障新能源可靠供应的同时推动能源转型；二是按照送出消纳为先的要求，以大基地为依托、以“源网荷储”和多能互补两个一体化为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体，结合企业融资成本、资产负债和现金流量等情况充分评估项目收益和偿债能力，在做好项目风险预防的同时确保有稳定收益来源；三是重点围绕五大海上风电基地建设，着力加强漂浮式和大型化机组风电开发，稳步推进海上光伏基地开发，不断降低海上新能源开发成本，助力海洋强国和能源强国建设。

以技术创新引领新质生产力。我国新能源正经历自其诞生以来最大技术变革，并且从量变向质变过渡：光伏技术迭代加速推进，TOPCon、HJT、BC等电池技术“你方唱罢我登场”，技术路线之争愈演愈烈，电池转化效率愈来愈高；风电技术向大型化+深远海化趋势加速，陆上风电单机容量基本在8~12MW，海上风电单机容量普遍在16~18MW，叶片长度不断刷新纪录，构网型与漂浮式技术研发持续推进，并且AI模型已经全面应用到从零部件的设计制造、电场的规划设计到项目的施工建设、运维管理等全产业链的各个环节当中，显示我国在风光产业中强大技术引领能力。科技创新是发展新质生产力的核心要素，未来我国风光技术创新将会重点围绕以下三大领域持续发力：一是以提升基础制造业工艺水平和材料制造水平为主攻方向，开发新工艺、研发新材料，加大加快国产品牌替代应用；二是以提高电力电子芯片基础设计与制造工艺为着力点，进一步推进新能源智能化发展，破解“卡脖子”技术难题；三是以推动“风光+”的融合发展模式为牵引，实施产业链融通发展共链行动，打造产业集群效应，推动行业公共验证平台建设，实现新能源与其他产业深度融合。

努力构建差异化竞争策略。企业在市场竞争中，不但要低头看路，还要抬头看天。新能源作为当前我国最内卷的行业之一，同质化竞争使企业缺乏差异化优势，这种情况在风电、光伏领域体现得淋漓尽致，“差异化”才是当下打破内卷的最有效武器。实际上，差异化并不意味着要完全颠覆传统的新能源开发模式，而是在充分结合自身的特点和优势的基础上，通过不断的创新和组合，主动挖掘市场的潜在需求，实现跨界融合、专业细分、模式创新，打造出独特、与众不同的经营模式，以避免陷入同质竞争的泥潭。对新能源企业而言，差异化不仅体现在不同能源业态的组合、不同业务的布局上，还存在于企业管理模式创新、文化特质修以及服务品质提升等多个方面，既包括技术路径的差异化、资本经营的差异化，也包括商业模式的差异化、竞争格局的差异化，通过与众不同、不随大流的经营策略，打造“专精特新”经营模式，做比别人有更好的新能源业务，最终实现“人无我有，人有我优，人优我特，人特我精”的目标。

全面提高数字化管理水平。在当今全球能源转型浪潮中，数字化智能化已成为推动新能源高质量发展的重要“引擎”。随着分布式电源、可调节负荷、智能微电网、虚拟电厂等新电力业态的兴起，以电力数字化为核心，极大地推动新能源跨越式发展：一是借助大数据与云计算等技术，通过搭建云边协同平台，实现新能源故障线路快速诊断和导线载流量智能分析，打造智慧电厂、智能运维的新模式；二是借助物联网、移动互联网等技术，积极推行云网融合、算网一体化，实现“全维算、全景看、全息判、全程控”的新能源功率预测；三是充分利用人工智能大模型技术，积极开展能源电力预测、设备监控和电力运行的创新应用，实现在智能客服、输配电巡检、安全生产等多个应用场景落地。总之，新能源数智化建设不仅有利于促进实体经济和数字经济深度融合，而且能够培育壮大电力数字化领域先进制造业集群，在推动能源电力向高端化、智能化、绿色化发展上不可或缺。

切实提升资产整体运营效率。新能源项目建成后，往往因参与市场化交易时价格偏低，加上发电曲线波动性大，还需承担额外的调峰辅助服务等多项考核费用，导致项目实际收益率要低于预期测得水平。如何有效提升资产整体运营效率显得迫在眉睫：要结合风光新能源项目数量多、规模小、分布广、电站环境差等特点，切实加强业务的战略性重组与专业化整合，借助规模优势降低运营成本；要以智慧运维平台为载体，全方位、全链条信息化数字化智能化管理，通过智慧化手段做好“交易全周期电电预测”，提高售电收益，降低交易成本；要全力打好交易的“组合拳”，通过“新能源+火电”“新能源+水电”“新能源+核电”等打捆销售的方式，全面提升风光等新能源电量消纳保障和售电价格，借助多管齐下的措施形成齐抓共管的格局，努力实现新能源资产经营管理从单个协调型向整体推动型转变、从分散式管理向精益化管理转变、从单兵突进运作向共享共赢运作转变、从规模扩张型经营向集约效益型经营转变。