根據中國新一輪國家自主貢獻（NDC）目標，風電和太陽能發電總裝機容量將飆升至2020年的6倍以上，達36億千瓦。

與這幅藍圖錨定的綠色未來相對應的另一面，是伴隨新能源快速發展，電力消納問題正考驗著整個電力系統的破局能力，也影響著新能源企業的投資信心。

在NDC目標下，風電產業的市場空間空前明確，但前路挑戰也愈發清晰。

去哪干？

“三北”地區或離岸300公里海上有開發潛力

“非化石能源包括多種新能源，但核電和水電的增長數量基本上是確定的，增長幅度有限，生物質發電占比很小。未來，NDC目標主要還是靠風電和光伏發電來完成。”國家應對氣候變化專家委員會委員、中國電力企業聯合會專家委員會副主任委員王志軒在接受中國環境報記者采訪時指出。

公開數據顯示，截至2024年年底，我國風電、太陽能發電累計并網裝機容量已達到14億千瓦左右。以這一數據為基礎，實現NDC目標，意味著2025年—2035年間，我國風電、太陽能發電需要新增并網裝機容量22億千瓦，10年內需年均新增兩億千瓦以上。

“綜合考慮資源潛力、技術進步趨勢、并網消納等現實可行性條件，按照風光裝機1：1的比例，2025年—2035年，我國風電年均新增并網裝機容量應不低于1億千瓦（100吉瓦）。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖指出。

我國三峽電站的總裝機容量為22.5吉瓦，1億千瓦風電相當于約4個三峽電站的總裝機容量。“如此大的規模體量，讓風電企業吃下了發展的定心丸，未來肯定市場廣闊，訂單充盈。”遠景能源風機產品線總經理楊亞文表示。

盡管我國風電資源豐富，但新能源企業仍面臨選址困難等問題。楊亞文說，在中東部地區，風速條件較差，同時人口密集、用電需求大，多年來，好的資源已經提前布局，周邊的優質風電資源越來越少，選址難度越來越大。多部門聯合發布的“關于組織開展千鄉萬村馭風行動的通知”，希望通過鄉村風電開發建設助力鄉村振興，中東部地區迎來了發展分布式風電的機遇。據不完全統計，目前，約15省（自治區、直轄市）出臺了具體實施方案（含征求意見稿），但涉及的風電裝機規模并不大。

據秦海巖介紹，從陸上風電來看，我國“三北”地區陸上風能資源經濟技術開發量可達75億千瓦，中東南部陸上風能資源經濟技術開發量超過25億千瓦；從海上風電來看，離岸300公里的海上風能源資源經濟技術開發量超過27億千瓦，已進入大規模商業化開發階段。

雖然豐富的資源為未來風電產業的持續發展提供了充足的基礎。但在風電資源富集地區，我國電力消納問題較為嚴峻。例如，在用電需求較小的西北沙漠、戈壁和荒漠地區，雖然風能資源優質、開發空間廣闊，但面對能源資源與電力負荷在地理上的逆向分布，如何高效消納這些“綠電”成為關鍵難題。

一位從業者調侃說道：“現狀就像一位深耕田間的農人，迎來了前所未有的豐收，卻發現通往市場的‘高速路’尚未完全打通。”

調侃背后，折射的正是當前西部新能源電力“發得出、送不走、用不掉”的現實困境。

賺錢嗎？

機制電價下盈利預期仍充滿變數

這一現實困境，直接關系著企業最終的盈利。可以說，在政策引導下，市場規模是確定的，但因消納帶來的收益不確定性，正使發電企業的盈利預期充滿變數。

這要從電力行業市場機制說起。在過去一段時間內，我國新能源電力執行“部分市場化+部分保障性收購”政策，加上新能源補貼，電價一度高于火電（大部分地區火電電價每千瓦時0.4元左右）。

但短短幾年，新能源從補貼退坡到平價上網，再到如今進入電力現貨市場，電價逐步在下降。尤其近年來，新能源參與電力現貨市場競爭激烈，容易形成“內卷”式報價，這進一步增加了企業投資收益的不確定性風險。

國家電投科學技術研究院有限公司董事長何勇健曾指出，新能源開發底層邏輯已經發生變化，未來電價的不確定性會給新能源發展帶來挑戰。

今年發布的136號文件——《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》要求，凡是在2025年5月31日以后并網的項目，都必須執行市場化電價，通過年度自愿競價形成。這意味著過去新能源享受的“部分市場化+部分保障性收購”政策已經成為歷史。

136號文件為保障新能源發電企業的營收引入了新的電價機制，即行業所稱的機制電價：對納入機制范圍內的電量，按照確定的機制電價與市場交易均價的價差進行結算，當市場交易均價低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。

