根据中国新一轮国家自主贡献（NDC）目标，到2035年，全经济范围温室气体净排放量将比峰值下降7%—10%，非化石能源消费占比冲刺30%以上，其中，风电和太阳能发电总装机容量将飙升至2020年的6倍以上，达36亿千瓦大关。
与这幅蓝图锚定的绿色未来相对应的另一面，是伴随新能源快速发展，电力消纳问题正考验着整个电力系统的破局能力，也挑战着新能源企业的投资信心。
近年来，因新能源在一定时段供需失衡，国内电力市场的负电价现象被频繁提及，引发各界热议。
例如，今年9月20日，四川省内电力现货价格出现全天负电价，此前，类似负电价已在山东、浙江、内蒙古等多地发生。与此同时，在企业盈利预期发生变化的情况下，包括国企央企在内的企业，已经开始抛售一部分新能源资产。
可以说，在 NDC目标下，风电产业站上了历史性的风口：市场空间空前明确，但前路挑战也异常清晰。
在哪干——
优质风电资源稀缺下企业在哪布局？
“非化石能源占一次能源消费比重包括多种新能源，但核电和水电的增长数量基本上是确定的，增长幅度有限，生物质发电占比很小。未来NDC目标主要还是靠风电和光伏发电来完成。” 国家应对气候变化专家委员会委员、中电联专家委员会副主任委员王志轩在接受中环报记者采访时指出。
公开数据显示，截至2024年年底，我国风电、太阳能发电累计并网装机容量已达到14亿千瓦左右。以这一数据为基础，实现NDC目标，意味着2025年—2035年间，我国风电、太阳能发电需要新增并网装机容量22亿千瓦，10年内需年均新增2亿千瓦以上。
“综合考虑资源潜力、技术进步趋势、并网消纳等现实可行性条件，按照风光装机1：1的比例，2025年—2035年，我国风电年均新增并网装机容量应不低于1亿千瓦（100吉瓦）。” 世界风能协会、国家能源风能太阳能仿真与检测认证技术重点实验室主任秦海岩在接受中环报记者采访时指出。
我国三峡电站的总装机容量为22.5吉瓦，1亿千瓦风电相当于约4个三峡电站的总装机容量。“如此大的规模体量，让风电企业吃下了发展的定心丸，未来肯定市场广阔，订单充盈。” 远景能源风机产品线总经理杨亚文在接受中环报记者采访时表示。
尽管我国风电资源丰富，但仍面临选址困难的问题。杨亚文说，在中东部地区，风速条件较差，同时人口密集、用电需求大，多年来，好的资源已经提前布局，中东部地区城市周边的优质风电资源越来越少，选址难度越来越大。虽然多部门联合发布了“关于组织开展千乡万村驭风行动的通知”，希望通过乡村风电开发建设助力乡村振兴，这也意味着中东部地区迎来了发展分布式风电的机遇。但据不完全统计，目前约15省（自治区、直辖市）出台了具体实施方案（含征求意见稿）涉及的风电装机规模并不大。
据介绍，我国陆上风资源主要从西伯利亚往东南方向吹，新疆西北、内蒙古东部和西部、甘肃、河北、辽宁和吉林等区域是高风速区域。其他区域则处于中低风速或低风速区域。
在风电资源富集地区，我国电力消纳问题较为严峻。例如，在用电需求较小的西北沙漠、戈壁和荒漠地区，虽然风能资源优质、开发空间广阔，但面对能源资源与电力负荷在地理上的逆向分布，如何高效消纳这些“绿电”成为关键难题。
据秦海岩介绍，从陆上风电来看，我国 “三北”地区陆上风能资源经济技术开发量可达75亿千瓦，中东南部陆上风能资源经济技术开发量超过25亿千瓦；从海上风电来看，离岸300公里的海上风能源资源经济技术开发量超过27亿千瓦，已进入大规模商业化开发阶段。
尽管这些都为未来风电产业的持续发展提供了充足的资源基础。但一位从业者开玩笑说：“现状就像一位深耕田间的农人，迎来了前所未有的丰收，却发现通往市场的‘高速路’尚未完全打通。”
调侃背后，折射的正是当前西部新能源电力“发得出、送不走、用不掉”的现实困境。
赚钱吗——
机制电价下盈利预期仍充满变数
这一现实困境，直接关系着企业最终的盈利情况。可以说，在政策的引导下，市场规模是确定的，但因消纳带来的收益不确定性，正使发电企业的盈利预期充满变数。
据了解，中国已经占据全球风电设备制造产能的70%—80%，目前，我国的风电产能已经达到120吉瓦。从产能来看，达到NDC目标并不难，企业更为关心的是，风机建成后能否挣到钱。而这要从电力行业市场机制说起。
此前，我国新能源电力执行“部分市场化+部分保障性收购”政策，加上新能源补贴，电价甚至高于火电。
但短短几年，新能源从补贴退坡到平价上网，再到进入电力现货市场，电价呈大幅下行趋势，甚至一些地方出现负电价。
据介绍，过去几年，新能源参与电力现货市场竞争激烈，容易形成“内卷”式报价，上网电价普遍偏低。在风电和光伏发力多时，电力现货市场基本是地板价，甚至出现长时间的负电价。这进一步增加了企业投资收益的不确定性风险。
在此背景下，不少企业开始剥离新能源资产。例如，华能国际电力开发公司转让其持有天津市津能风电有限责任公司10.05%的股权。风电整机龙头明阳智能（SH：601615）出售了开鲁明阳公司股权及风电场，出售价格为9.6亿元，而这一风电场的投资曾高达46亿元。
国家电投科学技术研究院有限公司董事长何勇健曾指出，新能源开发底层逻辑（已经）发生变化，未来电量和电价都会出现不确定性，（这）给新能源发展带来挑战。
而今年发布的136号文件——《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》要求，凡是在2025年5月31日以后并网的项目，都必须执行市场化电价，通过年度自愿竞价形成。这意味着过去新能源享受的“部分市场化+部分保障性收购”政策已经成为历史。
目前，各省份迅速响应。湖南省发改委于10月29日印发《湖南省新能源机制电价竞价实施细则》，湖北省也紧随其后，从10月起正式执行新能源上网电价市场化改革政策。但是这种自愿竞价形成的市场化电价大幅下滑。
在山东机制电价竞价中，风电仅获0.319元/千瓦时，甘肃的竞争更加惨烈，风电、光伏全部以0.1954元/千瓦时的下限成交。
为保障发电企业的营收，136号文件还为风电、光伏等新能源引入新的电价机制，即行业所称的机制电价。即对纳入机制范围内的电量，按照确定的机制电价与市场交易均价的价差进行结算，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。
秦海岩说：“通过这种‘多退少补’的机制电价结算方式，可以有效提高新能源项目投资收益的预期，保障企业投资积极性，更好支撑新能源发展规划目标的实现。”
王志轩也指出：“市场化机制可以解决高比例新能源并网面临的电力系统调节能力问题，有利于消纳新能源电力。”
不过，据清华大学电机系副教授郭鸿业介绍，增量新能源场站全部上网电量都需要参与市场，但仅有一部分发电量可按照机制电量结算。如在山东电力市场，风电（按照机制电量结算的比例）为70%，剩余电量依然需要以现货市场的价格结算。
“新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低，而且，我国电力现货市场运行时间还不长，市场规则还在不断完善，未来市场的不确定性非常高，如果一个项目享受机制电价的占比不高，无法对冲市场风险。” 杨亚文向记者表达了他的担忧，如果新能源企业长期面临收益下降的困境，将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发，这对新能源产业的健康发展构成严重威胁，不利于新能源投资建设。
那么，项目享受机制电价的电量到底是怎么确定的？
根据136号文件，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。
据了解，2019年，我国开始按省对电力消费应达到的可再生能源电量比重（即消纳责任权重）进行规定和考核。以2023年完成情况来看，除西藏免于考核，新疆只监测外，全国所有省份均超额完成了国家下达的责任权重指标。
因此，杨亚文认为：“仅按这个指标完成情况来确定 ‘年度纳入机制电量的总规模’，可能会影响各省新增装机规模的持续高增长。”