秦海巖說：“通過這種‘多退少補’的機制電價結算方式，可以有效提高新能源項目投資收益的預期，保障企業投資積極性，更好支撐新能源發展規劃目標的實現。”

不過，據清華大學電機系副教授郭鴻業介紹，雖然增量新能源場站全部上網電量都需要參與市場，但僅有一部分發電量可按照機制電量結算。如在山東電力市場，風電（按照機制電量結算的比例）為70%，剩余電量依然需要以現貨市場的價格結算。

“新能源參與電力現貨市場形成的上網電價普遍偏低，而且，我國電力現貨市場運行時間還不長，市場規則還在不斷完善，未來市場的不確定性非常高，如果一個項目享受機制電價的占比不高，無法對沖市場風險。”楊亞文向記者表達了他的擔憂，這會導致新能源企業收益下降，將難以吸引足夠的投資用于項目建設和技術研發。

此外，機制電價涉及的項目競價資格與頻率、失信懲罰措施以及電量申報、邊際項目處理與差價結算等具體操作規則如何細化等，都關系著企業的收益預期。而這些復雜問題的最終厘定，更極大地考驗著地方政府、發電企業、電網和終端用戶等多元主體的統籌協調能力。

國家能源局綜合司副司長張星在最近召開的國家能源局新聞發布會上表示：“國家能源局將完善適應高比例新能源的市場和價格機制。配合有關部門指導各地加快出臺和落實新能源上網電價市場化改革實施方案，科學合理設定各類邊界條件，妥善處理降電價與穩收益的關系并合理銜接存量政策，穩定市場預期和投資積極性。構建適應新能源特性的市場交易規則，為新能源提供合理的收益保障與風險管理機制。”

怎么干？

破解長距離運輸與本地消納困局

據《中國電力行業年度發展報告2025》預測，隨著新能源電量滲透率逐步提高，新能源利用率將呈現穩步下降態勢，高滲透率地區的消納形勢將更加嚴峻。如何解決能源富集區與負荷中心的區位差異，統籌就地消納和外送通道建設仍是需要攻克的難題。

近年來，在外送通道方面，我國正通過建設以特高壓為骨干的“電力高速公路”網絡尋求破解之道。例如，今年，寧夏沙戈荒——湖南±800千伏特高壓直流輸電工程投產送電。

但不得不承認的是，遠距離輸電（如特高壓）建設難度大、周期長，與我國快速增長的新能源裝機規模相比，電力外送通道建設相對滯后，加上電網靈活性資源（如儲能）尚未充分配套，新型電力系統還未全面建成，電網調節能力不足，都制約著風電的消納。破題需要的不僅是技術突破，如何在空間上打破省間壁壘、在時間上縮短投資周期、在機制上激活調節資源，成為推動新能源高質量發展的關鍵所在。

而探索在能源富集區域綠電就近消納，也成為多數風電投資企業的選擇。例如，就地轉化，通過“風電+高載能產業”模式，引導電解鋁、綠色化工等企業向能源基地集中，將綠電直接轉化為產品；再如多元利用，大力發展制氫、數據中心等靈活負荷，并結合儲能技術平滑輸出，構建區域微網，有效提升本地消納能力。

對新能源開發企業來說，未來要想獲得可持續發展，企業必須從單純的項目開發商，轉變成綜合智慧能源運營商。遠景在內蒙古赤峰市建設的零碳氫能產業園，已經邁出了向智慧能源運營商轉變的步伐。楊亞文介紹：“遠景在內蒙古赤峰零碳氫能產業園打造的全球最大152萬噸綠色氫氨項目完全是脫離電網的。項目靠風力發電和太陽能發電，平時發電多余的電用儲能設備存儲起來。沒有風或光的時候，用儲能支撐產業園生產綠氫和綠氨。”

不過，據王志軒介紹，部分西部地區能源資源就地轉化，存在產業鏈條薄弱、市場機制不健全、源荷錯配等問題，無法靠電網建設單點突進，必須從產業規劃、市場設計、技術升級三個維度系統推進。在能源產地同步構建“源—網—荷—儲”一體化綠色生態圈，才能真正將資源優勢轉化為發展優勢。

11月10日，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于促進新能源消納和調控的指導意見》中明確提出，到2030年，協同高效的多層次新能源消納調控體系基本建立，持續保障新能源順利接網、多元利用、高效運行，新增用電量需求主要由新增新能源發電滿足。

業內專家表示，這將為特高壓設備、智能變電站、柔性直流輸電等領域帶來明確增長機遇。下游電力銷售市場也將推動服務升級，促進電力銷售全產業鏈發展，提升整體產業效率。