“年度非水电可再生能源电力消纳责任权重应该是最低目标，不应该成为上限。” 秦海岩进一步指出，而且，为保障风电项目顺利实施，对于在建项目和规划项目，也应该考虑一定的“机制电量”保障，否则这些项目前期投资决策失去了依据，也有可能造成项目搁置。
此外，机制电价涉及的项目竞价资格与频率、失信惩罚措施以及电量申报、边际项目处理与差价结算等具体操作规则如何细化等，都关系着企业的收益预期。而这些复杂问题的最终厘定，更极大地考验着地方政府、发电企业、电网和终端用户等多元主体的统筹协调能力。
国家能源局综合司副司长张星在最近的新闻发布会上表示：“国家能源局将完善适应高比例新能源的市场和价格机制。配合有关部门指导各地加快出台和落实新能源上网电价市场化改革实施方案，科学合理设定各类边界条件，妥善处理降电价与稳收益的关系并合理衔接存量政策，稳定市场预期和投资积极性。构建适应新能源特性的市场交易规则，为新能源提供合理的收益保障与风险管理机制。”
怎么干——
破解长距离运输与本地消纳困局
据《中国电力行业年度发展报告2025》预测，随着新能源电量渗透率逐步提高，新能源利用率将呈现稳步下降态势，高渗透率地区的消纳形势将更加严峻。如何解决能源富集区与负荷中心的区位差异，统筹就地消纳和外送通道建设仍是需要攻克的难题。
近年来，在外送通道方面，我国正通过建设以特高压为骨干的“电力高速公路”网络寻求破解之道。例如，今年，宁夏沙戈荒——湖南±800千伏特高压直流输电工程投产送电。此前，新疆的绿电也通过特高压长距离运输，供往北京和上海。
但不得不承认的是，远距离输电（如特高压）建设难度大、周期长，与我国快速增长的新能源装机规模相比，电力外送通道建设相对滞后，加上电网灵活性资源（如储能）尚未充分配套，新型电力系统还未全面建成，电网调节能力不足，都制约着风电的消纳。破题需要的不仅是技术突破，如何在空间上打破省间壁垒、在时间上缩短投资周期、在机制上激活调节资源，成为推动新能源高质量发展的关键所在。
而探索在能源富集区域绿电就近消纳，也成为多数风电投资企业的选择。这就像在源头开挖新的“灌溉渠”，让清洁电力不必全部挤上“主干道”远距离输送，而是就近滋养本地的产业绿洲。
例如，就地转化，通过“风电+高载能产业”模式，引导电解铝、绿色化工等企业向能源基地集中，将绿电直接转化为产品；再如多元利用，大力发展制氢、数据中心等灵活负荷，并结合储能技术平滑输出，构建区域微网，有效提升本地消纳能力。
对新能源开发企业来说，未来要想获得可持续发展，企业不能再让自己的风光装机去“晒太阳”，必须从单纯的项目开发商，转变成综合智慧能源运营商。
远景在内蒙古赤峰市建设的零碳氢能产业园，已经迈出了向智慧能源运营商转变的步伐。杨亚文介绍：“远景在内蒙古赤峰零碳氢能产业园打造的全球最大152万吨绿色氢氨项目完全是脱离电网的。项目靠风力发电和太阳能发电，平时发电时，多余的电用储能设备存储起来。没有风或光的时候，用储能支撑产业园生产绿氢和绿氨。”
不过，据王志轩介绍，部分西部地区能源资源就地转化，存在产业链条薄弱、市场机制不健全、源荷错配等问题，无法靠电网建设单点突进，必须从产业规划、市场设计、技术升级三个维度系统推进。在能源产地同步构建“源—网—荷—储”一体化绿色生态圈，才能真正将资源优势转化为发展优势。
张星指出，加快推动新能源“立起来”“靠得住”，实现更大规模更高质量平稳发展，国家能源局将从以下几方面推进：进一步扩大新能源供给，如加大海上风电开发力度，推动分布式新能源多场景多元化开发；积极推动新能源集成发展，如推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展，支持绿电直连、虚拟电厂等；拓展新能源非电利用途径，如积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用；全面提升新能源消费水平，如协同推进可再生能源强制消费与自愿消费以及健全绿证交易机制等。
